1 bao cao tong ket de tai lam sach duong ong copy

BỘ CÔNG THƯƠNG
CHI NHÁNH DMC-RT

BÁO CÁO TỔNG KẾT
NHIỆM VỤ CẤP BỘ
NGHIÊN CỨU CHỌN LỰA DUNG MÔI
VÀ MỘT SỐ SẢN PHẨM SINH HỌC PHÂN HỦY SÁP-PARAFIN
ÁP DỤNG CHO LÀM SẠCH ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU
THƠ NGỒI BIỂN KHI TIẾN HÀNH HỦY CƠNG TRÌNH
MÃ SỐ: ĐTKHCN.212/17

Cơ quan chủ trì đề tài: Chi nhánh Tổng cơng ty Dung dịch khoan và Hóa
phẩm Dầu khí-CTCP - Trung tâm Nghiên cứu ứng
dụng và Dịch vụ kỹ thuật (DMC-RT)
Chủ nhiệm đề tài: Lê Văn Công
Thời gian thực hiện: từ tháng 1/11/2017 đến 30/6/2019

Hà Nội – 2019


ĐỀ TÀI:

NGHIÊN CỨU CHỌN LỰA DUNG MÔI VÀ MỘT SỐ SẢN PHẨM
SINH HỌC PHÂN HỦY SÁP-PARAFIN ÁP DỤNG
CHO LÀM SẠCH ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THƠ
NGỒI BIỂN KHI TIẾN HÀNH HỦY CƠNG TRÌNH
CHỦ NHIỆM: Ths. Lê Văn Cơng – TP. NC-PTDV Chi nhánh DMC-RT
THƯ KÝ

: KS. Phạm Ngọc Sơn - PP. NC-PTDV Chi nhánh DMC-RT

TÁC GIẢ:
1.

KS. Hoàng Anh Dũng

Chi nhánh DMC-RT

2.

KS. Bùi Lê Phương

Chi nhánh DMC-RT

3.

KS. Ngô Thị Nguyên

Chi nhánh DMC-RT

4.

TS. Nguyễn Văn Ngọ
KS. Nguyễn Minh Quân

Chi nhánh DMC-RT

5.

Viện Công nghệ Khoan

3


Mục lục
Lời mở đầu ........................................................................................................... 6
Chương I. LẮNG ĐỌNG SÁP-PARAFIN TRONG CƠNG NGHIỆP DẦU
KHÍ VÀ PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LOẠI TRỪ .............................................. 8
1.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin trong cơng nghiệp dầu khí và cơ chế
gây lắng đọng ..................................................................................................... 8
1.1.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin trong công nghiệp dầu khí ......... 8
1.1.2. Cơ chế gây lắng đọng sáp-parafin ...................................................... 11
1.2. Các phương pháp công nghệ ứng dụng cho xử lý loại trừ lắng đọng sápparafin .............................................................................................................. 16
1.2.1. Phương pháp cơ học ........................................................................... 16
1.2.2. Phương pháp nhiệt .............................................................................. 19
1.2.3. Phương pháp hóa học ......................................................................... 20
1.2.4. Phương pháp sinh học ........................................................................ 21
1.3. Một số thông tin, dữ liệu về thực trạng xử lý tích tụ parafin tại LD
Vietsovpetro nói chung .................................................................................... 25
1.3.1. Một vài nét về lịch sử chi phối nghiên cứu xử lý lắng đọng sápparafin tại mỏ của LD Vietsovpetro ............................................................. 25
1.3.2. Thực trạng lắng đọng sáp-parafin và việc nghiên cứu nhằm phòng
ngừa, hoặc xử lý loại trừ tích tụ sáp-parafin ở LD Vietsovpetro ................. 27
1.4. Xác lập cách tiếp cận giải quyết vấn đề làm sạch đường ống vận chuyển
dầu khỏi lắng đọng sáp-parafin........................................................................ 42
Chương 2. HÓA CHẤT, VẬT TƯ VÀ PHƯƠNG PHÁP SỬ DỤNG
TRONG NGHIÊN CỨU ................................................................................... 43
2.1. Hóa chất và vật tư sử dụng trong nghiên cứu ........................................... 43
2.2. Phương pháp nghiên cứu .......................................................................... 44
Chương 3. KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN DUNG MÔI VÀ MỘT
SỐ SẢN PHẨM SINHN HỌC ĐỂ PHÂN HỦY SÁP-PARAFFIN ÁP DỤNG
CHO LÀM SẠCH ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ ................... 47

3.1. Kết quả nghiên cứu thành phần một số mẫu tích tụ paraffin tại Việt Nam
.......................................................................................................................... 47
4


