Nghiên cứu giải pháp công nghệ và hệ hóa phẩm phục vụ xử lý đồng thời lắng đọng hữu cơ và vô cơ trong cần khai thác và hệ thống xử lý bề mặt trên giàn khai thác

BỘ CÔNG THƯƠNG
CHI NHÁNH VIỆN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRUNG TÂM ỨNG DỤNG VÀ CHUYỂN GIAO CÔNG NGHỆ








BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI






NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ
VÀ HỆ HÓA PHẨM PHỤC VỤ XỬ LÝ ĐỒNG THỜI
LẮNG ĐỌNG HỮU CƠ VÀ VÔ CƠ TRONG CẦN KHAI THÁC
VÀ HỆ THỐNG XỬ LÝ BỀ MẶT TRÊN GIÀN KHAI THÁC



MÃ SỐ: 6363/QĐ-BCT

HÀ NỘI, 8-2010

CÁC THÀNH VIÊN THAM GIA ĐỀ TÀI



NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ VÀ
HỆ HÓA PHẨM PHỤC VỤ XỬ LÝ ĐỒNG THỜI LẮNG ĐỌNG
HỮU CƠ VÀ VÔ CƠ TRONG CẦN KHAI THÁC
VÀ HỆ THỐNG XỬ LÝ BỀ MẶT TRÊN GIÀN KHAI THÁC



CHỦ BIÊN: ThS. Đỗ Thành Trung - Phòng Chống ăn mòn
Chi nhánh Viện Dầu khí Việt Nam
Trung tâm Ứng dụng và Chuyển giao công nghệ (CTAT)

TÁC GIẢ:
1. Trần Thị Xuyên Cử nhân Hóa CTAT
2. Lê Thị Hồng Giang KS. Hóa học CTAT
3. Tô Văn Thường CNKT. Lọc hóa dầu CTAT
4. Nguyễn Đình Dũng ThS. Điện hóa CTAT
5. Nguyễn Quỳnh Anh ThS. Hóa dầu CTAT
6. Nguyễn Văn Ngọ TS. Hóa học DMC
7. Phan Văn Minh KS. Hóa học DMC
8. Phạm Ngọc Sơn KS. Hóa dầu DMC
9. Hoàng Anh Dũng KS. Hóa dầu DMC

Mục lục

Trang
Lời mở đầu
9
Chương I
. TỔNG QUAN VỀ LẮNG ĐỌNG HỮU CƠ, LẮNG ĐỌNG VÔ
CƠ TRONG CẦN KHAI THÁC VÀ HỆ THỐNG XỬ LÝ BỀ
MẶT TRÊN GIÀN KHAI THÁC


11
I.1 Tổng quan chung về lắng đọng hữu cơ và phương pháp
xử lý loại trừ

11
I.1.1. Khái niệm chung về lắng đọng hữu cơ 11
I.1.2. Cơ chế gây lắng đọng hữu cơ 12
I.1.2.1. Cơ chế khuếch tán phân tử 13

I.1.2.2. Cơ chế phân tán do chuyển động trượt tương đối 13
I.1.3. Phương pháp ngăn ngừa lắng đọng hữu cơ 14
I.1.3.1. Phương pháp cơ học 14
I.1.3.2. Phương pháp hóa học
15
I.1.3.3. Phương pháp nhiệt 16
I.2 Tổng quan chung về lắng đọng vô cơ và phương pháp
xử lý loại trừ
16
I.2.1. Khái niệm chung về lắng đọng vô cơ 16
I.2.2. Cơ chế gây lắng đọng vô cơ 18
I.2.3. Ảnh hưởng của một số yếu tố tới quá trình tích tụ lắng đọng
muối

23
I.2.3.1. Ảnh hưởng của điều kiện dòng chảy tới tích tụ lắng đọng
muối
24
I.2.3.2. Ảnh hưởng của thành phần dầu tới tích tụ lắng đọng muối 24
I.2.4. Phương pháp ngăn ngừa lắng đọng vô cơ 27
I.2.4.1 Xử lý loại trừ tích tụ lắng đọng chứa muối cacbonat 28
I.2.4.2. Xử lý loại trừ lắng đọng chứa muối sunphat 30
Chương II.
VẬT LIỆU, HÓA PHẨM VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
35
II.1. Vật liệu, hóa phẩm dùng trong nghiên cứu
35

4
II.2. Phương pháp nghiên cứu, đánh giá

36
Chương III.
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN HỆ HÓA PHẨM VÀ CÔNG
NGHỆ CHO PHÉP XỬ LÝ ĐỒNG THỜI LẮNG ĐỌNG HỮU
CƠ VÀ VÔ CƠ


39
III.1. Định hướng sơ bộ về lựa chọn công nghệ xử lý
39
III.2. Nghiên cứu lựa chọn hóa phẩm loại trừ lắng đọng hữu
cơ

39
III.2.1. Phân tích thành phần lắng đọng hữu cơ 39
III.2.2. Nghiên cứu thực nghiệm nhằm lựa chọn hóa phNm loại trừ
lắng đọng hữu cơ

40
III.2.3. Kết luận chung cho phần nghiên cứu thực nghiệm lựa chọn
hóa phNm loại trừ lắng đọng hữu cơ

45
III.3. Nghiên cứu lựa chọn hóa phẩm loại trừ lắng đọng vô cơ
45
III.3.1. N ghiên cứu lựa chọn hóa phNm loại trừ lắng đọng CaCO
3
46
III.3.2. N ghiên cứu lựa chọn hóa phNm loại trừ lắng đọng CaSO
4

51
III.3.2.1. Đánh giá khả năng hòa tan CaSO
4
của hóa phNm Disolvine 51
III.3.2.2. Đánh giá khả năng hòa tan CaSO
4
của hóa phNm trên cơ sở
N a
4
EDTA

51
III.4 Nghiên cứu đề xuất công nghệ xử lý phù hợp
58
Kết luận chung
61
Tài liệu tham khảo
62


5
Mục lục hình vẽ và bảng biểu

Hình Tên hình
Trang
Hình 1.1.
Hình ảnh lắng đọng hữu cơ trong cần khai thác
lấy từ giếng của XN LD Vietsovpetro

11

Hình 1.2. Lắng đọng muối lấy từ mỏ Bạch Hổ 18
Hình 1.3. Lắng đọng muối trong ống khai thác theo Shlumbeger 18
Hình 1.4. Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của CaCO
3
20
Hình 1.5.
Ảnh hưởng của áp suất riêng phần của CO
2
tới độ hòa tan của
CaCO
3
20
Hình 1.6.
Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của muối canxi
sunphat
22
Hình 1.7.
Cơ chế hình thành tích tụ lắng đọng muối dưới sự có mặt
của các hợp chất tan trong nước chứa trong dầu
25
Hình 1.8.
Ảnh hưởng của hợp chất hữu cơ lấy từ lắng đọng muối
tới sức căng bề mặt trên ranh giới pha
26
Hình 1.9.
Ảnh hưởng của hợp chất hữu cơ lấy từ lắng đọng muối tới
động học tạo lắng đọng muối trong phòng thí nghiệm
26
Hình 1.10. Khả năng hòa tan muối CaCO
3

của một số hóa phNm chelat 29
Hình 1.11.
Khoảng pH phát huy hiệu dụng trong hòa tan và giữ các ion
trong trạng thái lơ lửng của một số hóa phNmchelat
30
Hình 1.12.
Khả năng hòa tan muối canxi sunphat (thông qua hàm lượng
Ca
2+
) của một số hóa phNm chelat
31
Hình 1.13.
Động học hòa tan lắng đọng từ BaSO
4

của một số hóa phNm chelat
32
Hình 1.14.
Động học hòa tan cặn muối SrSO
4
của một số hóa phNm
chelat
33
Hình 2.1. Hình ảnh lắng đọng hữu cơ trong cần khai thác 35
Hình 2.2.
Hình ảnh viên mẫu đá vôi mô phỏng cặn CaCO
3
trước và sau
thí nghiệm
36

Hình 2.3. Sơ đồ thí nghiệm đánh giá khả năng hòa tan parafin 36
Hình 2.4. Kích thước chi tiết Bộ gá đỡ mẫu 37
Hình 3.1.
Khối lượng lắng đọng hòa tan theo thời gian trong các hệ
42

6
dung môi khác nhau
Hình 3.2.
Cụm thiết bị đánh giá hòa tan lắng đọng trong cần khai thác
lấy từ XN LD Vietsovpetro
44
Hình 3.3. Lắng đọng trong ống khai thác 45
Hình 3.4.
Đường cong hòa tan CaCO
3
tích lũy theo thời gian trong dung
dịch axit axetic ở nhiệt độ 25
0
C
48
Hình 3.5.
Ảnh hưởng của nồng độ axit axetic tới tốc độ hòa tan căn
CaCO
3
ở nhiệt độ 25
0
C, thời gian 2h
48
Hình 3.6.

