Tính chất hóa lý của dầu thô mỏ bạch hổ và mỏ rồng

1. Những tính chất hóa lý của dầu và khí
Những quy luật về sự thay đổi lực cản thủy lực trong dòng chảy của hệ đa phân tán chủ yếu
được xác định bởi tính chất hóa lý của các pha. Liên quan đến nghiên cứu về lực cản thủy lực
thường bắt đầu nghiên cứu những tính chất hóa lý của hệ phân tán.
1.1.

Những thông tin chung về thành phần sản phẩm của các giếng dầu

Dầu, khí và nước – là những thành phần cơ bản của các giếng dầu, thành phần tương đối của
chúng trong những giai đoạn khai thác và phát triển mỏ khác nhau có thể thay đổi trong phạm vi
lớn.
Phân loại dầu mỏ. Dầu mỏ - là hỗn hợp hydrocacbon tự nhiên phức tạp. Những nguyên tố
hóa học cở bản trong thành phần dầu mỏ là: cacbon 82 – 87 %, hydro 11 – 15 %, lưu huỳnh 0,1 – 7
%, nitơ đến 2,2 % và oxi đến 1,5 %. Phần lớn chúng là những hợp chất ( chiếm đến 95 %), chứa
nhiều loại nguyên tử khác nhau, tồn tại phần lớn ở dạng cao phân tử và trong các hợp chất
asphalten-nhựa.
Trên cơ sở phân loại hóa học, thành phần hydrocacbon trong dầu mỏ không thấp hơn 50%.
Chia làm 3 loại dầu mỏ: loại thẳng, loại vòng và loại thơm. Theo thành phần của các cấu tử phụ
(thành phần không dưới 25%) thì còn được chia làm 4 loại dầu ( thành phần chính được đặt đầu tiên
trong tên gọi): loại thẳng-vòng, loại vòng-thẳng, loại vòng thơm, loại vòng-thơm, khi ba thành phần
chính có tỷ lệ gần bằng nhau thì được gọi là – thẳng-vòng-thơm.
Theo thành phần paraffin, asphalten, nhựa, lưu huỳnh, dầu mỏ được phân loại như sau:
- loại nhiều paraffin (hơn 20% paraffin rắn);
- loại ít paraffin (ít hơn 2% paraffin);
- loại ít nhựa (thành phần asphalten và nhựa ít hơn 6%);
- loại nhựa (10-25% nhựa và asphalten);
- loại asphalten ( hơn 25% nhựa và asphalten)
- loại ít lưu huỳnh ( dưới 0,5% lưu huỳnh)
- lại lưu huỳnh ( từ 0,5 đến 2%)
- loại nhiều lưu huỳnh (trên 2%)
Hydrocacbon mach thẳng (alkan). Những đồng đẳng hydrocacbon có công thức СnH2n+2 là một

trong những thành phần chính của dầu, trong khí dầu và trong các phần phân đoạn xăng dầu.
Những hydrocacbon mạch thẳng trong dầu mỏ tồn tại ở cả 3 trạng thái ở điều kiện thường: trạng
thái khí (C1 – C4), trạng thái lỏng (C5 – C15) và trạng thái rắn (C16 +). Hơn phân nữa paraffin dầu mỏ
có cấu trúc dạng thường (mạch thẳng) và phần còn lại có cấu trúc mạch nhánh – isoalkan. Những
đồng phân mạch nhánh có nhiệt độ nóng chảy thấp hơn so với hydrocacbon có cấu trúc mạch thẳng.
Những alkan C16 + ở điều kiện chuẩn là chất rắn được gọi là paraffin, ceresin. Paraffin là hỗn
hợp hydrocacbon rắn đồng đẳng metan có cấu trúc thẳng với ít alkan mạch nhánh (ceresin), và một
số hợp chất có mạch alkan dài gắng trên nhân thơm hay hydrocacbon mạch vòng. Tỷ trọng của
paraffin ở trạng thái rắn nằm trong khoảng 865 đến 940 kg/m 3, ở dạng nóng chảy thì nằm trong
khoảng 777 đến 790 kg/m3. Nhiệt độ nóng chảy của từng phân tử paraffin càng cao thì khối lượng
phân tử của chúng càng lơn. Hydrocacbon paraffin có nhiệt độ nóng chảy thấp nhất là – hexadecane
C16H34 (Tnóng chảy = 18 oC). Paraffin từ dầu mỏ là một hỗn hợp của rất nhiều hydrocacbon, do đó
chúng không có nhiệt độ nóng chảy rõ ràng . Tùy theo nhiệt độ nóng chảy, paraffin được chia
thành: loại mềm (Tnóng chảy < 45 oC), loại trung bình (45Những paraffin rắn có trong tất cả các loại dầu mỏ với số lượng không nhiều, từ không phẩy
mấy phần trăm đến 5%. Trong những loại dầu nhiều paraffin thì hàm lượng của chúng tăng cao lến


đến 7-12%. Đặc biệt, trong dầu của mổ Bạch Hổ và Rồng có hàm lượng paraffin rắn cao từ 15 đến
25%.
Phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất và mức độ tách khí, dầu mỏ có thể trở thành dung dịch đồng
nhất hay hệ phân tán phức tạp. Những tính chất lưu biến của nó phụ thuộc vào trạng thái keo tụphân tán của dầu.
Trạng thái paraffin trong dầu được xác định chủ yếu bằng nhiệt độ. Ở nhiệt độ cao hơn 40 oC,
paraffin tồn tại ở trạng thái hòa tan. Thông thường từ dầu thô, paraffin được tách ra ở dạng tinh thể
mềm vì có chứa các hợp chất nhựa.
Ceresin – là các alkan rắn, thành phần chủ yếu là các alkan mạch nhánh, đôi khi có đặc tính
khác. Ceresin – là những hydrocacbon có nhiệt độ nóng chảy cao, chúng khác biệt lớn về thành
phần và tính chất so với paraffin. Nhiệt độ nóng chảy của paraffin là 45 – 54 oC, của ceresin là 6588 oC. Paraffin dễ dàng kết tinh ở dạng phẳng và mảng phẳng. Ceresin có cấu trúc hình kim nhỏ và
kết tinh rất chặt. Nhiệt độ sôi của paraffin không thấp hơn 550 oC, ceresin thì cao hơn 600 oC. Khối
lượng phân tử paraffin nằm trong khoảng từ 300 đến 550, trong khi đó ceresin là từ 500 đến 750,

