Những khó khăn thách thức trong vận chuyền dầu nhiều paraffin khai thác ở các mỏ của LD vietsovpetro và các mỏ kế nối

Những khó khăn & thách thức trong vận chuyền dầu nhiều paraffin khai
thác ở các mỏ của LD "Vietsovpetro" và các mỏ kế nối
Giống như tất cả các mỏ dầu khí khác trên thế giới, hệ thống thu gom, xử lí
và vận chuyển dầu bằng đường ống ngoài khơi ở mỏ Bạch hổ và Rồng được xây
dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ của LD "Vietsovpetro" cho một thời kỳ
nhất định. Hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu này sẽ làm việc có hiệu quả
trong khoảng thời gian khi chỉ tiêu khai thác trùng hợp với các chỉ tiêu thiết kế,
phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá tải. Các chỉ tiêu khai thác,
các đặc tính của chất lỏng khai thác ở mỏ thay đổi theo thời gian và có độ chênh
lệch lớn. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom và vận chuyển sản phẩm đa
năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác các mỏ dầu khí. Mỏ Bạch hổ
và Rồng của LD "Vietsovpetro" cũng không phải là một ngoại lệ. Việc phát triển
hống thu gom, xử lý vận chuyển dầu để phù hợp với thực trạng phát triển mỏ cũng
như quá trình khai thác dầu ở Liên Doanh "Vietsovpetro" phụ thuộc rất nhiều vào
những người làm dầu khí nơi này. Sự ứng dụng công nghệ, cải tiến sản xuất cho
phù hợp và đáp ứng yêu cầu đặc ra của khai thác dầu khí được đặt ra cho những
người làm dầu khí của LD "Vietsovpetro"
Ban đầu, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ của Liên
doanh "Vietsovpetro" được Viện nghiên cứu dầu khí biển Liên Bang Nga
(ВНИПИМорнефтегаз) quy hoạch và phát triển trên cơ sở xây dựng và lắp đặt các
giàn cố định (MSP). Giàn cố định xây dựng thực hiện công tác khoan giếng, có hệ
thông công nghệ xử lý tách dầu khí, dầu sau khi tách khí được bơm theo hệ thống
đường ống đến trạm rót dầu không bến (FSO). Trên FSO sẽ thực hiện xử lý tách
nước đến thương phẩm. Các công trình này được kết nối với nhau bằng hệ thống
đường ống ngầm dưới đáy biển và không bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài,
dùng đề vận chuyển dầu đã tách khí từ các MSP đến FSO. Khoảng cách gữa các
công trình khoảng 1.5 - 6 km. Qua qua trình phát triển, do đặc tính của chất lưu,
những mỏ mới như Rồng, Nam Rồng Đồi Mồi, gầu trắng đưa vào khai thác đả có
hệ thống kết nối bằng đường ống bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài. Đến
nay, mạng lưới đường ống vận chuyển dầu ở nội bộ mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ
kết nối dùng để vận chuyển dầu và khí của LD "Vietsovpetro" đã dài hơn 400 km.

Quy luật vận chuyển chất lỏng bằng đường ống cho thấy, khả năng vận
chuyển chất lỏng phụ thuộc vào các tính chất lý hóa, tính lưu biến của chất lỏng và
các đặc tính đường ống xây dựng dùng để vận chuyển chúng. Ở LD "Vietsovpetro"
hệ thống đường ống ở nội bộ mỏ Bạch Hổ được xây dựng đặt ngầm dưới đáy biển,
nối liền các giàn cố định với nhau và với FSO đều không được bọc cách nhiệt với
môi trường bên ngoài. Hệ thống đường ống này dùng để vận chuyển dầu khai thác
ở mỏ Bạch Hổ. Sau khi lưu lượng dầu khí khai thác ở các mỏ Bạch Hổ và Rồng
giảm suy giảm, công nghệ khai thác dầu bằng khí gaslift được triển khai rộng rãi
tại mỏ Bạch Hổ và Rồng và sau này ngay cả ở các mỏ kết nối mới đưa vào khai
thác, như Nam Rồng Đồi Mồi. Gấu trắng, Thỏ trắng.... Việc áp dụng công nghệ
khai tthác dầu bằng gaslift cùng với suy giảm sản lượng làm cho lưu lượng sản
phẩm trong đường ống giảm đi đang kể, bên cạnh đó, nhiệt độ sản phẩm tham gia
vận chuyển cũng giảm đi nhiều và gần bằng với nhiệt độ môi trường.


Khả năng vận chuyển của đường ống (dùng để vận chuyển dầu nhiều
paraffin) phụ thuộc rất nhiều vào tính chất lý hóa của chất lỏng cần vận chuyển (độ
nhớt, đặc tính paraffin và các tính chất lưu biến) và các thông số của đường ống
(đường kính và độ dài), cấu tạo đường ống (lớp cách nhiệt, độ dày thành ống), điều
kiện lắp đặt ống (ở dưới nước, chôn sâu). Chúng ta sẽ lần lượt điểm qua các đặc
tính lý hóa của dầu đang khai thác tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối và
đặc tính của đường ống ở các mỏ Bạch Hổ Rồng và các mỏ kết nối dùng để vận
chuyển dầu tại Liên Doanh "Vietsovpetro".
Đặc trưng lý hóa của dầu khai thác tại các mỏ của LD "Vietsovpetro", các
mỏ kết nối và vấn đề lắng đọng paraffin.
Trong bảng 1 là các đặc trưng lý hóa cơ bản của dầu thô khai thác tại các mỏ
Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối. Dầu khai thác ở tất cả các khu vực này có hàm
lượng paraffin dao động19-26% KL và độ nhớt cao, nhiệt độ đông đặc của dầu
khoảng 30-380C, cao hơn nhiệt độ trung bình của nước biển 25-28 0C và cao hơn
nhiều so với nhiệt độ thấp nhất của nước biển ở vùng cận đáy (22 0C) khoảng 9150C. Nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin trong dầu các mỏ này dao động ở mức