Đường cong hòa tan tích lũy đối với axit focmic ở nhiệt độ
25
0
C
50
Hình 3.7.
Ảnh hưởng của nồng độ axit Focmic tới độ hòa tan của
CaCO
3
ở nhiệt độ 25
0
C, thời gian 2h
50
Hình 3.8.
Khối lượng CaSO
4
hòa tan tích lũy trong dung dịch Disolvine
ở nhiệt độ 25
0
C
53
Hình 3.9.
Ảnh hưởng của nồng độ Disolvine tới độ hòa tan của CaSO
4
ở
nhiệt độ 25
0
C, thời gian 2h
53
Hình 3.10. Khối lượng CaSO

4
hòa tan tích lũy trong dung dịch N a
4
EDTA 55
Hình 3.11.
Ảnh hưởng của nồng độ N a
4
EDTA tới độ hòa tan của CaSO
4

ở nhiệt độ 25
0
C, thời gian 2h
55
Hình 3.12.
Ảnh hưởng của nồng độ N a
4
EDTA và Disolvine tới độ hòa
tan của CaSO
4
ở nhiệt độ 25
0
C, thời gian 2h
57
Hình 3.13.
Đường cong vi phân tốc độ hòa tan của CaSO
4
trong dung
dịch N a
4

EDTA
57
Hình 3.14.
Thứ tự bơm các tệp hóa phNm xử lý đồng thờilắng đọng hữu
cơ và lắng đọng vô cơ
59

Bảng Tên bảng
Trang
Bảng 1.1.
Độ hòa tan của CaSO
4
.2H
2
O trong nước cất (Ca
2+
mg đượng
lượng/Lít)
23
Bảng 1.2. Khả năng hòa tan CaCO
3
trong các dung dịch axit 29
Bảng 1.3. Một số hợp chất chelat dùng trong xử lý lắng đọng muối 31
Bảng 3.1. Thành phần hóa học lắng đọng hữu cơ lấy từ mỏ Bạch Hổ 39
Bảng 3.2.
Thành phần và tính chất vật lý của các hệ dung môi đưa vào
40

7
nghiên cứu

Bảng 3.3.
Kết quả xác định khả năng hòa tan lắng đọng hữu cơ
của các hệ dung môi với thời gian lưu mẫu khác nhau
41
Bảng 3.4.
Khối lượng lắng đọng hòa tan theo thời gian
trong các dung môi khác nhau
42
Bảng 3.5.
So sánh tương đối khả năng hòa tan lắng đọng hữu cơ của các
hệ dung môi
43
Bảng 3.6.
Kết quả hòa tan lắng đọng hữu cơ trong đoạn cần khai thác
chứa lắng đọng hữu cơ sau 4h ngâm mẫu
45
Bảng 3.7.
Khối lượng CaCO
3
hòa tan trong dung dịch axit Axetic tích
lũy theo thời gian ở nhiệt độ 25
0
C
47
Bảng 3.8.
Khối lượng CaCO
3
hòa tan trong dung dịch axit Focmic tích
lũy theo thời gian ở nhiệt độ 25
0

C
49
Bảng 3.9.
Khối lượng CaSO
4
hòa tan tích lũy trong dung dịch Disolvine
ở nhiệt độ 25
0
C
52
Bảng 3.10. Khối lượng CaSO
4
hòa tan tích lũy theo thời gian 54
Bảng 3.11.
Khối lượng CaSO
4
hòa tan được trong các khoảng thời gian
10 phút tại các thời điểm khác nhau
56





8
Lời mở đầu

Lắng đọng vật chất vô cơ và hữu cơ trong hệ thống khai thác, xử lý, vận
chuyển dầu khí là một trong những vấn đề nan giải thường xảy ra trong quá trình
khai thác dầu khí. Vấn đề này đã và đang xuất hiện ngày càng trầm trọng tại mỏ

Bạch Hổ của XN LD Vietsovpetro, nhất là khi mỏ này đang đi vào thời kỳ ngập
nước mạnh và đNy mạnh khai thác theo phương pháp gaslift. Lắng đọng vô cơ, hữu
cơ có thể xuất hiện ở các vị trí như: trong vùng vỉa chứa lân cận giếng khoan, trên
bề mặt dọc cần khai thác, trong hệ thống đường ống dẫn tới thiết bị xử lý, trong hệ
thống thiết bị xử lý, vận chuyển, tàng trữ dầu khí
Căn cứ vào bản chất của vật chất lắng đọng, người ta phân chúng thành lắng
đọng vô cơ, lắng đọng hữu cơ.
Lắng đọng vô cơ chứa chủ yếu các muối như CaCO
3
, CaSO
4
Lắng đọng
này xuất hiện khi các tinh thể muối vô cơ có trong nước đi cùng dòng dầu khai thác
gặp điều kiện thuận lợi cho lắng đọng như: chế độ dòng chảy rối, sự xuất hiện của
bề mặt phân cách pha, sự có mặt của lắng đọng hữu cơ tích tụ lại.
Lắng đọng hữu cơ thường chứa parafin, asphanten, nhựa, các hợp chất thơm
chứa lưu huỳnh N hững chất này luôn có sẵn trong thành phần dầu thô và chúng có
thể kết tinh trong dòng dầu khi cân bằng nhiệt động học của hệ dầu thay đổi. Các
tinh thể kết tinh sẽ tạo lắng đọng khi gặp điều kiện thuận lợi như thay đổi hướng
dòng chảy, xuất hiện bề mặt phân cách pha.
Lắng đọng vô cơ có thể có mặt tại nhiều vị trí dọc thân giếng, thân cần khai
thác và trong hệ thống thu gom xử lý. Lắng đọng hữu cơ thường tập trung nhiều
trong đoạn cần khai thác phía trên có nhiệt độ thấp (nhiều nhất ở vị trí độ sâu 100m
lên tới miệng giếng). Thế nhưng, nói chung, trên thực tế ta thường gặp lắng đọng
hỗn hợp, tức lắng đọng chứa cả muối vô cơ và vật chất hữu cơ.
Lắng đọng muối xảy ra trong vùng cận đáy giếng dẫn tới giảm độ thấm vùng
cận đáy giếng, giảm hiệu quả khai thác. Trong cần khai thác, lắng đọng muối
thường dẫn đến tăng trở lực dòng chảy. Việc tăng trở lực này diễn ra khi đường
kính hiệu dụng của cần khai thác nhỏ đi và khi cặn lắng đọng làm bề mặt ống mấp
mô. Các van, hoặc thiết bị bơm chìm trong lòng giếng có thể bị tắc không hoạt động

được dưới tác động của lắng đọng muối. Các thiết bị tách, xử lý dầu khi bị nhiễm
lắng đọng hữu cơ và vô cơ cũng giảm khả năng làm việc.
Chính vì các đặc điểm vừa nêu tóm tắt ở trên về hiện tượng lắng đọng muối
vô cơ, vật chất hữu cơ trong hệ thống khai thác, đặc điểm về thành phần vật chất và
vị trí xảy ra lắng đọng, tác hại của chúng tới hiệu quả khai thác, nên việc xử lý loại
trừ chúng là việc làm cần thiết. Cũng chính vì vậy, chúng tôi đặt cho mình nhiệm vụ