điều đó tương ứng với thành phần trong mạch cacbon có từ 36 đến 55 nguyên từ cacbon. Dấu hiệu
đặc trưng của ceresin là cấu trúc tinh thể nhỏ. Ceresin bao gồm các tinh thể nhỏ hơn paraffin. Ở
cùng nhiệt độ nóng chảy giống nhau, ceresin có tỷ trọng và độ nhớt cao hơn nhiều.
Những hydrocacbon rắn đồng đẳng metan, paraffin, thực tế có mặt hầu hết trong các loại dầu,
đôi khi gây ảnh hưởng quyết định đối với công nghệ và kỹ thuật khai thác, thu gom, vận chuyển, xử
lý và chế biến dầu mỏ.
Hydrocacbon mạch vòng. Hàm lượng napten tăng theo phân đoạn nặng trong tất cả dầu. Chỉ
trong phân đoạn có nhiệt độ sôi rất cao thì số lượng của chúng giảm xuống và số lượng các
hydrocacbon thơm tăng lên. Cùng với napten đơn vòng (C nH2n) thì napten đa vòng (CnH2n-2, CnH2n-4,
…) đều có mặt trong tất cả các loại dầu. Theo tính chất hóa học thì napten gần giống với paraffin,
tuy nhiên chúng hòa tan asphalten và nhựa tốt hơn.
Hydrocacbon thơm. Những hydrocacbon thơm có nguồn gốc từ những hydrocacbon không no
mạch vòng thuộc dãy benzene. Trong hầu hết các loại dầu mỏ có thể có các dạng hydrocacbon
thơm đơn và đa vòng riêng lẻ, và những hỗn hợp phức tạp của các đồng đẳng khác nhau. Các
hydrocacbon thơm trong dầu có khả năng hòa tan asphalten-nhựa cao hơn các hợp chất khác. Phần
lớn hydrocacbon trong dầu có cấu trúc hỗn hợp.
Các chất asphalten-nhựa. Màu sắc của dầu ở dạng màng mỏng từ màu vàng nhạt, màu nâu
sẫm đến màu đen được quyết định bởi hàm lượng các hợp chất asphalten-nhựa.
Các hợp chất asphalten-nhựa không có mối liên hệ với các hợp chất hữu cơ đã phân loại,
chúng là hỗn hợp phức tạp của các hợp chất cao phân tử có cấu trúc lai tạp, trong thành phần có
chứa các nguyên tố N, S, O và một số kim loại.
Hàm lượng của chúng trong các loại dầu dao động trong phạm vi khá rộng: từ không phẩy
mấy đến hàng chục phần trăm. Những dầu non chứa rất nhiều hợp chất asphalten-nhựa có nguồn
gốc thơm hơn so với dầu già – dầu nhiều paraffin – hàm lượng của chúng ít hơn.
Các chất nhựa. Nhựa được xem là các chất vô định hình hay là các chất lỏng có độ nhớt cao
có màu từ nâu sẫm đến nâu. Tỷ trọng của nhựa cao hơn một không nhiều, khối lượng phân tử từ
600 đến 1000. Theo khối lượng phân tử thì các hợp chất nhựa đứng giữa tinh dầu và asphalten.
Khối lượng phân tử không phải là chuẩn để thể hiện toàn bộ đặc tính của các hợp chất nhựa mà chỉ
có giá trị trung bình của các tỷ lệ nhất định mới cho phép đánh giá về sự đặc trưng của các hợp chất
nhựa trong dầu.

Thành phần C và H trong các hợp chất nhựa dao đọng trong những phạm vi hẹp: C – từ 79
đến 87%, H – từ 9 đến 11%. Tỷ lệ khối lượng C:H = 7,7 – 8,9. Theo thành phần C thì các hợp chất
nhựa gần giống với asphalten, nhưng theo thành phần H thì chúng cao hơn 1-2%.
Asphalten. Sự tách ly asphalten chỉ thực hiện trên cở sở khả năng hòa tan của chúng, do đó
tính chất của dung môi và điều kiện tách ly có ảnh hưởng đáng kể đến hiệu suất và thành phần của
asphalten. Vì vậy có thể thấy rằng không chỉ thành phần asphalten mà còn là dung môi được dùng
để tách chúng.


Asphalten, được tách ra ở dạng kết tủa bằng các alkan mạch thẳng (C 5 – C8), là các hợp chất
rắn vô định hình, ở nhiệt độ 200 – 300 oC chúng chuyển sang trạng thái dẻo sền sệt và ở 290 – 300
o
C bị phân hỷ thành sản phẩm lỏng, khí và còn lại là than côc rắn. Asphalten là hợp chất cao phân
tử nhiều nhất trong dầu, khối lượng phân tử trung bình của chúng lớn hơn các hợp chất nhựa khá
nhiều. Quá trình xác địng khối lượng phân tử trung bình của asphalten rất phức tạp do có rất nhiều
loại phân tử asphalten ở các nhóm.
Thành phần C và H trong các asphalten dao động trong phạm vi hẹp: C – 80-86%, H – 7,39,4%, tỷ lệ C:H bằng 9-11. Sự khác biệt trong thành phần của các dị nguyên tử là khá lớn. Thành
phần của oxi trong asphalten có thể thay đổi từ 1 đến 9%, lưu huỳnh từ 0 đến 9%, nitơ từ 0 đến 1,53%. Asphalten có tính kết tinh yếu. Ở nồng độ asphalten đủ lớn, chúng hình thành hệ keo, ảnh
hưởng đáng kể lên độ nhớt của dầu. Các chất asphalten-nhựa và các thành phần phân cực khác là
các chất hoạt động bề mặt trong dầu và ảnh hưởng rất lớn đến quá trình lắng đọng paraffin. Tùy
theo thành phần hydrocacbon trong dầu, hàm lượng khí hoàn tan và nhiệt độ, các chất asphaltennhựa có thể ở dạng phân tử hòa tan hoặc ở trạng thái keo phân tán.
Các hợp chất chứa oxi trong dầu có thể chia làm 3 loại: acide mạch vòng, acide béo và
phenol. Acide béo và phenol chiếm dưới 10% trong tổng số các chất acide, khi tính so với dầu thì
khoảng 0,01%. Thành phần các acide vòng, là các cyclocarboxylic acide (công thức tổng quát
CnHmCOOH), đôi khi có thể đạt đến vài phần trăm. Số lượng acide vòng có trong dầu nhiều
paraffin ít hơn so với dầu nhiều napten.
Các hợp chất chứa lưu huỳnh là các hợp chất có tính chất hóa học khác nhau: từ đơn phân tử
S và hydrosunfua đến các hợp chất mercaptan C nH2n-1SH, sulfide, disulfide ở dạng mạch hở, mạch
vòng và đa vòng tự nhiên dạng thiophel, thiophan và các hợp chất cực kỳ phức tạp. Lưu huỳnh ở
trạng thái tự do hiếm khi được tìm thấy trong dầu, nó được phát hiện khi phân hủy các hợp chất