58-610C. Theo các tính toán mô phỏng cho thấy, nếu dùng đường ống không bọc
cách nhiệt để vận chuyển sản phẩm, thì sau khi sản phẩm giếng đi vào hệ thống
đường ống ngầm dưới đáy biển khoảng 2-3 km, nhiệt độ của dầu trong đường ống
đã bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng cận đáy, tức dao động ở mức 23-28 0C, nhỏ
hơn nhiệt độ đông đặc của dầu khoảng 10 0C và nhỏ hơn nhiệt độ bắt đầu xuất hiện
pararfin trong dầu khoảng 350C. Tại điều kiện vận chuyển dầu dưới nhiệt độ xuất
hiện paraffin, tức dầu ở dạng chất lỏng phi Niu Tơn. Như vậy, trong mọi trường
hợp, kể cả vận chuyển dầu bằng đường ống bọc cách nhiệt thì tại LD
"Vietsovpetro" đều thực hiện vận chuyển dầu phi Nui Tơn, nghĩa là dưới nhiệt độ
xuất hiện paraffin trong dầu sẽ nguy cơ lắng đọng paraffin là rất lớn, hiện tượng
tắc nghẽn trong hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống luôn
thường trực có thể xảy ra.
Như vậy, với việc sử dụng đường ống không bọc cách nhiệt, vận chuyển dầu
ở lưu lượng thấp hay vận chuyển dầu ở nhiệt độ dầu trong đường ống thấp gần với
nhiệt độ môi trường sẽ sảy gây ra nhiều khó khăn phức tạp:
- Là suy giảm các đặc tính lưu biến của dầu trong đường ống do vận chuyển
dầu dưới nhiệt độ bảo hòa paraffin, gây ra sự hình thành các cấu trúc mạng
paraffin trong dầu và trong đường ống, kết quả là làm gia tăng áp suất khi
vận chuyển dầu. Nhiều trường hợp có thể làm dầu bị “đông đặc”, đường
ống phải dừng hoạt động;
- Giảm tiết diện dòng chảy của đường ống do sự tính tụ lắng động keo-nhựaparaffin bên trong bề mặt và sự hình thành khu vực ứ đọng dầu đông đặc;
- Nhiệt độ giảm, lưu lượng khí gaslift nhiều là nguyên nhân làm nhũ tương
dầu nước tăng độ bền, gây ảnh hưởng không nhỏ đến công tác xử lý dầu
đến thương phẩm tại FSO.



Bảng 1.
Các thông số lý hóa
о

3

Khối lượng giêng ở 20 С, g/сm
Содержание мех. примесей, %масс.
Nhiệt độ đông đặc, 0С
Khối lượng phân tử, g/mol
Độ nhớt, mm2/s:- ở 500С
- ở 700С
Hàm lượng lưu huỳnh, % KL.
Hàm lượng paraffin, % KL.
Nhiệt độ kết tinh paraffin, 0С
Hàm lượng Asphalten & nhựa, %
KL.
Hàm lượng cốc, % KL.
Hệ số khí, m3/t
Nhiệt độ sôi ban đầu, 0С
Thành phần phân đoạn,% V:- đến
1000С
-đến 1500С
-đến 2000С
-đến 2500С
-đến 3000С
-đến 3500С

Bạch hổ
830 - 870.7
0.011-0.273
33.5-37.5
257.7-295.7

6.61-10.44
3.63-6.24
0.039-0.0844
21.7-32.5
58-61
2.92-10.06

Rồng
850 -873.9
0.489-0.916
31.5 -36.5
251.9-278.7
7.5-15.35
4.6-11.8
0.0759-0.952
19.34-24.73
58 -60
6.35 - 13.26

Mỏ dầu
NR-DM
862.3
0.03
34.5
279.2
11.12
6.53
0.085
22.1
60

7.98

0.58-3.74
195-220
95.8
0.1

1.98 - 4.11
49-120
80.0
0.1

4.27
35-55
77.8
0.1

4.29 -5.93
47-53
79 -83

5.7
15.7
26.2
37.3
52.6

6.0
14.0
22.0

32.8
49.0

7.0
14.5
22.6
31.7
46.5

6.5
13.0
19.0
28.0
41.0

GTC-1
874.3 886.7
0.282 -0.725
33.5
316.13 -354.93
19.4 - 18.78
10.46 - 18.78
0.1061-0.136
24.82 -25.17
59.7 -60.5
11.4-14.9

0.5

Thỏ Trắng

834 - 859
0.136-0.414
29.5 - 32.5
4.3 - 8.73
2.81 - 5.05
0.0566 -0.0824
19.8 - 22.6
54-57
4.82 - 10.18
1.14-2.83
238 - 291
74.4 - 91.2
0.3
11.7
21.8
32.1
42.8
57.1



Như đã nói ở trên, hầu hết tất cả các giếng khai thác dầu tại các mỏ của Liên
Doanh "Vietsovpetro" và các mỏ kết nối đã chuyển sang khai thác cơ học bằng
phương pháp gaslift. Bằng cách này, một mặt duy trì được sản lượng khai thác dầu
hàng năm tại các mỏ, nhưng mặt khác sẽ lại làm trầm trọng thêm vấn đề lắng đọng
paraffin, không những trong đường ống vận chuyển dầu mà còn trong các giếng
khai thác, do nhiệt độ dầu giảm đi đáng kể. Hiện nay, nhiệt độ dầu khi thu gom đến
các giàn công nghệ trung tâm CTP và FSO để xử lý và tàng chứa chỉ ở mức 35-43
0
C, thấp hơn nhiệt độ xuất hiện paraffin trong dầu khoảng 10-15 0C. Nhiệt độ dầu

của các giếng đang khai thác chỉ dao động ở mức 28-62 0C. Trong bảng 2 là các
thông số khai thác dầu ở các giếng của các mỏ kết nối với mỏ Bạch Hổ và Rồng
mới được đưa vào khai thác những năm gần đây.
Bảng 2
Thông số làm việc của các giếng tại một số công trình ở các mỏ kết nối với mỏ
Bạch Hổ và Rồng
Tên công Giấng
trình
1P
1X
2X
4P
GTC5XP
01
6P
7P
8P
9P
3001
3002
3003
3004
32
70
RC-7
709
2X
3X
404B
405