9
nghiên cứu chế tạo những hệ hóa phNm phù hợp về mặt kỹ thuật, rẻ tiền và chọn
được giải pháp công nghệ phục vụ xử lý một cách hiệu quả nhất.
Mục tiêu bao trùm của đề tài nghiên cứu là:
- N ghiên cứu lựa chọn được các hệ hóa phNm phù hợp cho xử lý lắng đọng
vô cơ, lắng đọng hữu cơ trong cần khai thác và hệ thống xử lý bề mặt trên giàn khai
thác dầu khí.
- Thiết lập chế độ công nghệ cho phép xử lý lắng đọng vô cơ, lắng đọng hữu
cơ trong một đợt xử lý.
Để thực hiện mục tiêu đưa ra, chúng tôi cần tiến hành một số nội dung
nghiên cứu sau:
- Tổng quan về vấn đề lắng đọng hữu cơ, lắng đọng vô cơ trong cần khai thác
và hệ thống xử lý bề mặt trên giàn khai thác.
- N ghiên cứu thực trạng lắng đọng hữu cơ và vô cơ ở mỏ Bạch Hổ.
- N ghiên cứu thành phần và quy luật phân bố lắng đọng trong cần khai thác
và hệ thống xử lý bề mặt.
- N ghiên cứu lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng vô cơ.
- N ghiên cứu lựa chọn hệ hóa phNm xử lý lắng đọng hữu cơ.
- N ghiên cứu đề xuất giải pháp công nghệ hợp lý có tính khả thi cao trong xử
lý loại trừ lắng đọng hữu cơ và lắng đọng vô cơ trong một đợt xử lý.
Báo cáo tổng kết chứa đựng các nội dung nghiên cứu và được trình bày trong
chương chính nêu dưới đây:
Chương I: Tổng quan về lắng đọng hữu cơ, lắng đọng vô cơ trong cần khai

thác và hệ thống xử lý bề mặt trên giàn khai thác;
Chương II: Vật liệu, hóa phNm và phương pháp nghiên cứu;
Chương III: N ghiên cứu lựa chọn hệ hóa phNm và công nghệ cho phép xử lý
đồng thời lắng đọng hữu cơ và vô cơ.
N hân dịp lập báo cáo nhóm tác giả cáo xin cảm ơn Vụ Khoa học Công nghệ -
Bộ Công Thương đã tin cậy giao cho chúng tôi nhiệm vụ nghiên cứu này. Cám ơn
sự hợp tác của các đơn vị và cá nhân, các cán bộ khoa học thuộc Viện Dầu khí Việt
N am, Tổng Công ty dung dịch khoan và Hóa phNm Dầu khí, các đồng nghiệp trong
và ngoài ngành đã giúp đỡ và động viên chúng tôi cho công trình nghiên cứu có tính
thiết thực này.




10
Chương I
TỔNG QUAN VỀ LẮNG ĐỌNG HỮU CƠ, LẮNG ĐỌNG VÔ CƠ
TRONG CẦN KHAI THÁC VÀ HỆ THỐNG XỬ LÝ BỀ MẶT
TRÊN GIÀN KHAI THÁC
I.1. Tổng quan chung về lắng đọng hữu cơ và phương pháp xử lý loại trừ
I.1.1. Khái niệm chung về lắng đọng hữu cơ [3, 15, 24, 30]
Lắng đọng hữu cơ có thể tồn tại trong vùng cận đáy giếng, trong lòng giếng,
thân giếng, trong cần khai thác, trong hệ thống thiết bị bề mặt và trong đường ống
dẫn dầu. Lắng đọng này chứa chủ yếu sáp (dạng rắn của các parafin mạch thẳng),
các hợp chất asphanten, nhựa, các hợp chất chứa vòng thơm khác. Tham gia vào
thành phần lắng đọng vô cơ còn có một số vật liệu vô cơ như cát, sét các tinh thể
muối vô cơ (CaCO
3
, Fe
2

O
3
, Fe(OH)
3
). Tuy nhiên, sáp parafin chính là thành
phần chính của lắng đọng hữu cơ. Thành phần hữu cơ lớn thứ hai trong lắng đọng
hữu cơ chính là nhựa và asphanten.
Lắng đọng hữu cơ, theo tiêu chí trạng thái, được quan sát thấy ở hai dạng là
dạng đặc và dạng xốp nhão.
Dạng đặc thường được tìm thấy trong cần khai thác, đường ra và vào trong
những ống vận chuyển hỗn hợp dầu và khí. Dạng lắng đọng này thường phân bố
tương đối đều theo bề mặt bên trong thành ống. Trong hình 1.1, chúng tôi đưa hình
ảnh lắng đọng hữu cơ trong cần khai thác lấy từ giếng của XN LD Vietsovpetro.

Hình 1.1 - Hình ảnh lắng đọng hữu cơ trong cần khai thác
lấy từ giếng của XNLD Vietsovpetro

11
Dạng xốp và nhão thường được tìm thấy trong bình tách, bể chứa và trong
các đoạn đường ống có vận tốc dòng chảy nhỏ. Dạng này gồm những hạt parafin
riêng biệt không liên kết chặt chẽ và không bám chặt vào bề mặt kim loại.
Quy luật phân bố lắng đọng parafin phụ thuộc vào biến thiên nhiệt độ và chế
độ dòng chảy. Trong cần ống khai thác, lắng đọng dưới sâu là lắng đọng chứa các
parafin có nhiệt độ kết tinh cao và có chứa nhiều asphanten, nhựa. Phần lắng đọng
càng gần miệng giếng càng có cấu trúc mềm hơn. Loại này chứa chủ yếu các
parafin có nhiệt độ kết tinh thấp hơn (có số nguyên tử C thấp). N ói chung, trong cần
khai thác, yếu tố tác động tới quy luật phân bố parafin chủ yếu là nhiệt độ.
Trong các đoạn ống nằm ngang tồn tại một quy luật phổ biến khác. N ghiên
cứu cho thấy mức độ lắng đọng parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu của đường
ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng chảy. Điều này cho thấy, dưới

tác dụng của nhiệt độ và sự chảy, parafin nhanh chóng lắng đọng nên tích tụ mạnh ở
những đoạn đầu của đường ống. Cùng với quá trình lắng đọng, hàm lượng parafin
dễ lắng đọng giảm dần, nên khả năng tích tụ cũng giảm. N goài chịu tác động của
gradien nhiệt độ, chế độ dòng chảy, tích tụ còn chịu ảnh hưởng của lực trọng
trường. Lực này có thể gây nên hiện tượng độ dày tích tụ trong các đoạn ống nằm
ngang tăng ở nửa dưới của đường ống. N ói chung, lớp lắng đọng trên đường ống
tồn tại khi độ bền liên kết giữa lắng đọng với thành ống lớn hơn ứng suất tiếp tuyến
do dòng chảy tạo thành. Trong trường hợp ngược lại, lớp lắng đọng tạo thành trên
thành ống sẽ bị bào mòn và vỡ trôi theo dòng chảy. Ứng suất tiếp tuyến được xác
định theo công thức:
τ = λ v
2
γ / 8g
Trong đó : τ : ứng suất tiếp tuyến (g/cm
2
);
v : vận tốc trung bình của dòng chất lỏng (cm/s);
γ : Khối lượng riêng (g/cm
3
);
g : gia tốc trọng trường (9,81m/s
2
);
λ : hệ số sức cản thuỷ lực.
I.1.2. Cơ chế gây lắng đọng hữu cơ [15, 21, 23, 30, 33, 45]
Dầu thô khi nằm trong vỉa chứa là hệ keo đa phân tán cân bằng. Mức độ
phân tán của các hợp phần nặng như asphanten, nhựa, các hợp chất có trọng lượng
phân tử cao trong hệ này, ngoài phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất, còn phụ thuộc
vào thành phần hoá học, thành phần pha của dầu thô như :
+ Tỷ lệ các phân tử phân cực / không phân cực;