3.2. Kết quả nghiên cứu lựa chọn hệ dung môi để hòa tan cặn sáp-parafin ở
nhiệt độ thấp..................................................................................................... 51
3.2.1. Nghiên cứu lựa chọn thành phần của hệ dung môi. ........................... 51
3.2.2. Đánh giá ảnh hưởng yếu tố khác nhau đến khả năng hồ tan, dung nạp
tích tụ sáp-parafin ......................................................................................... 54
3.3. Kết quả nghiên cứu lựa chọn chế phẩm sinh học để phân hủy sáp-paraffin
.......................................................................................................................... 59
3.4. Nghiên cứu thiết lập chế độ công nghệ sử dụng hệ dung môi và các chế
phẩm sinh học áp dụng trong làm sạch đường ống vận chuyển dầu thơ ngồi
biển khi tiến hành hủy cơng trình .................................................................... 60
Kết luận và kiến nghị ........................................................................................ 66
Tài liệu tham khảo............................................................................................. 67

5


Lời mở đầu
Báo cáo:“Nghiên cứu chọn lựa dung môi và một số sản phẩm sinh học phân
hủy sáp-parafin áp dụng cho làm sạch đường ống vận chuyển dầu thơ ngồi biển
khi tiến hành hủy cơng trình” nằm trong khn khổ Hợp đồng thực hiện đề tài
nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ cấp Bộ số: 170.17.ĐT/HĐ-KHCN
ký ngày 2 tháng 11 năm 2017 giữa Bộ Công Thương và Chi nhánh Tổng cơng ty
Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí (DMC-RT).
Trong cơng nghiệp khai thác dầu khí ngồi khơi, để vận chuyển sản phẩm khai
thác từ các giếng/giàn khai thác tới giàn/tàu xử lý dầu và tới tàu/trạm chứa dầu,

người ta sử dụng hệ thống đường ống vận chuyển nằm dưới đáy biển. Thông
thường, các đường ống này được bọc bảo ơn và sau đó bọc lớp bê tơng nặng để
giảm thiểu thất thoát nhiệt và để ống tự nằm bất động tại đáy biển. Khi mỏ dừng
hoạt động hệ thống đường ống vận chuyển cần được tháo dỡ mang về bờ để hủy
nếu cơng việc đó cịn mang lại hiệu quả kinh tế. Tuy nhiên, do đường ống vận
chuyển trải dài và khối lượng thép chỉ chiếm phần nhỏ trong tổng khối lượng hệ
thống đường ống, nên người ta thường chấp nhận phương án bỏ lại nó dưới đáy
biển. Thế nhưng, để có thể bỏ lại đường ống dưới đáy biển người ta cần làm sạch
lắng đọng sáp-parafin trong đó để khơng gây tổn hại tới mơi trường sau này. Chính
vì vậy, việc nghiên cứu nhằm chọn lựa dung mơi hịa tan và một số sản phẩm sinh
học phân hủy sáp-parafin nhằm làm sạch đường ống vận chuyển dầu thơ ngồi
biển khi tiến hành hủy cơng trình là việc làm cần thiết.
Thông thường để làm sạch sáp-parafin trong đường ống trước khi hủy, trước
tiên, người ta dùng phương pháp cơ học là phóng thoi để đẩy phần lớn sáp-parafin
ra khỏi đường ống. Tiếp đó phương pháp hóa học, thường là ngâm dung mơi,
được thực hiện để hịa tan sáp-parafin. Phương pháp dùng các chế phẩm sinh học
là phương pháp được sử dụng sau cùng. Với việc kết hợp nhiều phương pháp, hệ
thống đường ống vận chuyển được làm sạch tới mức cần thiết và được bỏ lại dưới
đáy biển. Thế nhưng, theo chúng tơi được biết thì hệ thống vận chuyển dầu thô
nội mỏ và liên mỏ của Liên doanh Vietsovpetro đều được thiết kế theo kiểu không
thể phóng thoi, nên để làm sạch đường ống chỉ có thể sử dụng các phương pháp
hóa học và sinh học.
Cơng việc nghiên cứu mà chúng tôi đề xuất là công việc mới mà việc ứng
dụng nó sẽ diễn ra trong tương lai gần vì một số mỏ như mỏ Bạch Hổ đã ở vào
giai đoạn khai thác tận thu. Sau khai thác tận thu sẽ là giai đoạn thu dọn mỏ.

6


Đáp ứng theo các nội dung nêu trong đề cương được duyệt, báo cáo tổng kết

đề tài bao gồm các phần sau chính sau đây:
Lời mở đầu:
Chương I: Lắng động sáp-paraffin trong cơng nghiệp dầu khí và phương pháp
loại trừ
Chương II: Nguyên liệu, hóa chất và phương pháp, thiết bị dùng trong nghiên
cứu;
Chương III: Kết quả nghiên cứu lựa chọn dung môi và một số sản phẩm sinhn
học để phân hủy sáp-paraffin áp dụng cho làm sạch đường ống vận chuyển dầu
thô;
Kết luận chung và danh mục sản phẩm;
Tài liệu tham khảo.
Nhân dịp thực hiện nghiên cứu này, nhóm tác giả xin cảm ơn sự quan tâm tạo
điều kiện của Vụ Khoa học Công nghệ - Bộ Công thương, của lãnh đạo và tập thể
cán bộ Chi nhánh Tổng công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí-CTCPTrung tâm Nghiên cứu ứng dụng và Dịch vụ kỹ thuật (DMC-RT); sự hợp tác của
Viện Công nghệ Khoan; sự hợp tác, góp ý của các nhà khoa học và bạn bè đồng
nghiệp.