RC-DM
406
407
408
409
410
20
25

Lưu lượng
lỏng, m3/ngđ

Lưu lượng
dầu, т/сут

78.46
96
11.64
26.31
43.69
30.4
114.5
40.5
126.59
289.8
30.7
27.5
328.75
292.5
18.8

64.9
240.7
95.7
147.4
50.1
40.66
137.2
135
72
116.3
86.48
107.4

43.06
66.12
9.55
25.38
39.85
24.9
93.5
33.3
102.78
23.59
21.18
22.48
51.2
24
5.9
17.56
95.1

75.5
112.4
24.6
90.07
187.8
52
45.4
26.2
54.02
22.64

Lưu lượng khí
gaslift,
ngh. m3/ngđ
23.89
24.33
19.62
39.23
14.56
19.28
14.65
24.3
14.7
14.8
24.05
18.9
14.78
14.97
13.9
11.94

27.12
17.7
28.04
17.1
24.6
25.01
29.83
20.98
34.7
24.48
15.24

Nhiệt độ
miệng
giếng, oC
29-30
30-31
26-27
25-26
39-44
28-29
31- 32
27-28
30-31
61-63
28-31
28-30
53-54
63-65
29-34

33-41
55-67
33-40
33-42
30-32
34-37
43-49
39-44
27-40
38-52
29-39
32-55


RC-4
420
421
422
423
424
425
17
501
502
503
505
506
507
508
509

510
28
29
602
604
605
606
607
609
201
203 Б
305
320
322
325
302
303
308 Б
309
310
311
315
319
323 Б
324

56.8
33.2
42.53
106.8

208.7
62.9
50.7
215.2
3.6
124.6
174.2
224.5
234.1
95
38.7
226
93.4
50.7
48.7
22.8
77.4
71.8
65
36.7
164.2
44.7
194.7
78.4
22.8
13.49
189.77
430.3
81.15
212

174.87
167.24
21.2
117.6
199.97
188.3

6.2
11.6
68.97
60.4
87.3
51.4
40.8
27.8
2.7
96.9
54.5
14.99
156.7
73.5
30.5
188.3
13.2
40
38.7
18.9
63.8
59.2
55.3

30.4
20.1
2.0
77
34.2
7.8
11.47
26.04
146.6
27.16
45.3
63.8
50.7
2.2
14.8
55.46
27.5

25.34
10.00
31.2
38.7
26.1
19.65
14.87
6.15
6.8
19.88
19.01
26.8

9.5
24.81
17.9
19.86
9.6
21.85
14.4
7.5
14.47
14.45
8.9
8.2
37.41
29.21
32.63
19.74
12.73
21.13
29.79
33.29
29.78
27.39
20.77
28.90
7.79
31.42
32.84
39.02

27-33

25-28
29-35
35.1
52-68
30-33
35-36
68-75
26-27
40-41
32-68
35-54
38-57
32-39
25-35
40-54
40-70
36-54
40-42
36-37
41-45
37-42
39-46
33-39
40-50
28-35
31-53
29-42
28-45
28-35
34-52

39-55
30-43
34-55
32-58
36-54
28-41
30-51
38-54
29-52


16
17
1203
1203B
1206
1207
1209
1210
1211
1212
1214
1216
1217
1218
1219
1220

12.3
89

39.6
173.25
15.4
94.4
136.7
150.96
174.5
262.42
139.39
130.36
173.3
167.37
130.63
145.46

9.6
69.2
135.2
48.25
11.7
13.6
70.13
46.8
51.3
199.44
99.64
101.1
123.97
127.75
81.7

71.33

22.8
19.75
17.02
14.36
18.49
18.55
19.16
20.96
24.84
26.70
19.78
26.28
24.1
26.87
26.90
5.65

27-60
28-38
34-46
40-56
32-34
30-46
30-45
34-52
34-50
30-40
30-37

27-32
27-41
28-36
28-39
28-44

Như vậy, nhiệt độ dòng sản phẩm khai thác ở tất cả các công trình đi vào hệ
thống đường ống vận chuyển dầu đều có nhiệt độ dưới nhiệt độ xuất hiện paraffin
trong dầu. Theo các tài liệu nghiên cứu [*****], đối với dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng và
các mỏ kết nối khác của Liên Doanh "Vietsovpetro", thì phần lớn parafin sẽ kết
tinh ồ ạt ở khoảng nhiệt độ từ 36 - 45 0С. Trong khi đó theo số liệu đo đạc thực tế ở
bảng 2, nhiệt độ miệng giếng của các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift ở
mỏ Bạc Hổ là không cao và nằm trong khoảng 28 - 40 0С, rơi vào vùng nhiệt độ
mà paraffin kết tinh manh mẽ. Như vậy, khi vận chuyển dầu theo đường ống ngầm
không bọc cách nhiệt thì nguy cơ thành tạo các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa
bên trong ống là rất cao. Không những thế, quá trình lắng đón parffin xảy ra trầm
trọng ngay trong thành ống của các giếng khai thác. Theo đánh giá, bên trong
đường ống không bọc cách nhiệt hiện tồn tại một lớp lắng đọng khoảng 20 -30
mm. Khối lượng và thành phần của lớp lắng đọng phụ thuộc vào thời gian vận
hành đường ống, nhiệt độ và thành phần của dầu. Khi nhiệt độ dầu giảm, thì trong
thành phần các chất lắng đọng, parafin có phân tử lượng thấp sẽ gia tăng.
Trong năm 2011 – nửa đầu năm 2012 lưu lượng khai thác trên BK-14 rất
thấp chỉ đạt khoảng 200-230 m 3/ngđ. nhiệt độ sản phẩm trên riser BK-14 chỉ vào
khoảng 30-35 0С. Bởi vậy, tuy sản phẩm khai thác đã được xử lý bằng hóa phẩm
giảm nhiệt độ đông đặc và việc vận chuyển được thực hiện dưới dạng hỗn hợp dầu
khí. vẫn xuất hiện vấn đề gia tăng tổn hao áp suất do hình thành bên trong đường
ống lớp lắng đọng paraffin-keo-nhựa mềm và lớp dầu đông. Để phục hồi khả năng
vận chuyển của đường ống đã sử dụng công nghệ bơm rửa đường ống bằng nước
biển hàng tuần. Sau khi lưu lượng khai thác trên BK-14 gia tăng, nhu cầu về bơm
rửa cũng không cần thiết nữa. việc vận chuyển được thực hiện bình thường. Những

vần đề tương tự cũng sẽ xuất hiện trên mỏ Bạch Hổ khi đấu nối các công trình khai
thác mới với khoảng cách vận chuyển lớn và lưu lượng nhỏ.