chứa lưu huỳnh phức tạp. Hydrosulfua có thể có trong dầu và trong khí dầu. Sự có mặt của
hydrosulfua trong sản phẩm của giếng dầu có thể do sự hoạt động mạnh của các vi khuẩn kỵ khí
sinh khí sulfua.
Các hợp chất chứa nitơ. Các hợp chất hữu cơ chứa nitơ thường không nhiều (từ vết tích đến
0,5%). Các hợp chất nitơ trong dầu thì được chia thành các dạng cơ bản: các hợp chất trung tính và
các hợp chất có tính acide. Hầu hết chúng đều là các hợp chất đơn hoặc đa vòng với phân tử nitơ
nằm trên vòng, số lượng vòng từ 1 đến 3. Các hợp chất chứa nitơ tập trung trong thành phần cao
phân tử của dầu.
Phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất và mức độ tách khí, dầu mỏ có thể trở thành dung dịch đồng
nhất hay hệ phân tán phức tạp. Những tính chất lưu biến của nó phụ thuộc vào trạng thái keo tụphân tán của dầu.
Khí dầu là phần tự nhiên và không thể tách rời của các giếng dầu. Số lượng của chúng được
đánh giá bằng hệ số dầu khí. Hệ số dầu khí biễu diễn tổng số lượng khí, được thu hồi khi từ vỉa đến
dạng tự do, tách ra sau những cấp tách dầu khác nhau. Tỷ lệ khí tách ra (V gas) và dầu (Voil) đối với
từng lọai vỉa dầu được tính toán ở điều kiện chuẩn (р = 1,0133*105 bar và t = 0°С), hệ số bề mặt
(G) được tính theo công thức:

Hệ số thể tích:

Vgas m 3
G=
,
Voil m 3

Hệ số khối lượng

Vgas

m3
G=
,

Voil ⋅ ρ oil kg

Trong đó:
ρoil – tỷ trọng của dầu tách khí thương phẩm (kg/m3)
Khi đánh giá hệ số khí trung bình (G tb) theo tất cả các sản phẩm của mỏ đang khai thác thì thu
được qui luật chung


n

Gtb =

∑G ⋅Q
i

i

i

n

∑Q

i

i

Trong đó :
n – số giếng;
Gi – hệ số khí của giếng i (m3/kg hoặc m3/ton);

Qi – sản lượng ngày đêm của giếng i (m3/day).
Những loại dầu nhẹ được thể hiện đặc trưng qua hệ số khí cao, được khai thác từ vị trí sâu
của các tầng sản phẩm. Những dầu asphalten-nhựa nặng chứa khí không nhiều. Trung bình đối với
phần lớn các mỏ dầu, hệ số khí ở giai đoạn đầu khai thác dao động trong khoảng 60 - 100 m 3/ton.
Bắt đầu giai đoạn ngập nước của giếng, lượng khí khai thác từ mỏ sẽ giảm đi.
Thành phần và phân loại khí dầu. Khí dầu là hỗn hợp hydrocacbon phức tạp và thay đổi về
thành phần, trong đó có thể có mặt ở dạng vết cho đến số lượng khá lớn (1,5 – 30%) những loại khí
không phải là hydrocacbon, trong số chúng thường gặp là khí nitơ, CO 2, H2S, H2, hơi nước và một
số ít khí hiếm (He, Ar, Ne …)
Khí dầu được phân loại thành khí nhẹ (khí nghèo), chứa đến 50g/m 3 hydrocacbon C3 và cao
hơn; khí trung bình – chứa 400 g/m3 và khí giàu – chứa hơn 400 g/m3. Tùy theo thành phần H2S,
CO2 và hơi nước, khí được chia thành khí ngọt và khí chua, hay khí khô và khí ẩm. Khi có mặt của
những tạp chất trên gây khó khăn cho viêc sử dụng khí. Thành phần hơi nước trong khí dầu phụ
thuộc vào nhiệt độ và áp suất, khối lượng phân tử khí và độ khoáng của nước.
1.2. Những tính chất hóa lý của sản phẩm từ giếng của mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
Trong hệ thống thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng đang vận chuyển hỗn hợp dầu khí
và dầu đã tách khí. Do đó cần thiết phải tiến hành nghiên cứu tính chất hóa lý của hỗn hợp dầu ở
vỉa và dầu đã tách khí.
Mỏ Bạch Hổ. Những tính chất của dầu được khai thác từ các đối tượng khác nhau có sự
khác biệt đáng kể. Trong phạm vi của một đối tượng, từ giếng này sang giếng kia, sự thay đổi
không phải là quá lớn. Trong bảng số №1 thể hiện một vài tính chất của một số dầu vỉa, ảnh hưởng
đến hoạt động của hệ thống thu gom.
Một số tính chất của dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ
Bảng №1
Thông số
1
Ấp suất bão hòa, Mbar
Hàm lượng khí, m3/ton
Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu
vỉa, oС

Miocen dưới
2
13,5-22,1
90,2-150,2

Oligocen dưới
3
19,5-29,4
151,0-290,1

Tầng móng
4
20,3-24,7
164,6-214,2

47,3-57,3

49,7-56,0

49,0-56,0

Những tính chất của dầu sau khi được tách chuẩn được trình bày ở bảng №2
Dầu ở tầng Miocen dưới có hàm lượng lưu huỳnh thấp và có tỷ trọng trung bình là 864,9
kg/m3, hàm lượng paraffin trong dầu cao 18,1%. Nhiệt độ nóng chảy của paraffin được tách ra từ


dầu gần 58 oC. Đây là dầu ít asphalten và hàm lượng nhựa ở mức trung bình. Nhiệt độ đông đăc
trung bình là 33,1 oC.
Dầu ở tầng Oligocen dưới chứa các hợp chất asphalten-nhựa không quá 3,67% và paraffin