7


Chương I. LẮNG ĐỌNG SÁP-PARAFIN TRONG CƠNG NGHIỆP DẦU
KHÍ VÀ PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LOẠI TRỪ
1.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin trong cơng nghiệp dầu khí và cơ chế
gây lắng đọng [1÷5]:
1.1.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin trong cơng nghiệp dầu khí
Lắng đọng sáp-parafin hay cịn gọi chung là lắng đọng hữu cơ có thể tồn tại
trong lịng giếng, trong cần khai thác, trong hệ thống thiết bị bề mặt và trong
đường ống vận chuyển dầu. Lắng đọng này chứa chủ yếu sáp (dạng rắn của các
parafin mạch thẳng, tiếng Anh gọi là Wax), các hợp chất asphanten, nhựa, các
hợp chất chứa vòng thơm khác. Tham gia vào thành phần lắng đọng hữu cơ cịn

có một số vật liệu vô cơ như cát, sét các tinh thể muối vô cơ (CaCO 3, Fe2O3 ,
Fe(OH)3 ...). Tuy nhiên, do sáp-parafin là thành phần chính của lắng đọng hữu cơ,
nên người ta thường dùng khái niệm sáp-parafin để chỉ lắng đọng hữu cơ. Ví dụ
về lắng đọng sáp-parafin được đưa trong hình 1.1.

Hình 1.1 – Hình ảnh lắng đọng sáp-parafin
(a)- trong đường ống vận chuyển dầu; (b)-trong cần ống khai thác
Lắng đọng sáp-parafin, 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 ống khai thác, đường ra và vào
trong những ống vận chuyển hỗn hợp dầu và khí với vận tốc dịng chảy lớn. Dạng
8


lắng đọng này thường phân bố tương đối đều theo bề mặt bên trong thành cần ống
khai thác, vì cần ống này thường ở trạng thái thẳng đứng. Còn đối với đường ống
vận chuyển dầu, lắng đọng có xu hướng dày ở phần bề mặt phía dưới do ống
thường nằm ngang.
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 sáp-parafin phụ
thuộc vào biến thiên nhiệt độ và chế độ dòng
chảy.
Trong cần ống khai thác, biến thiên nhiệt độ
và áp suất theo chiều sâu tuân thủ quy luật chung
là đều giảm dần theo sự giảm của chiều sâu
(Xem minh họa trên hình 1.2). Cũng với sự đi
lên của dịng dầu, áp suất giảm dần do áp suất
thủy tĩnh giảm dần; còn nhiệt độ giảm dần do

dòng dầu trao đổi nhiệt với thành giếng và đá vỉa.
Thế nhưng, nghiên cứu cơ bản cho thấy, nói
chung, trong cần khai thác, yếu tố tác động tới
quy luật phân bố sáp-parafin chủ yếu là nhiệt độ.
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). Còn về chiều
dày, lớp sáp-parafin lắng đọng ở dưới sâu có Hình 1.2- Minh họa lắng đọng
sáp-parafin trong cần ống
chiều dày bé, lớp trên cao gần miệng giếng
giếng khai thác
thường có chiều dày lớn hơn
Trong các đoạn ống vần chuyển dầu nằm ngang tồn tại một quy luật phổ biến
khác. Nghiên cứu cho thấy mức độ tích tụ sáp-parafin đạt cực đại trên những đoạn
đầu của đường ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dịng chảy (hình 1.3).
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. Ngồi chịu tác động của gradien nhiệt độ, chế độ dịng chảy, tích tụ còn

9


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.

Hình 1.3 – Hình thái lắng đọng sáp-parafin trong đường ống

với chế độ chảy một pha
Các nghiên cứu cơ bản cho thấy, nói 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, vỡ và trơi theo dịng chảy. Ứng suất tiếp tuyến
được xác định theo cơng thức:
τ = λ v2 γ / 8g
Trong đó : τ : ứng xuất tiếp tuyến (g/cm2) ; v : vận tốc trung bình của dịng
chất lỏng (cm/s) ; γ : Khối lượng riêng ( g/cm3 ); g : gia tốc trọng trường
(9.81m/s2) ; λ : hệ số sức cản thuỷ lực.
Với trường hợp đường ống vận chuyển hai pha dầu, nước có phân tách, nước
chảy phía dưới, dầu hoặc dầu chứa nước phân tán trong đó, chảy ở phía trên, thì
sự tích tụ sáp-parafin có xu hướng nằm ở phần trên ống, nơi tiếp xúc với dịng
dầu, có nhiệt dung riêng chỉ bằng ½ nhiệt dung riêng của dầu. Dưới tác động của
trọng lực, nước sẽ chuyển động ở phía dưới và phần dưới này khơng xuất hiện
lắng đọng sáp-parafin.