Trong hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ, lắng đọng
muối thường hay gặp ở những nơi có sự thay đổi đột ngột về nhiệt- áp suất như:
đường ống sau côn, trong phin lọc thô, phin lọc sau máy bơm, trong MIM, phần
lớn là trên CTP-2, trên một số MSP và BK. Sự thay đổi đột ngột áp suất sẽ phá vỡ
sự cân bằng và làm cho các loại muối vô cơ lắng đọng. Ví dụ về các lớp lắng đọng
muối được trình bày trên hình 11.19 và 11.20.
Cũng giống như trong ống NKT và thiết bị lòng giếng, trong hệ thống thu
gom cũng có mặt ba loại lắng đọng muối chính: cacbonnat CO32- (chiếm 60 % trong
chất lắng đọng), sulfat SO42- (30 %) và clorit Cl- (10 %). Lắng đọng muối sulfat là
khó phá nhất, còn muối clorit hoà tan trong nước nên không khó khăn gì để loại
chúng. Nguồn gốc của lắng đọng muối là nước khai thác từ tầng móng (có độ
khoáng hoá cao nhất) cũng như từ các tầng mioxen và oligoxen (có hàm lượng nước
trong sản phẩm khai thác cao hơn so với tầng móng). Bởi vậy, vấn đề lắng đọng
muối xuất hiện trên cả các MSP, BK và CTP. Hiện tại, vấn đề lắng đọng muối chưa
phải là vấn đề cấp bách, nhưng trong tương lai khi hàm lượng nước trong sản phẩm
khai thác tăng thì nó sẽ trở nên phức tạp.

Hình 11.19. Lắng đọng muối trong
ống sau côn giếng 412 (BK-3)

Hình 11.20. Lắng đọng muối trong
MIM С1-2 trên đường ống bơm dầu từ
CTP-2

Một trong những phương pháp tẩy rửa các lớp lắng đọng muối hiệu quả
trong điều kiện mỏ Bạch Hổ là sử dụng hoá phẩm – dung môi. Công nghệ tẩy rửa

như sau: nạp đầy các ống NKT hay thiết bị công nghệ trên giàn bằng hoá phẩm,
giữ một thời gian nhất định, sau đó bơm rửa ống.

11.2.1.1 Những vấn đề và phức tạp trong quá trình vận chuyển và xử lý sản
phẩm khai thác bằng phương pháp gaslift
Trong quá trình khai thác, cùng với thời gian, áp suất đáy của các giếng khai
thác sẽ giảm dần và khi đạt đến một giá trị nào đó nó sẽ ngừng phun. Các giếng đó


sẽ được chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học, đối với Bạch Hổ đó là
phương pháp gaslift. Sản phẩm ngậm nước của các giếng khai thác bằng phương
pháp gaslift thường tạo nên nhũ tương nghịch nước trong dầu bền vững. Khi hàm
lượng nước trong sản phẩm giếng gaslift tăng sẽ làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng,
và cuối cùng là gia tăng tổn hao áp suất khi vận chuyển, làm cho áp suất trung bình
trong hệ thống thu gom sản phẩm khai thác trên mỏ gia tăng.
Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác bằng gaslift ở Bạch Hổ còn
làm gia tăng độ tán xạ của pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ có độ ổn định cao.
Nếu khi khai thác tự phun, các hạt nước trong nhũ có kích thước khoảng từ 20 đến
100 mkm và phần lớn vào khoảng 60-100 mkm, thì khi khai thác bằng cơ học, bơm
điện ngầm hay gaslift, độ hạt của nhũ đã gia tăng đáng kể, các hạt nước thường có
kích thước từ 1 đến 20 mkm, mà phần lớn nằm trong khoảng 1-5 mkm. Biết rằng, độ
bền động học của nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bình phương kích thước hạt.
Cho nên, khi chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học mà cụ thể là gaslift,
sẽ làm cho độ bền của nhũ thay đổi rất lớn. Xử lý loại nhũ tương dầu-nước này cần
phải thực hiện ở nhiệt độ cao hơn, không dưới 65 0С và định lượng hoá phẩm tách
nước cũng đòi hỏi cao hơn. Ngoài ra, để nâng cao hiệu quả xử lý, cần phải sử dụng
thiết bị tách nước bằng điện trường cao.
Các ví dụ về nhũ tương dầu-nước hình thành trong quá trình khai thác tự
phun và gaslift được trình bày trên hình 11.17 và 11.18.
Để tính toán vận tốc lắng đọng của các hạt nước có thể sử dụng công thức

Stocks:

(
ρ в − ρ н ).d 2 g
υ=
18µ ⋅

,

ổ đây: υ – vận tốc lắng đọng của hạt pha phân tán, m/s;
d – đường kính hạt, m;
(ρn—ρd) – chênh lệch giữa mật độ của nước và dầu, kg/m3;
µ – độ nhớt động học của pha liên tục, Pa·s;
g – gia tốc trọng trường, m/s2.