đến 21,38%, nhiệt độ đông đặc là 32,7 oC.
Tỷ trọng trung bình của dầu đối tượng móng là 831 kg/m 3, hàm lượng paraffin là 23,1 %,
các chất asphalten-nhựa là 2,68%, nhiệt độ nóng chảy của paraffin là 57,9 oC, nhiệt độ đông đặc là
33,1 oC. Dầu tầng móng là dầu nhẹ, ít lưu huỳnh, nhiều paraffin với hàm lượng các chất asphaltennhựa thấp.
Tất cả các loại dầu được khai thác ở mỏ Bạch Hổ, dầu nhiều paraffin, có hàm lượng paraffin
thay đổi trong phạm vi rộng: thấp nhất là 14,1% ở dầu Miocen dưới và cao nhất là 27% trong dầu
móng. Đặc tính trung bình của các thành phần phân tử của tổng thể các paraffin rắn có trong dầu là
nhiệt độ nóng chảy. Đối với dầu móng thì nó thay đổi từ 55 oC đến 61 oC. Nhiệt độ bão hòa paraffin
của dầu ở áp suất vỉa thay đổi từ 49 oC đến 56 oC, ở áp suất khí quyển thì nằm trong khoảng 55-61
o
C, nhiệt độ đông đặc của dầu là 29-35 oC.
Những tính chất hóa lý của dầu trong những điều kiện chuẩn
Bảng №2
Thông số

Tầng móng
Khoảng
Trung
bình
823-836
831
250-264
255,8

Tỷ trọng, kg/m3
Khối lượng phân tử
Độ nhớt сSt ở:
50 oС
3,1-5,2
o

70 С
2,3-3,2
o
Nhiệt độ, С :
Dầu đông đặc
29,0-35,0
Nóng chảy paraffin 55,0-61,0
Bão hòa paraffin
55,0-61,0
Bắt đầu sôi
47,0-104,0
Hàm lượng, % kl:
Lưu huỳnh
0,016-0,06
Nhựa và asphalten 1,74-4,74
Paraffin
18,1-27,0

Miocen dưới
Khoảng
Trung
bình
858,2-877,0 864,9
262,0-304,0 255,8

Oligocen dưới
Khoảng
Trung
bình
823-839

830,5
245-264
253,7

4,2
2,6

6,9-14,8
4,1-7,9

4,2
2,6

3,5-4,6
2,4-2,9

4,1
2,6

33,1
57,9
57,8
70,6

29,0-34,0
58,0-58,7
57,0-58,0
62,0-82,0

33,1

57,9
57,8
68,2

29,0-34,5
56,0-63,0
56,0-59,0
55,0-130

32,7
58,3
57,4
76,7

0,03
2,68
23,1

0,08-0,14
7,8-15,8
14,1-20,5

0,10
12,6
18,1

0,02-0,09
1,75-7,5
16,7-26,8

0,039
3,67
21,38

Mỏ Rồng. Trên giàn cố định RP-1 đang tiến hành khai dầu từ vỉa của tầng Miocen dưới.
Dầu sau khi tách khí được bơm đi UBN. Do đó trong bảng №3 chỉ trình bày tính chất hóa lý của
dầu đã tách khí. Xét theo khía cạnh thành phần paraffin thì chúng đều là dầu nhiều paraffin, xét
theo khía cạnh tỷ trọng thì chúng là dầu có tỷ trọng trung bình và nặng.
Những tính hóa lý của dầu RP-1 mỏ Rồng
Bảng №3
Tên gọi
1
Tỷ trọng, kg/m3
Độ nhớt сSt ở:
50 oС
70 oС

101
2
872

104
3
868

106
4
862

Giếng

105
5
914

112
6
911

115
7
908

116
8
912

13.5
7.6

15.6
8.7

13.3
7.5

61.6
25.9

67.5
30.4

70.4
30.1

73.8
34.5


Hàm lượng:%
- Paraffin
13.5
- asphalten + nhựa
9.4
- cốc
4.1
- lưu huỳnh
0.1
o
Nhiệt độ: С
- đông đặc
28.5
-nóng chảy paraffin
57.0
-bắt đầu sôi
59.6
Thành phần phân đoạn, % V.
ở Т đến 100 oС
1.5
o
ở Т đến 150 С

7.8
ở Т đến 200 oС
14.5
ở Т đến 250 oС
21.3
o
ở Т đến 300 С
30.4
ở Т đến 350 oС
42.6

12.0
9.1
3.2
0.06

15.1
12.2
3.9
0.11

13.2
19.0
6.6
0.13

14.0
19.7
6.2
0.14

15.5
15.2
6.2
0.10

14.5
19.7
6.4
0.14

26.0
54.0
85.0

25.0
56.5
62.0

28.0
57.0
90.0

22.5
56.0
84.0

23.5
55.0
105.0

23.5
57.0
78.0

0.3
6.0
13.5
21.5
31.0
46.5

3.0
9.5
16.0
23.0
32.5
48.0

0.5
2.5
6.5
12.0
19.5
36.0

0.2
2.0
5.5
10.0

18.0
35.5

0.5
4.5
9.5
17.0
34.0

1.8
2.5
5.5
9.5
17.5
27.0

Trên giàn nhẹ RC-2 khai thác các vỉa dầu ở móng. Đối với các loại dầu này có tính đặc
trưng là hàm lượng khí thấp (ở điều kiện tách khí tiêu chuẩn là 44 m 3/m3) và áp suất bão hòa không
cao (6,8 – 7,2 Mbar). Năng lượng vỉa khá thấp khi so sánh với năng lượng vỉa ở tầng móng mỏ
Bạch Hổ. Những tính chất hóa lý của dầu đã tách khí ở RC-2 mỏ Rồng được trình bày ở bảng №4
Những tính chất hóa lý của dầu ở RC-2 mỏ Rồng
Bảng №4
Thông số

1
Tỷ trọng, kg/m3 (20 oС)
Độ nhớt, cSt, ở:
50 oС
70 oС
Nhiệt độ,oС:

Dầu đông đặc
Nóng chảy paraffin
Bắt đầu sôi
Hàm lượng, %:
Lưu huỳnh
Nhựa-asphalten
Asphalten
Nhựa
Paraffin