+ Tỷ lệ Hydrocacbon nhẹ / Hydrocacbon nặng;
+ Sự có mặt của các hạt có kích thước hạt keo phân tán trong dầu.
Sự thay đổi của bất cứ một trong các yếu tố nêu trên dẫn đến sự mất cân bằng

12
chung của hệ và kết quả của nó là xảy ra hiện tượng kết tinh, kết tủa các hợp chất
parafin, nhựa, asphanten…
Trong quá trình khai thác, dòng dầu đi vào đáy giếng, chuyển động đi lên
theo lòng giếng, cần khai thác tới thiết bị bề mặt. Quá trình này đi liền với sự giảm
áp suất và nhiệt độ, sự tách pha khí của một số hydrocacbon parafin nhẹ. Khi được
xử lý trong các thiết bị bề mặt, xảy ra các quá trình như: tách một phần các phân
đoạn nhẹ, một phần nước đồng hành; giảm nhiệt độ do trao đổi với môi trường; thay
đổi áp suất Trong quá trình bơm qua đường ống dẫn dầu, quá trình hạ nhiệt độ
tiếp tục xảy ra. Sự mất cân bằng nhiệt động học và cân bằng pha trong những
trường hợp vừa nêu, làm các cấu tử nặng như asphanten, nhựa tách ra từ hỗn hợp
dầu thô thành các mixen keo. Sự mất cân bằng này cũng làm cho độ hòa tan của các
parafin rắn giảm và khi nhiệt độ giảm tới một mức nào đó, parafin bắt đầu kết tinh.
Các nghiên cứu chỉ ra rằng, thứ tự kết tinh parafin trong dầu bắt đầu từ parafin có
trọng lượng phân tử cao, tức parafin có số phân tử cacbon cao, tới các parafin có
trọng lượng phân tử thấp hơn. Cùng với sự giảm nhiệt độ và theo thời gian, các tinh
thể parafin lớn lên. Chúng liên kết với nhau tạo cụm tinh thể và khi gặp điều kiện
thuận lợi tạo tích tụ lắng đọng.
Tồn tại 3 cơ chế thúc đNy lắng đọng là cơ chế khuếch tán phân tử, cơ chế tán
xạ do chuyển động trượt tương đối và cơ chế chuyển động nhiệt (Braonơ).
I.1.2.1. Cơ chế khuếch tán phân tử [15, 30]
Trong quá trình chuyển động theo đường ống, dầu trao đổi nhiệt với môi
trường xung quanh. Quá trình trao đổi nhiệt có thể làm cho nhiệt độ dòng dầu giảm
xuống dưới nhiệt độ xuất hiện parafin và làm cho phần parafin có nhiệt độ kết tinh
cao kết tinh. Mới đầu, do hàm lượng còn thấp, kích thước còn hạn chế, các tinh thể
parafin có xu hướng phân tán đều trong dòng chảy. Chỉ một phần nhỏ các tinh thể

bám lên thành ống dẫn. Cùng với sự tiếp tục giảm của nhiệt độ, kích thước tinh thể
kết tinh trước lớn lên, số lượng tinh thể kết tinh mới tăng lên, quá trình liên kết giữa
các tinh thể được đNy mạnh, các cụm này và tinh thể riêng biệt có xu hướng bám lên
thành ống và phần tinh thể bám trước ngày càng mạnh. Khi xu hướng này lớn đến
mức độ nào đó thì tồn tại sự khác biệt về nồng độ các tinh thể và cụm tinh thể
parafin trong tiết diện ngang của ống dẫn. N ồng độ tinh thể cao nhất đạt được tại
tâm dòng chảy. Sự chênh lệch về nồng độ này chính là động lực tiếp tục thúc đNy
các tinh thể parafin chuyển động theo hướng ly tâm tới thành ống và bám dính vào
đó. Cơ chế gây lắng đọng như vậy được gọi là cơ chế khuếch tán phân tử.
I.1.2.2. Cơ chế phân tán do chuyển động trượt tương đối [15, 30]
Các tinh thể parafin khi còn nhỏ tạo thành huyền phù trong dòng chảy, có

13
khuynh hướng chuyển động với vận tốc trung bình theo hướng dòng chảy xung
quanh. Tuy nhiên, dưới tác dụng của sự trượt tương đối giữa các lớp chất lỏng,
ngoài tham gia chuyển động với dòng dầu, các tinh thể parafin còn bị cưỡng bức
tham gia vào chuyển động ngang theo hướng ly tâm. Kết quả là các hạt tinh thể
parafin từ dòng chảy rối bị đNy đến thành ống, nơi các phân tử parafin rắn đã lắng
đọng trước đó theo cơ chế khuếch tán phân tử và tiếp tục lắng đọng. N ói chung,
lắng đọng do cơ chế phân tán do chuyển động trượt tương đối không bền bằng lắng
đọng do cơ chế khuếch tán phân tử.
Các thông số ảnh hưởng đến quá trình này tích tụ parafin bao gồm: bề mặt
thành ống, tốc độ dòng chảy, số lượng parafin trong dòng, hình dạng và kích thước
các hạt. Trên thực tế, cơ chế lắng đọng parafin thường là sự tổ hợp của hai cơ chế.
Tuy nhiên, cơ chế khuếch tán phân tử chiếm ưu thế, ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ
nóng chảy của parafin.
I.1.3. Phương pháp ngăn ngừa lắng đọng hữu cơ
Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát lắng đọng hữu cơ. Căn
cứ vào bản chất, các phương pháp này có thể được phân loại thành 3 nhóm chính là:
phương pháp cơ học; phương pháp nhiệt học và phương pháp hóa học.

I.1.3.1. Phương pháp cơ học [23, 33]
Tồn tại một vài phương pháp cơ bản để loại bỏ lắng đọng hữu cơ trong đường
ống khai thác và đường ống dẫn dầu. Về bản chất các phương pháp trong nhóm này
là dùng lực cơ học để phá hủy và đưa lắng đọng ra khỏi vị trí hình thành. Tồn tại
nhiều kiểu thiết bị nạo vét. Có loại được gắn vào cần khoan, loại dùng thiết bị cáp
tời, loại dùng áp lực sói rửa của dòng dung dịch
Thiết bị nạo vét gắn với cần khoan thực chất là loại đầu choòng chuyên dụng.
Quá trình nạo vét này sẽ làm lắng đọng hữu cơ rơi vào trong dòng sản phNm trong
ống khai thác và sau đó được sản phNm mang lên trên bề mặt.
Theo Allen và Robert, một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là
một công cụ được sử dụng phổ biến để nạo vét sáp trong các giếng tự phun và giếng
gaslift. Dụng cụ này được gắn vào một thiết bị điều khiển bằng dây cáp, được dẫn
động và điều khiển bằng tay hoặc tự động theo thời gian định trước.
Để nạo vét lắng đọng hữu cơ trong các đường ống, người ta thường dùng
phương pháp phóng thoi. Các thoi này có thể được chế tạo từ vật liệu rắn hòa tan
hoặc vật liệu không hoà tan. Thoi hòa tan thường ở dạng hình trụ ngắn và được làm
bằng vật liệu sáp hoặc naphthalene có cấu trúc tinh thể mịn (Cấu trúc này đảm bảo
độ bền cho thoi). Thoi không hòa tan thường được chế từ cao su cứng hoặc các khối
cầu bằng nhựa có gờ sắc nhọn. Một trong những ưu điểm của các thoi hoà tan là