Hình 11.17. Nhũ tương dầu-nước khai
thác bằng phương pháp tự phun

Hình 11.18. Nhũ tương dầu - nước khai
thác bằng phương pháp gaslift

Để so sánh, có thể xem xét ví dụ tính toán vận tốc lắng đọng của hạt nước có
đường kính là d, khi biết , ρn = 1000 kg/m3; ρd = 820 kg/m3, µ = 4 mPa·s, g= 9.81
m/s2.
Công thức Stocks nêu trên chỉ áp dụng cho trường hợp hạt đơn trong môi
trường dầu, hoặc khi hàm lượng nước không vượt quá 5 % TT, ngược lại vận tốc
lắng đọng của hạt sẽ được tính theo công thức sau:

υ = υ 0 (1 − ω ) 4.7 ,

ở đây υ0 – vận tốc lắng đọng của hạt đơn tính theo công thức Stocks;
ω – hàm lượng nước trong dầu, tính theo thể tích.
Kết quả tính toán cho thấy rằng, chỉ những hạt nước tự do có đường kính lớn
hơn 500 mkm là có thể tách được ra trong bình tách cấp một - ba pha trên CTP-2,
CTP-3, lượng nước còn lại với kích thước hạt nhỏ hơn 500 mkm sẽ được tách trong
bình tách sử dụng điện trường cao, hoặc trong tank công nghệ trên UBN.
Ở mỏ Bạch Hổ thường tiến hành xử lí vùng cận đáy giếng có sử dụng hoá
phẩm và một số loại axít. Một mặt, việc xử lý axít cho phép phục hồi khả năng
khai thác hoặc độ tiếp nhận của giếng, thế nhưng, sản phẩm phụ thu được trong
quá trình xử lí vùng cận đáy giếng thường gây khó khăn cho hệ thống xử lí dầu
trên CTP-2, CTP-3 hay UBN. Đã ghi nhận sự hình thành các lớp trung gian trong
các bình tách ba pha trên CTP-2 và CTP-3, kết quả là chế độ làm việc của thiết bị
điều khiển mức bị sai lệch, một lượng nhũ đã theo đường nước đi ra. Kết quả phân
tích cho thấy rằng, mẫu sản phẩm của các giếng đã được xử lí vùng cận đáy giếng
và mẫu của lớp trung gian trong bình ba pha hay hầm công nghệ đều có chứa các
tạp chất hữu cơ với một tỉ lệ lớn hơn nhiều so với bình thường.


Phần lớn các hạt tạp chất cơ học trong các mẫu trên sẽ tạo điều kiện thuận
lợi hình thành nhũ tương dầu nước bền vững. Nước tách ra từ các mẫu nhũ tương
này đều đục và lắng cặn, gồm: đất sét, cát, hợp chất của sắt và các muối vô cơ
khác. Các tạp chất cơ học có trong dầu khi tiến hành dập giếng hay gọi dòng, các
chất hoạt tính bề mặt, một thành phần trong hóa phẩm được sử dụng rộng rãi khi
xử lí vùng cận đáy giếng là nguyên nhân tạo sự bền vững của nhũ tương nước
trong dầu, và trong nhiều trường hợp có khả năng hình thành nhũ đa thành phần
(nhũ nhiều tầng lớp: nước/dầu/nước/tạp chất cơ học). Chính sự tích tụ của nhũ
dạng này sẽ hình thành nên lớp trung gian trong bình tách ba pha và trong hầm
công nghệ và làm gián đoạn quá trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá quá
trình xử lí dầu trên mỏ.
11.2.1.3

Những vấn đề và phức tạp sẽ gặp trong tương lai
Cùng với thời gian, hàm lượng nước trong sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch hổ
sẽ tăng. Khi vận chuyển sản phẩm có hàm lượng nước cao với lưu lượng nhỏ sẽ
xảy ra hiện tượng phân lớp trong ống của hệ thống thu gom. Sự phân lớp sẽ dẫn tới
nước tư do tích tụ lại trong các đoạn ống thấp gây nên hiện tượng ăn mòn. Ngoài
ra, sản phẩm của quá trình ăn mòn (oxit sắt) ở trong nhũ cũng sẽ tạo điều kiện
thuận lợi cho việc hình thành nhũ đa thành phần có độ bền cao, dẫn tới kết cục như
đã trình bày ở trên. Để đề phòng việc hình thành nhũ có độ bền cao, nhất là đối với
các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift, kiến nghị cần bơm hoá phẩm tách
nước xuống đáy giếng.
Tỉ lệ sản phẩm khai thác bằng phương pháp gaslift ở mỏ Bạch Hổ cùng với
thời gian sẽ gia tăng, dẫn tới tỉ lệ nhũ có độ ổn định cao trong sản phẩm khai thác
cũng gia tăng. Những loại nhũ đó cần phải được xử lí ở nhiệt độ cao hơn, không
dưới 650С. Ngoài ra, để nâng cao hiệu quả quá trình xử lí cần phải sử dụng thiết bị
tách nước bằng điện trường.
Việc gia tăng số lần xử lí vùng cận đáy giếng làm cho các chất hữu cơ và vô
cơ cũng như các tạp chất cơ học xâm nhập vào dầu nhiều hơn, tạo điều kiện thuận
lợi hình thành nhũ có độ bền cao. Sự gia tăng hàm lượng tạp chất cơ học, paraffin
rắn và độ hạt trong dầu là nguyên nhân chính hình thành nhũ đa thành phần. Tất cả
điều đó sẽ làm quá trình xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm trên CTP-2, CTP-3
và UBN phức tạp thêm.
11.1.5. Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa trong hệ thống khai thác,
thu gom và vận chuyển sản phẩm
Trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có
thể có ba vùng chính hình thành các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa:
a) Trong NKT các giếng gaslift có lưu lượng thấp;
b) Trong đường ống không bọc cách nhiệt của hệ thống thu gom và vận
chuyển hỗn hợp dầu khí và hỗn hợp dầu nước bão hoà khí;
c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu đã tách khí và
tách nước sơ bộ đến UBN.

Hiện tại, vấn đề lớn nhất là lắng đọng parafin trong ống NKT của giếng khai
thác. Còn trong các thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có
phần ít hơn do nhiệt độ của dầu trên các CTP và MSP cao.