Hình 1.4 – Hình thái lắng đọng sáp-parafin trong đường ống
với chế độ chảy hai pha tách biệt

10


1.1.2. Cơ chế gây lắng đọng sáp-parafin
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, cịn phụ thuộc vào
thành phần hố 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 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, lòng giếng, chuyển
động đi lên trong cần khai thác tới miện giếng và thiết bị bề mặt. Quá trình này đi
liền với sự giảm áp suất và nhiệt độ (xem thêm trên hình 1.2), 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 nhiệt 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 thuân lợi tạo
tích tụ lắng đọng sáp-parafin.
Tồn tại 3 cơ chế thúc đẩy lắng đọng sáp-parafin là cơ chế khuyếch tán phân
tử, cơ chế tán xạ do chuyển động trượt tương đối và cơ chế chuyển động nhiệt
(Braonơ).
1) Cơ chế khuếch tán phân tử (Molecular difusion):
Các nghiên cứu và thực nghiệm cho thấy, động lực chính trong cơ chế khuếch
tán phân tử gây nên và thúc đẩy lắng đọng sáp-parafin chính là chênh lệch về nhiệt
độ xảy ra giữa khối dầu nằm ở tâm đường ống vận chuyển dầu so với thành ống
khi dầu trao đổi nhiệt với môi trường lạnh bên ngồi đường ống. Trên hình 1.5 là
minh họa về sự phân bố nồng độ sáp-parafin dưới tác động của phân bố nhiệt độ
trong quá trình hình thành lắng đọng sáp-parafin trên thành ống dẫn dầu và hướng

khuếch tán của sáp-parafin từ tâm dòng chảy.
11


Hình 1.5 – Phân bố nồng độ sáp-parafin dưới tác động của phân bố nhiệt độ
trong quá trình hình thành lắng đọng sáp-parafin trên thành ống dẫn dầu
Trong quá trình chuyển động theo đường ống, dầu trao đổi nhiệt với mơi
trường xung quanh. Q 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 hơn nhiệt độ này kết tinh. Khi nhiệt độ tiếp tục giảm, các parafin có
nhiệt độ kết tinh thấp hơn (có C nhỏ hơn) sẽ tiếp tục tham gia vào kết tinh. Ở thời
điểm bắt đầu kết tinh, do hàm lượng cịn thấp, kích thước cịn 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. Cùng với sự tiếp tục suy giảm của nhiệt độ, kích thước của
các tinh thể kết tinh trước đó trong lớp gần thành ống lớn lên, số lượng tinh thể
kết tinh mới cũng tăng lên, quá trình liên kết giữa các tinh thể hình thành được
đẩy mạnh tạo các cụm tinh thể dưới dạng kết bông. Các cụm sáp-parafin kết bông
này và các tinh thể mới kết tinh có xu hướng bám lên thành ống và phần tinh thể
sáp-parafin đã bám trước đó. Khi xu hướng các cụm sáp-parafin kết bông bám lên

12


thành ống lớn đến mức độ nào đó, hàng loạt hiện tượng là hệ quả của nó xuất hiện
và phát triển như:
1. Tạo ra lớp sáp-parafin dưới dạng gel (kết bơng tồn khối trong khơng gian)
trên thành ống và dạng gel này tiếp tục hóa già theo thời gian. Tại những khoảng
trống trong lớp gel, dưới tác dụng tiếp tục suy giảm của nhiệt độ, xảy ra quá trình
lớn lên của các tinh thể sáp-parafin đã kết tinh, tạo gel và sự kết tinh mới của sápparafin có nhiệt độ kết tinh thấp hơn. Sự việc diễn ra khiến nồng độ sáp-parafin
của phần dầu xen kẹp trong khối gel thấp hơn nồng độ sáp-parafin của phần dầu

ở lớp sát với lớp gel. Sự khác biệt này là động lực tự nhiên, kích hoạt sự khuếch
tán dầu có nồng độ sáp-parafin cao hơn từ phần dầu ở lớp sát với lớp gel, vào phần
dầu trong lòng lớp gel và khuếch tán ngược dầu có nồng độ sáp-parafin thấp hơn
từ khối gel ra ngồi. Q trình hóa già gel làm lớp gel có mật độ sáp-parafin lớn
dần và được bền hóa. Các q trình vừa mơ tả thuộc chuỗi động thái trong cơ chế
khuếch tán sáp-parafin trong phạm vi hẹp, giữa lớp sáp-parafin mới lắng đọng với
lớp dầu nằm sát nó. Minh họa cơ chế khuếch tán phân tử tạo sáp-parafin lắng đọng
chi tiết hơn được đưa ở hình 1.6.