RC-2
Giếng 14
Khoảng
Trung bình
2
3
854.0-858.8
855.0

Giếng 21
Khoảng
Trung bình
4
5
847.0-851.7
850

7.5-9.2
4.9-5.5

8.3
5.1

5.45-6.78
3.28-4.59

6.0
3.9

30.5-33.0
53.0-59.0
70.0-83.4

32.0
57.0
76.0

30.5-33.0
56.0-57.7
67.7-70.0

31.5
56.5
68.0

0.059-0.076
7.25-8.78
2.5-5.52
3.21-5.65
18.7-21.0

0.065
7.75
3.20
4.85
20.0

0.052-0.087
8.06-8.27
2.57-3.45
4.82-5.49
19.27-19.3

0.062
8.17
3.0
5.2
19.3

Dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng là dầu nhiều paraffin và theo đặc tính vận chuyển thì chúng
là dầu có nhiệt độ đông đặc cao. Về vấn đề này, đặc biệt cần phải nghiên cứu tính chất lưu biến của
dầu trong khoảng thay đổi nhiệt độ và vận tốc trượt, là những đặc trưng đối với điều kiện làm việc
của đường ống.


1.3. Những tính chất lưu biến của dầu
Ở những nhiệt độ cao, dầu nhiều paraffin thể hiện là chất lỏng Newton. Khi hạ nhiệt độ đến
nhiệt độ bão hòa paraffin, dầu trở thành hệ đa phân tán và ở nhiệt độ xác định chúng biểu hiện tính
phi Newton. Khái niệm về hệ dầu phi Newton được áp dụng để ghi nhận những tính chất đặc biệt
của cấu trúc dầu nhiều paraffin. Khi hạ nhiệt độ, cấu trúc không gian paraffin sẽ hình thành trong

dầu, và ở một vài nhiệt độ được gọi là nhiệt độ đông đặc, ở trạng thái tĩnh dầu mất đi tính lưu động.
Khi tiến hành tính toán nhiệt thủy lực cho vận chuyển dầu ổn định cần phải biết những thông
số lưu biến ổn định. Quá trình xác định các thông số này được thực hiện theo qui định với tài liệu
hướng dẫn của LD “” trên thiết bị “Rotovisco” RV-20 của hang HAAKE (Đức), với chương trình
phần mềm Software Rotation Version 3.0. Cấu tạo của bộ thiết bị bao gồm: rotor đo độ nhớt với
chương trình điều khiển thay đổi vận tốc trược và chế độ thay đổi nhiệt độ.
Kết quả thu được chỉ ra rằng, độ nhớt của dầu phụ thuộc nhiệt độ trong phạm vi thể hiện tính
Newton có thể được biễu diễn bằng hàm số dạng:

µ ( t ) = µo ⋅ e− u⋅t ,
Trong đó μ – độ nhớt động học, Pa⋅s;
μo – hệ số, Pa⋅s;
u – hệ số, oС-1;
t – nhiệt độ, oС.
Nhiệt độ cực trị tct được xác định thấp hơn nhiệt độ mà dầu biểu hiện tính phi Newton.
Đường cong chảy của dầu nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ trong phạm vi thể hiện tính phi Newton
(t < tct) đối với dòng chảy ổn định có thể được trình bày theo mô hình chất lỏng độ nhớt dẻo
Shvedova-Bingham.

τ = τd + µ p ⋅ γ

Trong đó τ - ứng suất lực, Па;
τd - ứng suất động, Па;
μ р - độ nhớt dẻo, Pa⋅s;
γ - ứng suất trược, s-1.
Độ nhớt dẻo phụ thuộc nhiệt độ đối với chế độ dòng chảy ổn định được miêu tả bằng hàm lũy
thừa dạng

µp ( t ) = µo ⋅ e

− uµ ⋅t

,

Trong đó μo – hệ số, Pa.s;
uμ – hệ số gốc của hàm lnμp theo nhiệt độ , oС-1.
Đối với ứng suất trược động đối với chế độ dòng chảy ổn định có giá trị phụ thuộc tương tự:

τd ( t ) = τo ⋅ e − u τ ⋅ t ,
Trong đó τo – hệ số, Pa.s;
uτ – hệ số gốc của hàm lnτd theo nhiệt độ , oС-1.
Sự thay đổi hệ số gốc của đường thẳng xảy ra ở những nhiệt độ khác nhau, khi đó thay đổi hệ
số uμ và uτ.


Trong phạm vi thể hiện tính phi Newton, dầu nhiều paraffin có tính xúc biến, là đặc trưng đối
với hệ keo, chúng tìm cách sắp xếp toàn bộ cấu trúc của nó theo thời gian. Độ bền vững của cấu
trúc tăng lên và đạt đến giới hạn cân bằng. Trong quá trình cũng cố cấu trúc, ứng suất trược tĩnh có
thể tăng lên nhiều lần. Do đó ở trạng thái đứng yên, đường ống chứa dầu có thể bị đông đặc lại.
Thời gian, cần thiết để đạt đến giới hạn, hình thành sự vững chắc phục thuộc vào tính chất hóa lý
của dầu và những điều kiện bên ngoài.
Sự thay đổi độ bền vững của cấu trúc paraffin trong dầu theo thời gian chỉ có thể nghiên cứu
thực nghiệm theo thời gian thực. Kết quả tốt nhất chỉ có thể thu được trên đường ống thực, trong
hầu hết các trường hợp thì không thể. Các nghiên cứu được trên thí bị thí nghiệm “Pipeline Restart
Simulator Oilfield Production Analysts”, quá trình điều khiển hoạt động và ghi nhận kết quả được
thực hiện bởi máy vi tính với chương trình phần mềm 5th Windmill Computer software.
Giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh τs theo sự phục thuộc nhiệt độ và ứng suất trược động
được biễu diễn bằng hàm mũ.