Phương pháp tẩy rửa lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa trong ống NKT:
Vấn đề lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa trong ống NKT xuất hiện ở
mỏ Bạch Hổ phần lớn trong các giếng có lưu lượng thấp và hàm lượng nước thấp
(dưới 15% nước), khai thác bắng phương pháp gaslift, nhiệt độ dầu trên miệng
giếng khoảng 30-36 0С.
Trong năm 2004, các giếng 801 và 811, MSP-8, đã được tiến hành thử
nghiệm làm sạch ống NKT khỏi các chất lắng đọng parafin-keo-nhựa với việc sử
dụng tổ hợp sinh hoá VDK-CSL do Viện dầu khí Việt nam sản xuất. Việc tẩy rửa
chỉ được thực hiện ở phần trên của ống NKT từ miệng giếng đến chiều sâu lắp đặt
van cắt sâu, khoảng 120 m.
Thử nghiệm đã được tiến hành bằng cách bơm hoá phẩm vào bên trong ống
NKT và duy trì khoảng 24 hay 12 giờ, sau đó thả saplon sau mỗi lần bơm rửa bằng
hoá phẩm để đo tiết diện hiệu dụng của ống NKT. Trong mỗi giếng đã tiến hành 3
(đối với giếng 811) hay 4 lần bơm hoá phẩm (đối với giếng 801). Kết quả là một
lượng lớn các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa đã được tẩy rửa khỏi ống NKT.
Nhược điểm của công nghệ này là chỉ có thể tẩy rửa đoạn trên của ống NKT
và việc sử dụng hoá phẩm không được kinh tế cho lắm. Bởi vậy, đã tiến hành
nghiên cứu công nghệ mới để tẩy rửa các lớp lắng đọng trong NKT – bằng cách
bơm hoá phẩm vào đường khí gaslift với định lượng tới 5000 g/t. Dự kiến sẽ tiến
hành thử nghiệm công nghệ này với hoá phẩm do Viện NCKH và TK lựa chọn.
11.2. Những vấn đề và phức tạp trong quá trình thu gom, xử lí và vận
chuyển sản phẩm khai thác
11.2.1. Những vấn đề và phức tạp trong quá trình thu gom, xử lí và vận
chuyển dầu
Cũng giống như tất cả các mỏ dầu khí khác, hệ thống thu gom, xử lí và vận

chuyển dầu ở mỏ Bạch hổ được xây dựng nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ
trong một thời kỳ nhất định. Hệ thống sẽ làm việc có hiệu quả trong khoảng thời
gian khi chỉ tiêu khai thác trùng hợp với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại
hoặc là không đủ tải hoặc là quá tải. Các chỉ tiêu khai thác mỏ thay đổi theo thời
gian, và có độ chênh lệch lớn. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom và vận
chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác các mỏ
dầu khí, mỏ Bạch hổ cũng không phải là một ngoại lệ.
11.2.1.2
Những phức tạp khi thực hiện công nghệ vận chuyển
không dùng bơm trên các MSP vòm bắc.
Tính đến nay, phần lớn các MSP phía bắc đã vận hành được một thời gian
dài, từ 15 đến 20 năm. Để tiếp tục giữ cho các MSP ở tình trạng kỹ thuật bình
thường, cần phải tiến hành sửa chữa lớn. Để giảm chi phí vận hành và đảm bảo
thực hiện được một số chức năng công nghệ mới, một số MSP đã được hoán cải lại
thành MSP (Mini), trên đó đã ứng dụng công nghệ đơn giản nhất để tách khí và
vận chuyển sản phẩm. Để thực hiện điều này, từ tổ hợp các thiết bị công nghệ tách
khí và bơm dầu hiện có trên giàn chỉ sử dụng bình tách NGS như là thiết bị tách
khí sơ bộ. Khi đó việc vận chuyển hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí được thực hiện


bằng áp suất bậc trong NGS. Hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí sau NGS, không đưa
qua bình BE, mà được chuyển thẳng ra ống đứng để vận chuyển sang MSP kế bên
hay MSP trung tâm để tiếp tục tách khí triệt để trong BE và bơm về CTP-2, CTP-3
để tách nước. Khí sau bậc tách 1, dưới áp suất của NGS, theo đường ống của hệ
thống thu gom khí được vận chuyển đến MKS.
Việc thử nghiệm công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu-nước bão hoà khí
không dùng máy bơm từ MSP-7 sang MSP-5 đã được tiến hành từ ngày 06 tháng
05 năm 2003.
Trước thời điểm thử nghiệm, các thông số làm việc của thiết bị công nghệ và
hệ thống trên MSP-7 đã được ghi nhận như sau:

1. Nhiệt độ dầu trong bình vào NGS trên MSP-7 khoảng 44-45 0С, bình BE, vì
nhận trực tiếp dầu từ một số giếng gaslift có áp suất đầu giếng và nhiệt độ
thấp, nên có nhiệt độ thấp hơn, khoảng 40 0С.
2. Phân tích thông số làm việc trên MSP-7 nhận thấy rằng, nhiệt độ dầu trên ống
đứng bơm sang MSP-5 có phần cao hơn so với trong bình BE, trung bình
khoảng 44-46 0С. Điều đó có thể giải thích như sau: khi bơm dầu bằng máy
bơm, đặc biệt khi khi một lượng lớn dầu được tuần hoàn ngược trở lại bình BE,
một phần công của máy bơm đã chuyển sang nhiệt năng làm nóng dầu lên.
Nhiệt độ dầu sang đến MSP-5 còn khoảng 36-38 0С. Thông số làm việc của
NGS và bình BE trên MSP-7 và đường ống MSP-7->MSP-5 được trình bày
trong bảng 11.3.
Bảng 11.3
CÁC THÔNG SỐ LÀM VIỆC CỦA NGS, BE TRÊN MSP-7 VÀ
ĐƯỜNG ỐNG MSP-7->MSP-5
MSP-7
MSP-5
Ngày Qdầu,
Hàm
РNGS, TNGS, Тbuf,
Pống
Tống
Pống
Tống đứng,
0
0
0
at
С
С đứng, at đứng,
С

đứng, at
0
С
27/04 590
8,2
9,0
45
40
25
45
38
28/0
574
8,5
9,6
46
40
28
44
38
4
29/04 591
8,1
9,2
45
40
30
44
38
30/0

583
8,0
9,1
44
40
28
44
37
4
02/0
577
8,0
9,0
43
40
26
44
38
5
03/0
579
8,2
10,0
46
40
27
46
39
5
05/0