14
chúng có xu hướng hoà tan trong dầu thô sau quá trình nạo vét lắng đọng hữu cơ. Do
vậy, việc thu hồi các thoi nạo vét này là không cần thiết. Công việc nạo vét theo cách
này bao gồm thả thoi vào đầu đường ống, bơm lưu thể với áp suất cao đNy chúng dọc
theo các đường ống dẫn để chúng phá hủy lắng đọng.
I.1.3.2. Phương pháp hóa học [1, 6, 11, 16, 18, 31, 43]
Phương pháp hoá học kiểm soát lắng đọng hữu cơ bằng cách hoà tan chúng
hoặc ngăn ngừa sự phát triển của các tinh thể sáp cũng như làm giảm khả năng bám
dính của chúng lên thành ống khai thác và các đường ống dẫn. Các hóa phNm được
sử dụng thường gồm: các dung môi; các chất phân tán; các chất tNy rửa; và các chất

biến tính tinh thể sáp.
Để hòa tan các loại cặn chứa sáp và có hàm lượng chất thơm cao, người ta sử
dụng các dung môi như: condensat, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hoả, dầu diesel, butan,
pentan, xylene, toluene, benzene, cacbontetraclorit (CCl
4
) và cacbondisulfit(CS
2
).
Kerosen, diesel, dầu và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì không có khả
năng hoà tan lắng đọng chứa asphaltene. Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm
cao, xylene và toluen lại có khả năng hoà tan rất tốt asphaltene. Dung môi để xử lý
kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong cặn và cả khả năng hoà
tan lại cặn sáp trong dầu.
Các chất phân tán là các hợp chất hoá học có khả năng giữ các hạt sáp rắn ở
trạng thái phân tán khi chúng kết tinh ở trong các sản phNm dầu thô. Các chất phân
tán trung hoà lực hút giữa các phân tử sáp với nhau và lực hút giữa các phân tử sáp
với thành đường ống khai thác, các đường ống vận chuyển và bề mặt thiết bị. Hiện
tượng như vậy ngăn ngừa các tinh thể sáp từ trạng thái đơn lẻ và hình thành các lớp
trên các bề mặt đường ống. Việc xử lý sáp, sử dụng các chất phân tán bao gồm việc
bơm hỗn hợp của chất phân tán và nước/dung môi hoá học xuống khoảng không
vành xuyến của thân giếng. Hỗn hợp chất phân tán được đNy ra ngoài theo dòng sản
phNm.
Các chất tNy rửa là các hợp chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt các
tinh thể sáp, ống khai thác và các đường ống dẫn trong sự có mặt của nước. Quá trình
thấm ướt như vậy sẽ trung hòa lực kết dính giữa các tinh thể và lực hút giữa các tinh
thể sáp với đường ống khai thác và các đường ống dẫn. Các chất tNy rửa sẽ giúp cho
việc phá vỡ các cặn sáp và ngăn ngừa các hạt sáp phân tán và tích tụ dọc theo đường
ống khai thác và các ống dẫn.
Các chất biến tính các tinh thể sáp thường là các chất polymer như
polyetylene hoặc một số polymer mạch nhánh có khả năng ức chế hoặc xen cài trong

quá trình phát triển của tinh thể để ngăn cản sự lớn lên của chúng. Các chất làm biến
tính tinh thể sáp này sẽ kết hợp với các phân tử sáp và xen kẽ vào trong tinh thể sáp.

15
Chất biến tính tinh thể thường là các chất polymer có khả năng ngăn ngừa lắng đọng
sáp thông qua việc phá vỡ sự mầm kết tinh, đồng kết tinh hoặc thay đổi cấu trúc tinh
thể. Chúng cũng có thể hấp phụ lên các tinh thể sáp để ngăn cản sự kết tụ hoặc lắng
đọng.
Thực tế đã cho thấy rằng việc áp dụng các chất hoạt động bề mặt hoặc các
chất tNy rửa là cực kỳ hiệu quả trong việc loại bỏ lắng cặn sáp và khi sử dụng các hoá
chất phân tán và các chất biến tính tinh thể rất có hiệu quả trong việc ngăn cản sự
hình thành cặn.
I.1.3.3. Phương pháp nhiệt [5, 20, 29, 36]
Phương pháp nhiệt bao gồm cung cấp thêm nhiệt cho hệ thống từ bên ngoài hệ
và giảm mất mát nhiệt ra ngoài môi trường xung quanh. Việc lắp đặt thiết bị đun
nóng bằng điện tại đáy giếng để làm nóng dầu thô ở gần vùng vỉa chứa là một trong
số các phương pháp xử lý nhiệt. Tuy nhiên, phương pháp này bị hạn chế vì chi phí
cao và chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn nguồn điện. Trên hệ thống đường ỗng dẫn
dầu, thất thoát nhiệt từ dòng dầu khai thác có thể giảm thiểu bằng cách bảo ôn tốt
đường ống dẫn, hoặc duy trì áp suất cao trong đường ống nhằm ngăn cản quá trình
tách pha của các hydrocacbon có nhiệt độ bay hơi thấp.
Tuần hoàn của dòng dầu nóng hoặc nước nóng ở trong giếng khoan là một
phương pháp nhiệt phổ biến để phá hủy lắng đọng hữu cơ. Dòng dầu nóng hoặc nước
nóng sẽ được bơm xuống theo ống chống và đi lên theo ống khai thác để làm nóng
chảy hoặc tăng độ hòa tan của các lắng đọng hữu cơ trong dòng dầu khai thác.
Một dạng khác mang tính phổ biến hơn trong thời gian gần đây là phương
pháp nhiệt hóa học. N hiệt hóa học là phương pháp sử dụng nhiệt sinh ra từ phản ứng
hóa học [4, 7, 10, 17, 19, 22, 28, 32, 34]. Một trong những phương pháp xử lý hóa
nhiệt có hiệu quả, được biết đến nhiều là phương pháp kết hợp tạo nhiệt và khí nitơ
[10, 34]. Phương pháp này dùng tác dụng của hai loại dung dịch là muối natri nitrit

(N aN O
2
) và muối amoni clorua (N H
4
Cl). Dung dịch được chuNn bị trên mặt đất, sau
đó được bơm xuống đáy giếng. Dưới tác dụng của nhiệt độ khơi mào, phản ứng giữa
hai muối sinh ra khí nitơ và tỏa ra một lượng nhiệt lớn. Dung dịch nóng làm tan,
hoặc làm mềm lắng đọng hữu cơ tạo điều kiện cho chúng cuốn theo dòng lưu thể
khai thác.
I.2. Tổng quan chung về lắng đọng vô cơ và phương pháp xử lý loại trừ
I.2.1. Khái niệm chung về lắng đọng vô cơ
Lắng đọng vô cơ, nói chung có thành phần phức tạp [42]. Ở trong thời kỳ
khai thác đầu, thành phần phổ biến nhất của lắng đọng vô cơ là các muối: Canxit -
CaCO
3
, Thạch cao - CaSO
4
.2H
2
O , Anhydrit - CaSO
4
, Barit - BaSO
4
, Asetin -

16
SrSO
4
, Halit - N aCl … Ở giai đoạn khai thác cuối, xuất hiện thêm các muối
sunphua mà phổ biến nhất là sunphua sắt - FeS. N goài các khoáng vật phổ biến vừa

nêu, lắng đọng vô cơ có thể chứa các khoáng khác như: MgCO
3
, MgSO
4
, Ca(OH)
2
,
Mg(OH)
2
, Fe(OH)
3
, Thạch anh - SiO
2
, Biotit-MgCl
2
.6H
2
O, CaF
2
… Trong lắng
đọng vô cơ người ta cũng thường tìm thấy vật liệu lắng đọng hữu cơ như:
asphanten, nhựa, parafin, một số hợp chất thơm …
N ói chung, người ta cho rằng, cặn lắng đọng trong khai thác và xử lý dầu tại
các mỏ dầu có thành phần và cấu trúc phức tạp, phụ thuộc vào thành phần hóa học
của nước, điều kiện nhiệt độ áp suất, đặc điểm khai thác mỏ.
Căn cứ vào cấu trúc của lắng đọng muối vô cơ, người ta chia chúng thành:
lắng đọng có cấu trúc tinh thể cỡ micro hoặc hạt nhỏ; lắng đọng có cấu trúc lớp
chắc đặc với các mức độ kết tinh khác nhau và có chứa lẫn vật chất hữu cơ; lắng
đọng có cấu trúc tinh thể lớn; lắng đọng có cấu trúc xốp…
Lắng đọng có cấu trúc tinh thể cỡ micro thường tạo ra ở những cánh bơm ly