τs ( t ) = τos ⋅ e − u s ⋅ t ,

Trong đó τs – giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh, Pa;
τos – hệ số, Pa;
us – hệ số gốc của hàm lnτs theo nhiệt độ, oС-1.
Từ kết quả thí nghiệm đã xử lý toán học thu được mô hình lưu biến của dầu, độ nhớt dẻo theo
nhiệt độ, ứng suất động và giá trị ổn định của ứng suất trược tĩnh. Công thức này thuận lợi cho việc
tính toán nhiệt thủy lực trên máy tính các nhân.
1. Dầu móng mỏ Bạch Hổ, tct= 37 0С;
Độ nhớt:
ở t ≤ 37 0С

ở 37 0С < t

µ p ( t ) = 0,0121 ⋅ e

µ p ( t ) = 1114 ⋅ e −0,32⋅t

−0, 017⋅t

ở 27 0С < t ≤ 37 0C

τ d ( t ) = 6,27 ⋅ 10 ⋅ e
9

Ứng suất trượt động:

ở 21 0С < t ≤ 27 0C

τ d ( t ) = 645,5 ⋅ e −0,16⋅t

−0, 75⋅t

Ứng suất trượt tĩnh:
o

o

o
o
ở 21 С < t ≤ 30 C
0 , 47 ( 30− t )

ở 30 С < t ≤ 36 C
0,83( 36 − t )

τ s ( t ) = 0,08 ⋅ e

τ s ( t ) = 11,8 ⋅ e

2. Dầu Miocen dưới mỏ Bạch Hổ, tct = 36 0С;
Độ nhớt :
ở 36 0С < t
ở 21 0С < t ≤ 36 0С

µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0,045⋅t
ở 30 0C < t ≤ 36 0C

τ d ( t ) = 1,69 ⋅ 10 ⋅ e
6

µ p ( t ) = 0,06 ⋅ e −0, 045⋅t

Ứng suất trượt động:

ở 29 0С < t ≤ 33,5 0C

ở 21 0C < t ≤ 30 0C

τ d ( t ) = 68,0 ⋅ e −0,17⋅t

−0 ,507⋅t

Ứng suất trượt tĩnh:

ở 21 0С < t ≤ 29 0C


τ s ( t ) = 0,06 ⋅ e1,07 ( 33.5− t )

τ s ( t ) = 7,4 ⋅ e 0,54 ( 29− t )

Trong những khoảng nhiệt độ thất, độ nhợt dẻo μp có thể đạt đến vài đơn vị Pa.s, độ nhớt
độ học τd đạt đến vài chục đơn vị Pa, và giá trị giới hạn của ứng suất lực ban đầu τo lên đến hàm
trăm Pa.
Những tính chất lưu biến của dầu mỏ Rồng. Kết quả nghiên cứu các tính chất lưu biến của
dầu RP-1 được trình bày ở bảng №5 .
Những tính chất lưu biến của dầu RP-1
Bảng №5 .
Т,oС

22

24
26
28
30
32
34
36
40

101
3,86
2,50
1,62
0,692
0,29
0,126
0,053
0,033
0,026

22
24
26
28
30

14,60
8,71
5,20
1,16

0,259

22
25
28
32

62
24
6,7
0,5

Độ nhớt dẻo của dầu µdẻo, Pa*s
Tên giếng
104
105
106
112
115
2,21
6,84
2,80
4,50
3,80
1,56
3,60
1,66
1,87
1,98
1,11

1,90
0,99
0,81
1,03
0,78
1,00
0,28
0,47
0,53
0,55
0,53
0,077
0,31
0,28
0,39
0,28
0,021
0,23
0,15
0,18
0,24
0,020
0,20
0,13
0,076
0,21
0,019
0,16
0,12
0,064

0,16
0,017
0,116
0,095
Ứng suất trượt động τd, Pа
3,47
8,08
11,82
2,61
5,02
2,04
2,75
6,89
0,47
1,31
1,19
0,93
1,48
0,058
0,53
0,70
0,31
0,32
0,012
0,34
0,41
0,11
0,019
0
0,089

Ứng suất lực ban đầu sau 15 phút τo, Pа
96,6
38,7
33,5
17,0
30,3
45
32,7
17,0
7,1
4,8
27,4
0,9
3,4
0,7
0,8
7,7
0
0,5
0
0

116
4,93
2,81
1,60
0,91
0,52
0,38
0,34

0,30
0,024
1,22
0,61
0,30
0,05
0
28,5
7,5
0,9
0

Khi nhiệt độ tăng, độ nhớt của dầu tăng ít và ở nhiệt độ thấp nhất của nước biển 22 oC độ
nhớt dẻo của dầu µdẻo đạt gần 4,93 Pa*s, và ứng suất lực động τđ là 14,6 Ps. Những giá trị lưu biến
này là nguyên nhân gây ra tổn hao thủy lực lớn khi bơm dầu. Dầu có tính xúc biến. Sau 15 phút ở
trạng thái đứng yên ở nhiệt độ 22 oC, độ bền vững của cấu trúc đạt gần 96,6 Pa. Điều đó gây ra
nguy hiểm cao “đống băng” cho đường ống khi dừng bơm. Sự xuất hiện của nước trong sản phẩm
từ giếng dẫn đến sự suy giảm mạnh tính chất lưu biến của dầu. Với sự gia tăng hàm lượng nước làm
tăng nhiệt độ thể hiện tính phi Newton, tăng độ nhớt dẻo và ứng suất trược ban đầu.
Dầu khai thác ở RC-2 có tính đồng nhất cao về tính chất hóa lý. Chúng là dầu có tỷ
trọng trung bình và nhiều paraffin (~20%), chức một lượng lớn các chất asphalten-nhựa

Dầu ở RC-2 có tính cấu trúc cứng hơn dầu ở RP-1. Ở nhiệt 22 oC, giá trị độ nhớt dẻo
đạt gần 4,3 Pa*s, ứng suất động 27 Pa. Độ bền cấu trúc hình thành trong dầu sau 15 phút đạt
gần 102 Pa.
Mô hình lưu biến của dầu móng (RC-2) mỏ Rồng


Độ nhớt , Тct =36 0С
ở 43 0С < T

µ p ( t ) = 0,031 ⋅ e −0,026t

ở 36 0C < T < 43 0C
µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 4 ⋅ e −0,34t

ở 27 0С < T < 36 0C
µ p ( t ) = 2,32 ⋅ 10 4 e −0,34t

ở 21 0C < T < 27 0C
µ p ( t ) = 26,8 ⋅ e −0,09t
Ứng suất trượt động:

ở 25 0С< T < 36 0C
τ d ( t ) = 1,2 ⋅ 10 6 ⋅ e −0,42⋅t

ở 21 0C < T < 25 0C
τ d ( t ) = 5,17 ⋅ 10 3 ⋅ e −0, 21⋅t
Ứng suất trượt tĩnh:

ở 30 0С < T < 36 0C
τ s ( t ) = 0.05 ⋅ e −0,83(36−t )

ở 21 0C < T < 30 0C
τ s ( t ) = 7.8 ⋅ e −0,52(30−t )

Ảnh hưởng của khí bão hoàn lên tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin. Những tính chất
lưu biến thông thường được xác định trên những mẫu dầu đã tách khí, trong khi đó dầu với những
mức độ bão hòa khí khác nhau được vận chuyển bằng đường ống trong hệ thống thu gom hỗn hợp
dầu khí.
Những nghiên cứu thực nghiệm về sự ảnh hưởng của khí bão hòa lên độ nhớt động học của

dầu trong phạm vi thể hiện tính phi Newton được thực hiện trên thiết bị đo độ nhớt kín sử dụng quả
cầu rơi của hãng “ROP” trong khoảng nhiệt độ từ 40 đến 80 oC và áp suất đến 5 MPa.
Dầu bão hòa khí được đánh giá theo sự khác nhau về số lượng khí tách ra trong quá trình
tách khí ở áp suất khí quyển và nhiệt độ làm việc và ở các thông số làm việc.

g( P, t ) = g в ( P0 , t ) − g в ( P, t ) ,
Trong đó Р – áp suất, Pa;
Po – áp suất khí quyển, Pа;
t – nhiệt độ, oС;
g(Р, t) – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/m3;
gв(Рo,t) – số lượng khí tách ra từ dầu ở nhiệt độ t và áp suất khí quyển Po, m3/m3;
gв(Р, t) – số lượng khí tách ra từ dầu ở nhiệt độ T và áp suất P, m3/m3;
Sự phụ thuộc đã biết của độ nhớt đối với khí bão hòa và nhiệt độ được sử dụng để miêu tả
những thí nghiệm, được trình ở dạng sau:

µ ( t, g ) = µ ( t ) ⋅ e

− α( P, t ) g

,

Trong đó µ(t, g) – độ nhớt của dầu bão hòa khí, Pa⋅s;
µ(t) – độ nhớt của dầu sau khi tách khí chuẩn, Pa⋅s;
α(p, t) – hệ số thực nghiệm;
g – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/ton.
Những kết quả thu chỉ ra rằng, độ nhớt dự kiến miêu tả sự thay đổi của độ nhớt vào áp suất,
nhiệt độ và khí bão hòa có sai số khoảng 10%.
Đã tiến hành nghiên cứu sự ảnh hưởng của khí bão hòa lên các thông số lưu biến của dầu
nhiều paraffin, đặc trưng của tính phi Newton, ở áp suất lên đến 5 MPa. Ở áp suất không đổi trong
khoảng nhiệt độ xác định, dầu bão hòa khí thay đổi rất ít với sự thay đổi nhiệt độ. Vì vậy, với sai số

cho phép áp dụng cho thực tế (không quá 3%), có thể sử dụng áp suất hơi bão hòa trung bình cho
toàn bộ khoảng nhiệt độ. Do đó để miêu tả sự phụ thuộc của độ nhớt dẻo vào nhiệt độ và khí bão
hòa, công thức sau được sử dụng


µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e

−α g

Trong đó α – hệ số thực nghiệm;
g – số lượng khí hòa tan trong dầu, m3/ton.
Hoặc để tính toán sự phụ thuộc của độ nhớt dẻo vào nhiệt độ

µ p ( t, g ) = µ p ( t ) ⋅ e

−α g

= µ oe

− αg − u µ t

.

Để tính toán độ nhớt dẻo của dầu móng bão hòa khí mở Bạch Hổ:
µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,06 g .
Tương tự đối với ứng suất lực động
τd ( t, g ) = τd ( t ) ⋅ e − θg = τ oe − θg − u τ t ,
Trong đó θ – hệ số thực nghiệm.
Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động của dầu móng bão hòa khí mỏ Bạch Hổ

τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,09 g .
Để tính toán độ nhớt dẻo của dầu móng bão hòa khí (RC-2) mỏ rồng:
µ p ( t , g ) = µ p ( t ) ⋅ e −0,08 g .
Mối liên hệ để tính toán ứng suất lực động của dầu móng bão hòa khí (RC-2) mỏ Rồng:
τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e −0,11g .
Độ bão hòa dầu khí có tác động tích cực lên những tính chất lưu biến của dầu nhiều
paraffin. Với sự gia tăng hàm lượng khí trong dầu, độ nhớt dẻo và ứng suất lực động giảm. Đặc biệt
là sự thay đổi đáng kể xảy ra trong thành phần ban đầu của dầu khí bão hòa và ở trong khoảng nhiệt
độ thấp. Với sự gia tăng bão hòa khí, nhiệt độ tới hạn tk chuyển sang tính phi Newton thay đổi trong
khoảng nhiệt độ thấp hơn khi so sánh với nhiệt độ tới hạn của dầu đã tách khí.
Các mô hình lưu biến của dầu bão hòa khí nhiều paraffin trên toàn bộ dãy nhiệt độ và áp
suất được sử dụng để tính toán vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đường ống.


Những khó khăn.
Trong những đường ống dưới nước không được bọc các nhiệt, vận chuyển dầu nhiều
paraffin, xuất hiện 3 loại khó khăn chính:
- Sự suy giảm các đặc tính lưu biến của dầu bơm đi do sự hình thành các cấu trúc paraffin,
dẫn đến sự gia tăng áp suất khi bơm dầu và “đống băng” đường ống dầu khi dừng bơm;
- Giảm tiết diện dòng chảy của đường ống do sự tính tụ lắng động keo-nhựa-paraffin bên
trong bề mặt đường ống và sự hình thành khu vực ứ đọng dầu đông dặc.
Các thông số chính của đường ống bao gồm hiệu suất, đường kính, khả năng vận chuyển và
áp suất làm việc. Hiệu suất được áp dụng để tính toán thể tích bơm theo các hướng xác định. Khả
năng vận chuyển của đường ống (dùng để bơm dầu nhiều paraffin) phụ thuộc vào các thông số của
đường ống ( đường kính và độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều
kiện đặt ống (ở dưới nước, chôn sâu), tính chất của chất lỏng bơm đi (độ nhớt, các tính chất lưu
biến), các thông số của thiết bị bơm. Trong quá trình vận hành thực tế, một vài thông sỗ vẫn duy trì
không đổi, nhưng một số khác có thể thay đổi, ảnh hưởng đến khả năng vận chuyển. Cần thiết phải
đảm bảo duy trì các thông số đường ống trong trạng thái làm việc.
Để chuẩn đoán hoạt động đường ống, cần phải kiểm soát quá trình nhiệt thủy động bơm dầu