583
9,7
44
40
34
46
37
5
06/0
8,0
9,6
44
40
4.4
44
1,2-3,5
37
5
07/0
548
8,8
9,6
44
4.8
43
1,6-2,8
32
5

Trong quá trình tiến hành thử nghiệm đã thu thập các thông số làm việc của
các giếng khai thác, thiết bị công nghệ trên MSP-7 và đường ống MSP-7->MSP-5.
Bình tách BE trên MSP-7 và các đường ống đấu nối được bơm rửa bằng nước và
cách ly.
Đã ghi nhận một số kết quả như sau:
1. Sản phẩm của các giếng trước khi thử nghiệm được đưa về bình NGS để
tách khí, thì các thông số làm việc của chúng hầu như không thay đổi. Tuy
nhiên áp suất miệng của các giếng khai thác gaslift, sản phẩm trước đó tách
trong bình BE, được nâng lên mức 9,5-9,8 at, do vậy, sẽ ảnh hưởng đến sản
lượng giếng. Tuy nhiên, do lưu lượng của các giếng này nhỏ, nên tổng lưu
lượng khai thác trên MSP-7 hầu như giảm không đáng kể.
2. Áp suất tách khí trong bình NGS trên MSP-7 trước và trong khi thử nghiệm
hầu như không thay đổi, dao động trong khoảng 9 - 10 at.
3. Nhiệt độ dầu trong bình NGS trên MSP-7 có giảm, còn khoảng 43-45 0С.
Nguyên nhân là do các giếng số 74, 704, 708 và 715 khai thác bằng gaslift
được đưa vào NGS để tách khí. Kết quả phân tích mức độ thay đổi nhiệt độ
trên ống đứng thấy rằng, sau khi chuyển sang vận chuyển không dùng máy
bơm, nhiệt độ dầu trên ống đứng MSP-7 giảm ngay lập tức, khoảng 2-3 0С,
và còn 42-43 0С.
4. Trên MSP-7, áp suất tại ống đứng của đường ống thu gom khí trước và trong
quá trình thử nghiệm vẫn ổn định ở mức 7,9 - 8,2 at.
5. Trên ống đứng của MSP-5, nhiệt độ của dòng sản phẩm đến từ MSP-7 có
nhiệt độ ổn định và dao động ở mức 32 - 33 0С.
Sau khi thử nghiệm thành công công nghệ vận chuyển sản phẩm dầu bão
hoà khí từ MSP-7 sang MSP-5 không dùng máy bơm, đã tiếp tục tiến hành thử
nghiệm công nghệ này để vận chuyển sản phẩm từ MSP-6 đến MSP-4 và từ MSP5 đến MSP-3. Trong quá trình thử nghiệm cũng ghi nhận được sự giảm nhiệt độ
của dòng sản phẩm khi sản phẩm đến đến MSP-4 và MSP-3 là 4-6 0С so với khi
dùng máy bơm. Sự giảm nhiệt của dòng dầu bão hoà khí khi chuyển sang chế độ
vận chuyển không dùng máy bơm có thể được giải thích như sau:
- Khi bơm dầu đã tách khí, do sự làm việc của máy bơm mà nhiệt độ của dầu

được gia tăng thêm khoảng 3-4 0С;
- Khi vận chuyển hỗn hợp dầu bão hoà khí, do độ nhớt của chất lỏng giảm vì
còn một lượng khí hoà tan trong dầu, làm cho dòng chảy rối hơn dẫn đến sự
trao đổi nhiệt với nước biển bao bọc quanh đường ống cao hơn;
- Áp suất trung bình của hỗn hợp dầu bão hoà khí trong đường ống nhỏ hơn áp
suất bão hoà khí của dầu, bởi vậy xảy ra quá trình tách khí trong đường ống.
Như vậy, khi chuyển sang chế độ vận chuyển không sử dụng máy bơm để
vận chuyển dầu từ MSP-7, MSP-5, MSP-3 và MSP-6 sang giàn trung tâm MSP-4
để tách khi trong BE, sau đó bơm đến CTP-2, CTP-3 để tách nước, nhiệt độ trung
bình trong đường ống sẽ giảm khoảng 4-6 0С. Điều này sẽ làm gia tăng tốc độ lắng
đọng parafin-keo-nhựa bên trong thành đường ống và làm cho tiết diện của ống
giảm đi. Nhiệt độ của dòng sản phẩm khi lên đến MSP-4 sẽ rất thấp, có thể khoảng
dưới 30 0С, sẽ làm giảm tính chất vận chuyển của dầu và làm phức tạp quá trình
công nghệ trên MSP-4 và gây khó khăn cho việc vận chuyển tiếp theo đến CTP.


Theo các tài liệu nghiên cứu, đối với dầu mỏ Bạch Hổ một lượng lớn parafin
sẽ kết tinh trong khoảng nhiệt độ từ 36 – 40 0С. Theo số liệu đo đạc thực tế, nhiệt
độ miệng giếng của các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift ở mỏ Bạc Hổ là
không cao và nằm trong khoảng 28 - 40 0С, có nghĩa là thấp hơn nhiệt độ bắt đấu
kết tinh của parafin (59-610С). Như vậy, khi vận chuyển dầu theo đường ống ngầm
không bọc cách nhiệt thì nguy cơ thành tạo các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa
bên trong ống là rất cao. Theo đánh giá, bên trong đường ống không bọc cách nhiệt
hiện tồn tại một lớp lắng đọng khoảng 20 mm. Khối lượng và thành phần của lớp
lắng đọng phụ thuộc vào thời gian vận hành đường ống, nhiệt độ và thành phần của
dầu. Khi nhiệt độ dầu giảm, thì trong thành phần các chất lắng đọng, parafin có
phân tử lượng thấp sẽ gia tăng. Kết quả của quá trình lắng đọng là đường kính hiệu
dụng của đường ống sẽ giảm làm gia tăng tổn hao áp suất.
Tuy nhiên, cũng cần phải ghi nhận rằng, các lớp parafin-keo-nhựa lắng đọng bên
trong ống cũng đóng vai trò như các lớp cách nhiệt, khi áp dụng công nghệ vận chuyển