Hình 1.6 – Minh họa cơ chế khuếch tán phân tử tạo lắng đọng sáp-parafin
2. Quá trình hình thành lớp sáp-parafin lắng đọng trước tạo ra sự khác biệt
lớn hơn về nồng độ sáp-parafin giữa lớp dầu gần lớp sáp-parafin lắng đọng với
dầu từ phía trung tâm dịng chảy (hay đúng hơn là từ phía ranh giới với vùng chảy
rối). Khác biệt này, là động lực tự nhiên, kích hoạt sự khuếch tán sáp-parafin, theo
hương ly tâm, về phía lớp sáp-parafin lắng đọng trước. Q trình hình thành và
hóa già lớp gel tiếp theo bên thành ống dẫn dầu tiếp tục diễn ra. Động thái trong

13


cơ chế khuếch tán sáp-parafin trong phạm vi này mang tính khơng gian và thời
gian rộng hơn so với cơ chế khuếch tán sáp-parafin trong phạm vi giữa lớp sápparafin mới lắng đọng với lớp dầu nằm sát nó.
Tóm lại, động lực chính trong cơ chế khuếch tán phân tử gây nên và thúc
đẩy lắng đọng sáp-parafin chính là chênh lệch về nhiệt độ xảy ra giữa khối dầu
nằm ở tâm đường ống vận chuyển dầu so với thành ống khi dầu trao đổi nhiệt với
mơi trường lạnh bên ngồi đường ống, còn động lực trực tiếp đặc điểm phân bố
nồng độ sáp-parafin dưới tác động của phân bố nhiệt độ diễn ra.
2) Cơ chế phân tán do chuyển động trượt tương đối (Shear dispersion):
Các tinh thể parafin khi còn nhỏ tạo thành huyền phù trong dịng chảy, có
khuynh hướng chuyển động với vận tốc trung bình theo hướng dịng 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 tâm dòng chảy tầng bị đẩy đến thành ống, nơi các phân tử parafin rắn
đã lắng đọng trước đó theo cơ chế khuếch tán phân tử và tiếp tục gây lắng đọng.
Minh họa cơ chế phân tán trượt trong tạo lắng đọng sáp-parafin được đưa trong
hình 1.7.

Hình 1.7 – Minh họa cơ chế phân tán trượt tạo sáp-parafin lắng đọng
Nói 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.

14


3. Cơ chế khuếch tán do chuyển động nhiệt (Brownian diffusion):
Các hạt sáp-parafin kết tinh mịn lơ lửng trong dòng dầu chịu sự va đập do
dao động nhiệt của các phân tử dầu (chuyển động Brouner). Tác động này có thể
gây ra sự khuếch tán của các hạt sáp-parafin kết tinh mịn, đẩy nó và chạm với
thành ống, hoặc và chạm với các tinh thể sáp-parafin lớn hơn. Các va chạm này
có thể tăng xác suất dính cụm, gây lắng đọng.
Ngoài 3 cơ chế (khuếch tán phân tử, phân tán trượt và khuếch tán do chuyển
động nhiệt –Brouner) đề xuất trên đây, người ta còn đề xuất một số cơ chế khác
như: sa lắng do trọng lực (Gravity Settling); tạo gel; hóa già gel- lắng đọng bên
trong (ID); kết tinh; Bào mòn do chảy (SR); khuếch tán hạt (PD), Quán tính
(Inertial)…Các cơ chế này, hoặc tính đến các ảnh hưởng của lực trọng trường,
chế độ dịng chảy, hoặc là mơ tả chi tiết hơn các quá trình xảy ra trong các cơ
được đề xuất và nhận biết trước đó. Trên thực tế, cơ chế lắng đọng sáp-parafin
thường là sự tổ hợp của nhiều cơ chế nếu đem chi tiết hóa chúng. Tuy nhiên, ở
nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin, như hay xảy ra trong đường ống

vận chuyển dầu đặt trên mặt đáy biển, cơ chế khuếch tán phân tử được coi là
chiếm ưu thế. Thống kê trong bảng 1.1, đưa từ nghiên cứu [1], cho thấy mức độ
quan trọng và chủ đạo của cơ chế khuếch tán phân tử trong hình thành lớp sápparafin trên thành ống được trong các mơ hình mơ phỏng lắng đọng sáp-parafin
cho trường hợp dịng chảy một pha.
Bảng 1.1- Mơ hình mơ phỏng lắng đọng sáp-parafin
cho trường hợp dịng chảy một pha [1]
T
Mơ hình,
Thời
Loại cơ chế mơ phỏng và ghi chú
T
tác giả
gian
Tiếng Anh
Tiếng Việt
1 Burger et al. 1981 MD, SD
Khuếch tán PT, Phân tán trượt (SD)
2 Majeed et al. 1990 MD
Khuếch tán PT
3 Svendsen
1993 MD
Khuếch tán PT
4 Brown et al. 1993 MD, SD
Khuếch tán PT, Phân tán trượt (SD)
5 Hsu et al.
1995, MD
Khuếch tán PT
1998
6 Rygg et al.
1998 MD