có nhiệt độ đông đặc cao. Việc kiểm soát có thể thực hiện thường xuyên hay theo chu kỳ. Việc
kiểm soát thường xuyên có liên quan đến sự thay đổi áp suất trong đường ống và nhiệt độ bơm dầu
đi. Nếu những giá trị thu được ở những điểm khác nhau trên toàn bộ tuyến ống thì chúng có giá trị
hơn và thông tin hơn.
Khi bơm dầu có nhiệt đông đặc cao bằng đường ống không bọc cách nhiệt cần phải định kỳ
kiểm tra các tính chất lưu biến của dầu bơm đi với mục đích xác định hiệu quả xử lý dầu bằng hóa
phẩm chống đông. Phương pháp kiểm tra đơn giản nhất là xác định nhiệt độ đông đặc của dầu đang
vận chuyển trong đường ống. Quá trình xác định nhiệt độ đông đặc được thực hiện theo những
chuẫn đã biết.
Nhiệt độ đông đặc thể hiện mức độ đặc trung cho tính lưu biến của dầu, ưu điển của phương
pháp này là thực hiện thường xuyên, nhiệt độ đông đặc có thể xác định một lần một giờ bằng các sử
dụng thí bị đo bán tự động
Thông tin khách quan hơn là những kết quả nghiên cứu lưu biến (sự xác định độ nhớt hiệu
dụng và độ nhớt dẻo, ứng suất lực động trong khoảng nhiệt độ làm việc của đường ống). Để thực
hiện điều đó cần thiết phải tổ chức định kỳ lấy và phân tích mẫu dầu. Những khảo sát trên không
thực hiện thường xuyên nhưng cần thiết khi có sự thay đổi thành phần sản phẩm bơm.
Trong điều kiên không có lớp cách nhiệt thì nhiệt độ nước ở đáy biển là tác nhân quan trọng
ảnh hưởng đến các thông số bơm dầu. Khi nhiệt độ thay đổi dần, để điều chỉnh chế độ bơm cần
phải định kỳ tiến hành kiểm tra nhiệt độ nước bằng cách sử dụng nhiệt kế đáy.
Do đó, để kiểm soát quá trình nhiệt thủy lực của đường ống ngầm, vận chuyển dầu có nhiệt
độ đông đặc cao, cần phải kiểm soát:
- Nhiệt độ nước xung quanh đường ống;
- Nhiệt độ đông đặc của dầu;
- Tính chất lưu biếng của môi trường bơm
Để kiểm soát sự hình thành của lắng động paraffin trong đường ống làm việc trên các công
trình có thể sử dụng thiết bị chuyên dùng đo sự tích tụ ASPO . Chúng cho phép đo định kỳ độ dày
lắng đọng và lấy mẫy lắng động để phân tích xác định thành phần. Trong các trường hợp, khi nào
cần thiết, thì mô hình thí nghiệm xác định sự hình thành ASPO trên thiết bị chuyên dụng theo
phương pháp ngón tay lạnh được khuyến khích sử dụng
Mỗi phương pháp kiểm tra đều có hạn chế của nó và phạm vi áp dụng, do đó cần phải xem

xét lựa chọn cho phù hợp với điều kiện làm việc các mỏ ở biển


Các tính chất hóa lý của dầu giếng №14 và №21 trên RC-2 mỏ Rồng
Bảng №6
№

Các thông số

1

2
Khoảng mở vỉa, m
Nhiệt độ dầu ở đáy, oC
Áp suất miệng, MPa
Nhiệt độ dầu trên miệng,
o
С
Áp suất bão hòa khí vĩa
dầu, MPa
Hàm lượng khí khi tách
chuẩn, m3/m3
Tỷ trọng dầu tách khí,
kg/m3
Thành phần
- nước,
%, thể tích.
- muối,
mg/l
- tạp chất cơ học, % kl.

- lưu huỳnh, % kl.
- paraffin, % kl.
- asphalten, % kl.
- nhựa, % kl.
Độ nhớt (cSt), ở
- 50 oС
- 70 oС
Độ tro,% kl.
Cốc, % kl.
Nhiệt độ, oС
- đông đặc
- nóng chảy paraffin
- bắt đầu sôi
2
Thành phần chưng cất,
% thể tích.
đến 100 oС
đến 150 oС
đến 200 oС
đến 250 oС
đến 300 oС
đến 350 oС

1
2
3
4
5
6
7

8
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
9
9.1
9.2
10
11
12
12.1
12.2
12.3
1
13
13.1
13.2
13.3
13.4
13.5
13.6

Giá trị bằng số
3

Giếng №14

4

2358-2580 2358-2805

Giếng №21
5
2779-2876

6
2410-3081

84
5.0
55

84
3.5
45

6.9

6.8-7.2

43.7

44.0

7
2406-2545

856.3

856.6

856.5

850.5

847.0

0.4
23.9
0.03
0.064
18.8
3.1
4.58

0.8
19.1
0.04
0.063
20.5
2.47
5.33

1.1
71.8
0.06
0.076

20.9
4.13
5.27

1.2
131.6
0.05
0.052
19.3
3.45
4.82

1.1
125.3
0.2
0.087
19.27
2.57
5.49

8.7
5.3
0.037
2.61

7.8
5.1
0.04
2.74

8.3
5.2
3.21

6.78
4.59
2.67

5.45
3.28
0.081
2.57

23 (*)
56.3
72.5
3

32
58.8
77.8

33
53.0
83.4

30.5
57.7
67.7
7

33.0
56.0
72.0

1.5
8.5
17.0
25.0
35.0
50.3

4

5

6

1.3
8.0
16.2
23.9
33.4
48.3

0.9
5.8
12.6
17.9
26.5

42

2.0
9.0
17.5
25
35
48.5

2.2
11.5
17.0
24.0
33.0
47.9

Ghi chú: (*) – Theo dữ liệu của phòng khai thác dầu khí Viện NCKT&TK dầu khí biển