tâm, nắp van, đường ống dẫn, van điều chỉnh Lắng đọng nhiệt độ cao (bám trên bề
mặt ống trao đổi nhiệt, trên mặt thiết bị tách nước khỏi dầu thô) thường thuộc loại
cấu trúc này. N ói chung, trong các lắng đọng này chúng ta không nhận ra cấu trúc
lớp, vì chúng là một thể thống nhất. Loại lắng đọng có cấu trúc này, nói chung là
kém phổ biến. Trong hình 1.2 là hình ảnh lắng đọng trong đường ống dẫn tới thiết
bị xử lý dầu thô tại mỏ Bạch Hổ của Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro.
Phần kết tinh tốt là phần có bề mặt mịn, ánh trong. Phần khác có màu xám là phần
có mức độ kết tinh không đồng đều và chứa nhiều tạp chất hữu cơ. Kiểu cấu trúc
cặn lắng đọng như đưa trong hình 1.2 đặc trưng cho chế độ khai thác thay đổi theo
thời gian.
Phần mang tính phổ biến của cặn lắng đọng là phần có cấu trúc lớp. Với loại
có cấu trúc lớp như vậy, lớp lắng đọng gần thành ống thường là lớp tinh thể có cấu
trúc micro xen lẫn với các hợp chất hữu cơ và theo mức độ xa dần từ lớp này, là
những lớp có cấu trúc tinh thể mịn, tinh thể trung bình và sau đó là lớp tinh thể lớn
hình kim. Mặt cắt ngang của dạng lắng đọng này trong ống thường có dạng ống
hình trụ đặc trưng bởi kiểu định hướng cấu trúc tinh thể phát triển theo hướng từ bề
mặt hướng về tâm. Lắng đọng kiểu này thường thấy trong cần khai thác và thiết bị
đầu giếng. Theo điều kiện nhiệt động học, loại lắng đọng này có thể được xếp vào
có nhiệt độ trung bình. Trong hình 1.3 chúng tôi đưa hình ảnh lắng đọng bám trên
thành cần khai thác đại diện cho loại mà chúng tôi vừa mô tả [27]. Đây chính là
nghiên cứu của hãng dịch vụ kỹ thuật của Hoa Kỳ - hãng Schlumberger.
Lắng đọng có cấu trúc xốp đặc trưng cho điều kiện hình thành ở khoảng
nhiệt độ thấp như trong bể chứa dầu. Trong một số trường hợp, lắng đọng dạng này

17
có thể tạo đá chứa các hốc không đều có tinh thể khoáng vật vây quanh. Trong loại
đá này tồn tại những tinh thể hình kim lớn có kích thước lên tới 10÷20µm. Trên
hình 1.3, chúng ta nhìn rõ các tinh thể lớn của muối CaCO
3
phát triển theo hướng từ

bề mặt hướng về tâm ống. Chính tính lồi lõm của bề mặt cặn lắng đọng là một trong
những nguyên nhân làm tăng mạnh trở lực dòng chảy của lưu thể trong ống.


Hình 1.2 - Lắng đọng muối lấy từ mỏ Bạch Hổ



Hình 1.3 - Lắng đọng muối trong ống khai thác theo Shlumbeger

18
I.2.2. Cơ chế gây lắng đọng vô cơ
Muối vô cơ tan trong nước bị lắng đọng khi điều kiện cân bằng, được thiết
lập trước đó, thay đổi theo hướng không có lợi cho độ hoà tan của muối.
1) Khi hai nguồn nước có thành phần không tương hợp trộn lẫn với nhau (Ví
dụ: khi nước vỉa chứa muối CaCl
2
hoà tan, tức chứa Cl
-
và Ca
2+
trộn lẫn với nước
giàu anion SO
4
2-
thì CaSO
4
kết tủa)

;

2) Khi điều kiện nhiệt động học thay đổi.
Khi điều kiện nhiệt động học: nhiệt độ, áp suất thay đổi độ hòa tan của muối
trong nước thay đổi và có thể trở nên quá bão hòa dẫn tới kết tinh muối.
3) Khi một, hoặc một vài muối, một hoặc một vài dạng ion mới tan vào có
thể tạo muối với ion hoà tan sẵn trong nước trước đó.
Cả 3 trường hợp nêu trên đều có chung một điểm là sự mất cân bằng về nồng
độ của muối trong nước, vì thế nguyên nhân sâu xa nhất có thể dẫn đến lắng đọng
phải là nguyên nhân kết tinh muối từ dung dịch nước trong những điều kiện nhất
định.
Khoáng vật thứ sinh trong vỉa chứa thường chứa các khoáng canxit, thạch
cao, zeolit, halit… Chúng được hình thành từ các hoạt động kiến tạo, thuỷ nhiệt và
phong hoá. N ước vỉa nội tại trong các vỉa chứa này thường được bão hoà bởi các
muối hoà tan. N ước bơm ép vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất hoặc đNy dầu cũng
có thể trở nên bão hoà khi các muối có trong vỉa tiếp tục hoà tan vào đó. N hư vậy,
khi còn nằm trong vỉa, nước vỉa hoặc nước bơm ép vỉa đã chứa một lượng các muối
hoà tan nào đó và thậm chí có thể đã trở nên bão hoà đối với một số muối. Khả năng
hoà tan và bão hoà muối trong nước vỉa hoặc nước bơm ép phụ thuộc vào nguồn
cung cấp ion tạo muối và điều kiện nhiệt động học (nhiệt độ, áp suất) trong vỉa
chứa.
Trong quá trình khai thác, nước đồng hành cùng dầu (chính từ nguồn nước
vỉa hoặc nước bơm ép được đề cập đến ở trên) đi qua vùng cận đáy giếng, vào lòng
giếng, theo đường cần khai thác đi lên bề mặt vào các thiết bị xử lý. Tại hầu hết các
vị trí, nước đồng hành đi qua, áp suất, nhiệt độ thay đổi, tức điều kiện nhiệt động
học thay đổi, làm một số muối trở nên quá bão hoà và chúng kết tinh trong dòng
chảy. Ở vị trí mà có các điều kiện nhiệt động học thay đổi càng mạnh khả năng mất
cân bằng càng lớn mức độ kết tinh càng mạnh.
Trên hình 1.4 chúng tôi đưa quan hệ độ hòa tan trong nước của CaCO
3
ở các
nhiệt độ khác nhau [46]. Quan hệ này cho thấy, theo chiều tăng của nhiệt độ, độ hòa

tan trong nước của CaCO
3
giảm dần. Điều này có nghĩa rằng, nếu dùng nước có
nhiệt độ thường đã hòa tan một lượng CaCO
3
nào đó để bơm ép vào vỉa, thì khi gặp
nhiệt độ cao bị hâm nóng lên muối CaCO
3
sẽ kết tinh trong vỉa. Thế nhưng, mặt
khác, quan hệ trên hình 1.4 cũng lại cho thấy, nước bão hòa muối CaCO
3
trong vỉa

19
sẽ không thể tạo kết tinh khi nhiệt độ của nó giảm đi. N ói cách khác sự giảm nhiệt
độ chưa phải là điều kiện để CaCO
3
kết tủa trong lòng giếng và trên bề mặt, khi
theo quá trình đi lên từ vỉa, nhiệt độ dòng nước giảm đi.
Áp suất riêng phần của CO
2
mới là nguyên nhân chính gây kết tinh muối
CaCO
3
tại vùng cận đáy giếng, trong lòng giếng và trong hệ thống thiết bị vận
chuyển, xử lý trên bề mặt. Trong hình 1.5, chúng tôi đưa quan hệ độ hòa tan trong
nước của CaCO
3
ở các áp suất riêng phần của khí CO
2

[46].