Khuếch tán PT
7 Creek et al.
1999 MD
Khuếch tán PT
8 Singh et al.
2000, MD, ID,
Khuếch tán PT, Cơ chế hóa già2001 gelation
lắng đọng bên trong (ID), Tạo gel
9 MSI
2000 MD, kinetic, Khuếch tán PT, Động học, Kết tinh
crystallization
10 Sikaunabt
2001 MD
Khuếch tán PT

15


11
12
13
14
15

Banki et al.
Lindeloff
Azevedo
Fasano et al.
Ramirez et
al.

16 Hernandez et
al.
17 Tác giả [17 ]

2002
2002
2003
2004
2004

MD
MD, SD
MD, SD
MD
MD, SR, ID

2004

MD, SR, ID

2006

MD, SD, SR,
ID, PD,
Inertial

Khuếch tán PT
Khuếch tán PT, Phân tán trượt (SD)
Khuếch tán PT, Phân tán trượt (SD)
Khuếch tán PT

Khuếch tán PT, lắng đọng bên trong
(ID)
Khuếch tán PT, lắng đọng bên trong
(ID)
Khuếch tán PT, Phân tán trượt, Bào
mòn do chảy (SR), lắng đọng bên
trong (ID), Khuếch tán hạt (PD),
Quán tính (Inertial)

1.2. Các phương pháp công nghệ ứng dụng cho xử lý loại trừ lắng đọng sápparafin
Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát lắng đọng sáp-parafin.
Căn cứ vào bản chất, các phương pháp này có thể được phân loại thành 4 nhóm
chính là: phương pháp cơ học; phương pháp nhiệt học; phương pháp hóa học và
phương pháp sinh học.
1.2.1. Phương pháp cơ học
Tồn tại một vài phương pháp cơ học cơ bản để loại
bỏ lắng đọng sáp-parafin trong cần 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 dịng dung dịch ...
Ví dụ tiêu biểu của phương pháp cơ học dùng choòng
và nước rửa cho loại trừ sáp-parafin trong cần ống khai
thác được đưa trong hình 1.8. Chng chuyển động xoay
và tịnh tiến phá lắng đọng, nước rửa bơm ra từ đầu choòng
đưa mạnh vụn lắng đọng lên bề mặt. Phương pháp này cho
hiệu quả kỹ thuật phá lắng đọng là rất tốt, vì với sức mạnh
của chng và hệ thống dẫn động còn phá được cả lắng
đọng muối với độ bền cơ học cao hơn rất nhiều so với

lắng đọng sáp-parafin. Tuy nhiên, trong quá trình nạo vét,
16

Hình 1.8- Nạo vét
lắng đọng sáp-parafin
bằng choòng


mảnh vỡ lắng đọng với kích thước lớn có thể rơi xuống lịng giếng. Phương pháp
này cũng có chi phí rất cao, nhất là khi trên các giàn khơng cịn tháp khoan.
Theo nghiên cứu [7], một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là một
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 dẫn dầu, người ta thường
dùng phương pháp phóng thoi. Các thoi này có thể được chế tạo từ vật liệu rắn
khơng hịa tan hoặc vật liệu rắn hồ tan, hoặc nút dung dịch có độ nhớt rất cao.
Thoi khơng hịa tan thường được chế từ cao su cứng hoặc các khối cầu bằng
nhựa có gờ sắc nhọn. Công việc nạo vét bao gồm thả thoi vào đầu đường ống, bơm
lưu thể với áp suất cao đẩy chúng chạy dọc theo các đường ống dẫn để chúng phá
hủy và đẩy lắng đọng sáp-parafin ra ở đầu kia của đường ống. Hình ảnh một số loại
thoi được đưa trong hình 1.9.

Hình 1.9 –Hình ảnh một số loại thoi dùng trong nạo vét sáp-parafin
trong đường ống dẫn dầu
17


Thoi hịa 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). Một

trong những ưu điểm của các thoi hoà tan là chúng có xu hướng hồ tan trong dầu
thơ sau quá trình nạo vét lắng đọng hữu cơ. Do vậy, việc thu hồi các thoi nạo vét
này là không cần thiết và không xảy ra hiện tượng kẹt thoi trong đường ống.
Để có thể dùng được thoi, đường ống cần được thiết kế với ngăn cho đưa thoi
vào ống và nhận thoi ở hai đầu. Hình ảnh minh họa đường ống dẫn dầu, ngăn đưa
và nhận thoi, đưa thoi vào đường ống, thoi nạo vét sáp-parafin trong đường ống và
sáp-parafin được đẩy ra khỏi đường ống được đưa trong hình 1.10.