Nhiệt độ,
0
C
Độ hòa tan của CaCO
3
, mg/L

Hình 1.4 - Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của CaCO
3


Áp suất riêng phần của CO
2
, kPa.
Độ hòa tan của CaCO
3
, mg/L

1 kPa. ≈ 0,01 am.= 0,00987
Hình 1.5 - Ảnh hưởng của áp suất riêng phần của CO
2
tới độ hòa tan của CaCO
3

20
Quan hệ này cho thấy, áp suất ảnh hưởng tới độ hòa tan của CaCO
3
mạnh

hơn nhiều so với nhiệt độ. Cụ thể là, ở điều kiện nhiệt độ miệng giếng, độ hòa tan
trong nước của CaCO
3
là 40 mg/L, thì trong điều kiện áp suất miệng giếng 10 atm.
độ hòa tan trong nước của CaCO
3
là 500mg/L, tức áp suất ảnh hưởng tới độ hòa tan
trong nước của CaCO
3
lớn hơn trên 10 lần ảnh hưởng của nhiệt độ. Khi nhiệt độ
biến thiên từ 140
0
C (nhiệt độ đáy giếng) đến 40
0
C (nhiệt độ miệng giếng) độ hòa
tan của CaCO
3
tăng từ 10 mg/L lên tới 40 mg/L. Trong điều kiện giếng tương tự, áp
suất giảm từ trên 100 atm. xuống 10 atm., độ hòa tan của CaCO
3
giảm từ 1.000
mg/L xuống còn 500 mg/L. Điều này có nghĩa rằng, quá bão hòa đối với nước chứa
muối CaCO
3
hòa tan chỉ xảy ra theo cơ chế thay đổi áp suất riêng phần của CO
2
.
Trong trường hợp này, chúng ta nên tập trung chú ý nhiều tới áp suất.
N goài vấn đề mang tính vật lý về thay đổi áp suất, CO
2

còn tác động tới khả
năng hòa tan và bão hòa của CaCO
3
trong nước thông qua cơ chế hóa học. Chính vì
vậy, nhiều khi nhìn vào thành phần hóa học của nước ta chưa thể xác định được liệu
thành phần này có thể là nguyên nhân sâu xa dẫn tới lắng đọng muối CaCO
3
hay
không.
N hư chúng ta biết, CO
2
hòa tan trong nước tạo 03 sản phNm [12, 26, 35]:
CO
2
+ H
2
O ↔ H
2
CO
3
(1.1)
H
2
CO
3
↔ H
+
+ HCO
3
-

(1.2)
HCO
3
-
↔ H
+
+ CO
3
2-
(1.3)
Dạng tồn tại sản phNm hòa tan của CO
2
: H
2
CO
3
hay HCO
3
-
hay CO
3
2-
phụ thuộc vào
pH dung dịch nước. Cụ thể là, khi pH của nước nhỏ hơn 6,4, CO
2
ở dạng H
2
CO
3
.

Khi pH nằm trong khoảng 6,3÷10,3, trong nước tồn tại hai dạng ion: CO
3
2-
và
HCO
3
-
, nhưng chủ yếu là ở dạng HCO
3
-
. Còn khi nước có pH lớn hơn 10,3, CO
2
chỉ
có mặt trong nước dưới dạng CO
3
2-
.
N hư vậy, đối với nước chứa CO
2
có pH trong khoảng 6,4÷10,3 , khoảng
thường gặp đối với nước đồng hành khai thác [8], muối canxit - CaCO
3
được tạo
thành theo phản ứng :
Ca
2+
+ 2HCO
3
-
> CaCO

3
+ CO
2
↑ + H
2
O (1.4)
Phản ứng trên cho thấy, cân bằng sẽ chuyển dịch về phía kết tủa muối
CaCO
3
khi CO
2
tách khỏi dung dịch. N ói cách khác, nếu nước đồng hành khai thác
có chứa đồng thời các ion Ca
2+
, HCO
3
-
nhưng chưa đạt quá bão hòa, thì trên đường
đi lên, áp suất hạ, khí CO
2
tách ra có thể dẫn tới kết tủa khoáng canxit - CaCO
3
.
Trên thực tế nhiều nghiên cứu [41] cho thấy, vị trí xảy ra tích tụ muối CaCO
3
chính
là ở độ sâu nơi xảy ra tách khí CO
2
.
N hư vậy, yếu tố ảnh hưởng lớn tới sự kết tinh muối CaCO

3
thông qua ảnh
hưởng tới mức độ quá bão hòa muối CaCO
3
trong nước đồng hành theo lưu thể đi

21
lên từ đáy giếng đến hệ thống khai thác là sự suy giảm áp suất và sự tách khí CO
2
.
Thay đổi nhiệt độ dọc theo hệ thống khai thác, ngược lại làm giảm khả năng quá
bão hòa, giảm khả năng kết tinh của CaCO
3
.
Sự kết tinh muối sunphat (CaSO
4
, CaSO
4
.2H
2
O, SrSO
4
), do không có mặt
của pha khí xảy ra theo cơ chế đơn giản hơn. Phương trình hóa học tạo các muối
trên có dạng sau:
Ca
2+
+ SO
4
2-

= CaSO
4
(1.5)
Ca
2+
+ SO
4
2-
+ 2H
2
O = CaSO
4
. 2H
2
O (1.6)
Sr
2+
+ SO
4
2-
= SrSO
4
(1.7)
Các nghiên cứu cơ bản chỉ ra rằng, ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ thường, độ
hòa tan của CaSO
4
.2H
2
O giảm khi nhiệt độ tăng. Độ hòa tan này giảm còn một nửa
khi nhiệt độ tăng từ nhiệt độ 30

0
C tới 100
0
C. Các số liệu này cho phép rút ra tính
quy luật là, muối CaSO
4
.2H
2
O tan trong nước đồng hành khi di chuyển từ đáy giếng
lên bề mặt có thể kết tinh một cách dễ dàng để rồi tạo điều kiện cho tạo cặn muối.
Trong hình 1.6, chúng tôi đưa kết quả nghiên cứu của [44] về ảnh hưởng của nhiệt
độ tới độ hòa tan của các dạng muối canxi sunphat.
CaSO
4
.2H
2
O
CaSO
4
CaSO
4
.1/2H
2
O
0
400
800
1200
1600
2000

2400
2800
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Nhiệt độ,
o
C
Độ hòa tan, mg/
l

Hình 1.6 - Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của muối canxi sunphat
Ảnh hưởng đồng thời của nhiệt độ và áp suất tới độ hòa tan của CaSO
4
.2H
2
O
thông qua ion Ca
2+
được đưa trong bảng 1.1 [40]. Theo số liệu này, độ hòa tan của
CaSO
4
.2H
2
O giảm khi nhiệt độ tăng và cũng giảm khi áp suất tăng cao. Đây là một

22
trong những yếu tố quan trọng cần tính đến trong quá trình nghiên cứu nhằm tìm ra
giải pháp xử lý loại trừ và ngăn ngừa tích tụ chứa thạch cao.
Bảng 1.1. Độ hòa tan của CaSO
4
.2H

2
O trong nước cất
(Ca
2+
mg đượng lượng/Lít)
Nhiệt độ,
0
C

Áp suất
Atm.
60
0
C 90
0
C 110
0
C 130
0
C 150
0
C
0
29,60 27,23 26,68 26,02 25,24
80
32,00 29,95 29,56 28,90 28,12
120
33,20 31,31 31,00 30,34 29,56
160
34,40 32,67 32,41 31,78 31,00