Hình 1.10 – Hình ảnh minh họa quá trình sử dụng thoi cứng

18


1.2.2. Phương pháp nhiệt
Bản chất của phương pháp nhiệt là dùng nhiệt
cho hòa tan lắng đọng sáp-parafin trong cần ống khai
thác hoặc trong đường ống vận chuyển.
Ví dụ về việc sử dụng thiết bị phát nhiệt bằng
điện cho nóng chảy sáp-parafin trong cần ống khai
thác được đưa trong hình 1.11. Phương pháp này,
ngoài việc loại trừ lắng đọng sáp-parafin trong cần
ống khai thác, có thể kết hợp với việc xử lý nhằm loại
trừ nhiễm bẩn hữu cơ tại vùng cận đáy giếng. Tuy
nhiên, phương pháp này bị hạn chế vì chi phí cao và
chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn nguồn điện.
Tuần hồn dịng dầu nóng hoặc nước nóng ở
trong giếng khoan là một phương pháp nhiệt phổ biến
để phá hủy lắng đọng sáp-parafin. Dịng dầu nóng
hoặc nước nóng sẽ được bơm xuống theo không gian
giữa ống chống và cần khai thác, sau đó đi lên theo

cần ống khai thác để làm nóng chảy hoặc tăng độ hịa Hình 1.11- Dùng thiết bị
tan của lắng đọng sáp-parafin trong dòng dầu khai phát nhiệt gây nóng chảy
lắng đọng sáp-parafin
thác. Dầu nóng, nước nóng, hơi nước cũng có thể
được bơm thẳng vào cần ống khai thác để làm nóng chảy sáp-parafin.
Một trong những phương pháp xử lý nhiệt có hiệu quả là phương pháp kết
hợp tạo nhiệt và khí nitơ. Phương pháp này dùng tác dụng của hai loại dung dịch
là muối natri nitrat (NaNO2) và muối amoni clorit (NH4Cl). Dung dịch được chuẩn
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.
Một dạng khác của phương pháp nhiệt là sử dụng phản ứng của một số hợp
chất amin với axit hữu cơ. Axit hữu cơ phổ biến được dùng là: Linearalkyl Bezen
Sulfonic Acid (LAS) ; Dinonyl Naphthalene Sulfonic Acid. Các hợp chất amin có
thể được dùng là: Isopropyl amin ((CH3)2 CH-NH2) ; Tert-butyl amin ((CH3)3 CNH2); Di-isopropyl amin ((CH3)2 CH-NH-CH (CH3)2 ); Dietylene triamin
(NH2(CH)2NH(CH)2NH2)…
Một số phương pháp nhiệt cũng được dùng cho loại trừ sáp-parafin trong
đường ống vận chuyển dầu. Tuy nhiên, so với việc loại trừ sáp-parafin trong cần
ống khai thác, việc loại trừ sáp-parafin trong hệ thống đường ỗng dẫn dầu gặp phải
khó khăn hơn do đường ống có chiều dài và thể tích lớn.
19


1.2.3. Phương pháp hóa học
Phương pháp hố học kiểm sốt lắng đọng sáp-parafin 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
phẩm được sử dụng thường gồm: các dung môi; các chất phân tán; các chất tẩy
rửa; và các chất biến tính tinh thể sáp-parafin.

Để hịa tan lắng đọng sáp-parafin 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(CS2).
Kerosen, diesel, dầu, và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì khơng có khả
năng hồ tan lắng đọng chứa asphaltene. Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm
cao, xylene và toluen lại có khả năng hồ tan rất tốt asphaltene. Dung mơi để xử lý
kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong khối sáp-parafin và
cả khả năng hoà tan sáp-parafin. Khă năng thẩm thấu khơng những giúp hịa tan
nhanh mà còn giúp phân tán sáp-parafin vào khối dung mơi.
Các chất phân tán là các hợp chất hố học có khả năng giữ các hạt sáp-parafin
ở trạng thái phân tán khi chúng kết tinh ở trong các sản phẩm dầu thơ. Các chất
phân tán trung hồ lực hút giữa các phân tử sáp-parafin với nhau và lực hút giữa
các phân tử sáp-parafin với thành ống khai thác, thành đường ống vận chuyển và
bề mặt thiết bị. Hiện tượng như vậy ngăn ngừa các tinh thể sáp-parfin từ trạng thái
đơn lẻ và hình thành các lớp trên các bề mặt đường ống. Việc xử lý sáp-parafin sử
dụng các chất phân tán bao gồm việc bơm hỗn hợp của chất phân tán và nước/dung
mơi hố học xuống khoảng khơng vành xuyến của thân giếng. Hỗn hợp chất phân
tán được đẩy ra ngồi theo dịng sản phẩm.
Các chất tẩy rửa là các hợp chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt các
tinh thể sáp-parafin trên cần ống khai thác và đường ống vận chuyển dầu trong sự
có mặt của nước. Q trình thấm ướt như vậy sẽ trung hồ lực kết dính giữa các
tinh thể và lực hút giữa các tinh thể sáp-parafin với đường ống khai thác hoặc với
đường ống vận chuyển dầu. Các chất tẩy rửa sẽ giúp cho việc phá vỡ lắng đọng
sáp-parafin và ngăn ngừa các hạt sáp-parafin phân tán và tích tụ dọc theo cần ống
khai thác và đường ống vận chuyển dầu.
Các chất biến tính các tinh thể sáp-parafin 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-parafin này sẽ kết hợp với các phân tử sáp-parafin và xen
kẽ vào trong tinh thể sáp-parafin. Chất biến tính tinh thể thường là các chất polymer