230
36,50 35,02 34,96 34,34 33,57
Điều trên có nghĩa rằng, trong điều kiện giếng khai thác, quy luật thay đổi
nhiệt độ và áp suất đều dẫn tới thúc đNy kết tinh muối CaSO
4
.2H
2
O.
N hư trên đã đưa và phân tích, quá bão hòa, thay đổi điều kiện nhiệt động học
là nguyên nhân gây kết tinh muối. Trên bình diện nghiên cứu tổng thể, người ta cho
rằng, cơ chế gây kết tinh muối lắng đọng liên quan tới 4 quá trình lý hóa sau:
1) Sự quá bão hòa đối với muối của nước đồng hành trong khai thác;
2) Sự tạo mầm kết tinh của muối;
3) Sự phát triển của các tinh thể;
4) Sự tái kết tinh chuyển pha.
Tất cả các yếu tố tác động tới 4 quá trình trên đều có thể ảnh hưởng tới hình
thành lắng đọng, cũng như cấu trúc của cặn lắng đọng. Sự thay đổi điều kiện nhiệt
động học (nhiệt độ, áp suất) là nguyên nhân trực tiếp dẫn tới quá bão hòa muối tan
trong nước tạo điều kiện cần và đủ cho kết tinh muối từ nước. Sự có mặt của các vật
chất hữu cơ (asphanten, nhựa, hợp chất thơm ), vô cơ (các hạt vô cơ mịn như cát,
sét ) của bề mặt hấp phụ (bề mặt thiết bị, hoặc bề mặt cặn lắng đọng ), của bề mặt
phân cách pha (khí tách ra từ pha lỏng) lại là những yếu tố ảnh hưởng mạnh tới kết
tinh thông qua quá trình tạo mầm kết tinh.
I.2.3. Ảnh hưởng của một số yếu tố tới quá trình tích tụ lắng đọng muối
Không phải cứ có muối kết tinh là có lắng đọng, tích tụ lắng đọng muối. Các
tinh thể muối kết tinh chỉ tụ lại thành lắng đọng muối khi gặp điều kiện thuận lợi.
Đó không chỉ là điều kiện quy định sự hình thành các tinh thể muối mà còn là điều
kiện để chúng phát triển và tích tụ. Để có tích tụ muối cần có thêm những yếu tác
động khác mà chúng ta sẽ nghiên cứu ở phần dưới.

23
I.2.3.1. Ảnh hưởng của điều kiện dòng chảy tới tích tụ lắng đọng muối
Thông thường các tinh thể nhỏ thường bị dòng chảy đưa đi xa khỏi vị trí
chúng sinh ra. Khi các tinh thể lớn lên tới một kích thước nào đó thì khả năng chúng
bị cuốn đi cũng nhỏ dần và khả năng lắng đọng lại lớn theo. Để có thể tạo lắng đọng
muối các tinh thể muối cần được kiên kết lại, hoặc được liên kết lên vật liệu nào đó.
Chính vì vậy, lắng đọng muối xuất hiện mạnh ở những vị trí có sự thay đổi mạnh về
tốc độ dòng chảy hoặc đổi hướng dòng chảy (van, bơm, khúc quanh …), vì tại đây,
dòng chảy đã ép các hạt tinh thể lại gần tạo điều kiện cho chúng liên kết với nhau và
liên kết với mặt thiết bị. Trong đường ống tiết diện đều, các tinh thể muối kết tinh tụ
lại chậm hơn và nguyên nhân ở đây là các tinh thể lơ lửng trong lưu thể chuyển
động bên sát thành ống có vận tốc rất nhỏ (do ma sát với thành ống, và do profin
dòng chảy đã ép chúng vào thành), nên rất dễ bị hấp phụ lên bề mặt ống vốn được
bao phủ bởi lớp vật liệu hữu cơ. Khi các hạt tiến quá gần các hạt khác hoặc bề mặt
có sẵn, lực hút phân tử Van-đéc-van sẽ giữ chúng lại trên bề mặt. Tại điểm tách khí
trong cần khai thác, lắng đọng muối cũng phát triển mạnh. N guyên nhân ở đây là sự
kết hợp của việc tăng đột biến xác suất tạo mầm kết tinh khi xuất hiện của lượng lớn
bề mặt phân cách pha khí-lỏng và của việc dòng chảy rối đã làm tăng khả năng của
các tinh thể trong va chạm và dẫn tới liên kết giữa chúng. Trong nhiều nghiên cứu,
người ta phát hiện rằng, ở chiều sâu 300÷360m, nơi thường xảy ra giãn nở mạnh
của chất khí nói chung, khí CO
2
nói riêng, lắng đọng muối được hình thành rất
mạnh.
I.2.3.2. Ảnh hưởng của thành phần dầu tới tích tụ lắng đọng muối
Hợp phần hữu cơ chứa trong lắng đọng muối thường chứa asphanten, nhựa,
parafin không no, các hợp chất thơm, hợp chất chứa lưu huỳnh, axit tan trong nước
naphtalen và muối của các axit Theo nghiên cứu [38, 39] các thành phần trên
thường chiếm tỷ lệ có xác suất sau trong phần hữu cơ: asphanten: 5,9÷24,3%, nhựa:
12÷36%, hợp chất thơm cộng parafin không no: 53,4÷64,8%, các hợp chất tan trong

nước: 0,276÷0,394%. N ghiên cứu này cũng cho thấy, các hợp chất tan trong nước
chứa trong dầu như các axit và muối của nó có ảnh hưởng rất mạnh tới quá trình tạo
lắng đọng muối, độ khoáng hóa của nước thì ngược lại làm giảm quá trình tạo lắng
đọng muối. Theo kết quả nghiên cứu của các tác giả này, tại vùng cận đáy giếng, do
tính rối của dòng chảy và sự pha trộn mạnh giữa nước và dầu, những hợp chất tan
trong nước chứa trong dầu chuyển sang tan trong nước và là nguyên nhân chính gây
ra lắng đọng muối tại vùng cận đáy giếng. Cụ thể hơn, vai trò của các hợp chất tan
trong nước này là hấp phụ lên bề mặt các tinh thể muối, làm chúng dính lại với nhau
và dính trên bề mặt kim loại. Hình 1.7 mô tả cơ chế hình thành tích tụ lắng đọng

24
muối dưới sự có mặt của các hợp chất tan trong nước chứa trong dầu. Cơ chế này
tương tự như cơ chế được dùng trong kỹ thuật tuyển nổi chọn lọc. Các hạt sau khi
được hydrophốp hóa bề mặt dễ dàng bám trên bề mặt các bọt khí để đi lên, ra khỏi
hỗn hợp cần tuyển, sau đó lại được tách khỏi bọt bằng kỹ thuật phá bọt. Vì lý do
tương tự như vậy, trong lắng đọng muối thường có chứa những bọt khí.

1- Phần phân cực của
phân tử

2- Bề mặt thiết bị hoặc
vật liệu rắn

3- Phần không phân
cực của phân tử

4-6. Lớp hấp phụ

a, b - Quá trình tích tụ
hạt rắn trên bề mặt

thiết bị

g - Hạt tinh thể tự do
a

g
b
Hình 1.7. Cơ chế hình thành tích tụ lắng đọng muối dưới sự có mặt
của các hợp chất tan trong nước chứa trong dầu
N ghiên cứu [39] cũng cho thấy, thành phần hữu cơ trong lắng đọng chính là
các chất hoạt động bề mặt có tác dụng làm giảm sức căng bề mặt trên ranh giới pha.
Trên hình 1.8 là các đường thực nghiệm về ảnh hưởng của các hợp phần hữu cơ
tách từ lắng đọng muối lấy từ một số mỏ khác nhau. Kết quả nghiên cứu của [39]
cũng cho thấy, chính những hydrocacbon không no, đặc biệt là loại có chứa vòng
thơm - vốn được coi là chất hoạt động bề mặt mạnh, có khả năng hấp phụ tốt lên bề
mặt tinh thể muối. Đứng sau chất hoạt động bề mặt này là hợp chất chứa lưu huỳnh.
Chính vì những điều vừa nêu mà trong hầu hết các lắng đọng có chứa hợp chất
hydrocacbon thơm, sau đó là hợp chất chứa lưu huỳnh.
Vai trò lớn của các hợp chất hữu cơ tan trong nước có trong thành phần của
dầu mỏ cũng được thể hiện trên hình 1.9 [39]. Hình này là kết quả thí nghiệm động
học tạo lắng đọng có sự tham gia của hợp chất hữu cơ lấy từ lắng đọng.

25