có khả năng ngăn ngừa lắng đọng sáp-parafin thông qua việc phá vỡ sự tạo mầm

20


kết tinh, đồng kết tinh hoặc thay đổi cấu trúc tinh thể. Chúng cũng có thể hấp phụ
lên các tinh thể sáp-parafin để ngăn cản sự kết bông hoặc lắng đọng.
Thực tế đã cho thấy rằng, việc áp dụng các chất hoạt động bề mặt hoặc các
chất tẩy rửa là cực kỳ hiệu quả trong việc loại bỏ lắng cặn sáp-parafin; cịn khi sử
dụng các hố chất phân tán và các chất biến tính tinh thể rất có hiệu quả trong việc
ngăn ngừa (ức chế) sự hình thành lắng đọng.
1.2.4. Phương pháp sinh học
Phương pháp sinh học cho giải quyết các vấn đề nảy sinh trong khai thác dầu,
trong đó có vấn đề loại trừ lắng đọng sáp-parafin là phương pháp sử dụng thành
tựu, sản phẩm của công nghệ sinh học để giải quyết vấn đề đặt ra. Nói chung, các
phương pháp sinh học được đưa vào thực tế chưa lâu, lịch sử đáng ghi nhận về
chúng chỉ được coi là mới bắt đầu xảy ra trong vài chục năm cuối của thế kỷ 20.
Mảng công nghệ sinh học được quan tâm nhiều nhất trong lĩnh vực dầu khí là
những ứng dụng trong nâng cao hiệu quả khai thác dầu nói chung, nâng hệ số thu
hồi dầu (tăng thu hồi dầu) nói riêng.
Bản chất của các dạng cơng nghệ sinh học ứng dụng cho khai thác dầu khí
nằm ở khả năng của một số chủng loại vi sinh vật, trong những điều kiện nhất định,
có khả năng năng phân hủy một số thành phần hữu cơ trong dầu thô tạo ra sản
phẩm có lợi cho khai thác dầu, hoặc một số chủng loại vị sinh vật khác, mà sản
phẩm sinh ra từ q trình sống của chúng có thể được dùng để tác động có lợi cho
giải quyết các vấn đề nảy sinh trong khai thác. Chính vì vậy, phương pháp sinh học
ở đây được có thể được chia thành hai nhóm chính là (1)-Nhóm cơng nghệ vi sinh
và (2)-nhóm công nghệ sử dụng chế phẩm sinh học.
Trong công nghệ sinh hoc, các vi sinh vật có 3 cách để tham gia vào việc nâng
cao hiệu quả khai thác dầu nói chung, tăng thu hồi dầu nói riêng là:

1) Vi sinh vật sản xuất các loại polyme, dung môi, dung dịch axit, các chất
hoạt động bề mặt... trên mặt đất (gọi chung là chế phẩm sinh học). Các sản phẩm
này được dùng trực tiếp hoặc được phối hợp với các hóa phẩm khác để tạo hóa
phẩm mới để dùng trong việc giải quyết các vấn đề thực tế trong khai thác;
2) Vi sinh vật phát triển ngay trong khe rỗng của vỉa, trong đường ống, bể
chứa... Chúng bẻ gãy mạch cacbon sản xuất ra các loại khí, dung mơi, dung dịch
axit dung môi, dung dịch axit các chất hoạt động bề mặt và các chất khác để thu
hồi dầu còn bị bẫy trong vỉa; phân tán, phân hủy sáp-parafin, asphanten...trong
đường ống, bể chứa...
3) Vi sinh vật có thể ngăn cách có chọn lọc các kênh thấm cao trong vỉa, giúp
lái dịng nước bơm ép sang vùng có độ thấm thấp hơn mà hệ quả là làm tăng hiệu

21