dầu bão hoà khí không dùng bơm sẽ dẫn tới quá trình tách khí tự do bên trong ống và
như vậy cũng sẽ phần nào làm giảm cường độ thành tạo các lớp lắng đọng.
11.2.1.3 Những vấn đề và phức tạp trong quá trình vận chuyển và xử lý sản
phẩm khai thác bằng phương pháp gaslift
Trong quá trình khai thác, cùng với thời gian, áp suất đáy của các giếng khai
thác sẽ giảm dần và khi đạt đến một giá trị nào đó nó sẽ ngừng phun. Các giếng đó
sẽ được chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học, đối với Bạch Hổ đó là
phương pháp gaslift. Sản phẩm ngậm nước của các giếng khai thác bằng phương
pháp gaslift thường tạo nên nhũ tương nghịch nước trong dầu bền vững. Khi hàm
lượng nước trong sản phẩm giếng gaslift tăng sẽ làm gia tăng độ nhớt hiệu dụng,
và cuối cùng là gia tăng tổn hao áp suất khi vận chuyển, làm cho áp suất trung bình
trong hệ thống thu gom sản phẩm khai thác trên mỏ gia tăng.
Ngoài ra, việc áp dụng phương pháp khai thác bằng gaslift ở Bạch Hổ còn
làm gia tăng độ tán xạ của pha nước, tạo điều kiện hình thành nhũ có độ ổn định cao.
Nếu khi khai thác tự phun, các hạt nước trong nhũ có kích thước khoảng từ 20 đến
100 mkm và phần lớn vào khoảng 60-100 mkm, thì khi khai thác bằng cơ học, bơm
điện ngầm hay gaslift, độ hạt của nhũ đã gia tăng đáng kể, các hạt nước thường có
kích thước từ 1 đến 20 mkm, mà phần lớn nằm trong khoảng 1-5 mkm. Biết rằng, độ
bền động học của nhũ tương dầu-nước tỉ lệ nghịch với bình phương kích thước hạt.
Cho nên, khi chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học mà cụ thể là gaslift,
sẽ làm cho độ bền của nhũ thay đổi rất lớn. Xử lý loại nhũ tương dầu-nước này cần
phải thực hiện ở nhiệt độ cao hơn, không dưới 65 0С và định lượng hoá phẩm tách
nước cũng đòi hỏi cao hơn. Ngoài ra, để nâng cao hiệu quả xử lý, cần phải sử dụng
thiết bị tách nước bằng điện trường cao.
Các ví dụ về nhũ tương dầu-nước hình thành trong quá trình khai thác tự
phun và gaslift được trình bày trên hình 11.17 và 11.18.
Để tính toán vận tốc lắng đọng của các hạt nước có thể sử dụng công thức
Stocks:

(

ρ в − ρ н ).d 2 g
υ=
18µ ⋅

,


ổ đây: υ – vận tốc lắng đọng của hạt pha phân tán, m/s;
d – đường kính hạt, m;
(ρn—ρd) – chênh lệch giữa mật độ của nước và dầu, kg/m3;
µ – độ nhớt động học của pha liên tục, Pa·s;
g – gia tốc trọng trường, m/s2.

Hình 11.17. Nhũ tương dầu-nước khai
thác bằng phương pháp tự phun

Hình 11.18. Nhũ tương dầu - nước khai
thác bằng phương pháp gaslift

Để so sánh, có thể xem xét ví dụ tính toán vận tốc lắng đọng của hạt nước có
đường kính là d, khi biết , ρn = 1000 kg/m3; ρd = 820 kg/m3, µ = 4 mPa·s, g= 9.81
m/s2.
Công thức Stocks nêu trên chỉ áp dụng cho trường hợp hạt đơn trong môi
trường dầu, hoặc khi hàm lượng nước không vượt quá 5 % TT, ngược lại vận tốc
lắng đọng của hạt sẽ được tính theo công thức sau:

υ = υ 0 (1 − ω ) 4.7 ,
ở đây υ0 – vận tốc lắng đọng của hạt đơn tính theo công thức Stocks;
ω – hàm lượng nước trong dầu, tính theo thể tích.
Kết quả tính toán cho thấy rằng, chỉ những hạt nước tự do có đường kính lớn

hơn 500 mkm là có thể tách được ra trong bình tách cấp một - ba pha trên CTP-2,
CTP-3, lượng nước còn lại với kích thước hạt nhỏ hơn 500 mkm sẽ được tách trong
bình tách sử dụng điện trường cao, hoặc trong tank công nghệ trên UBN.
Ở mỏ Bạch Hổ thường tiến hành xử lí vùng cận đáy giếng có sử dụng hoá
phẩm và một số loại axít. Một mặt, việc xử lý axít cho phép phục hồi khả năng
khai thác hoặc độ tiếp nhận của giếng, thế nhưng, sản phẩm phụ thu được trong
quá trình xử lí vùng cận đáy giếng thường gây khó khăn cho hệ thống xử lí dầu
trên CTP-2, CTP-3 hay UBN. Đã ghi nhận sự hình thành các lớp trung gian trong


các bình tách ba pha trên CTP-2 và CTP-3, kết quả là chế độ làm việc của thiết bị
điều khiển mức bị sai lệch, một lượng nhũ đã theo đường nước đi ra. Kết quả phân
tích cho thấy rằng, mẫu sản phẩm của các giếng đã được xử lí vùng cận đáy giếng
và mẫu của lớp trung gian trong bình ba pha hay hầm công nghệ đều có chứa các
tạp chất hữu cơ với một tỉ lệ lớn hơn nhiều so với bình thường.
Phần lớn các hạt tạp chất cơ học trong các mẫu trên sẽ tạo điều kiện thuận
lợi hình thành nhũ tương dầu nước bền vững. Nước tách ra từ các mẫu nhũ tương
này đều đục và lắng cặn, gồm: đất sét, cát, hợp chất của sắt và các muối vô cơ
khác. Các tạp chất cơ học có trong dầu khi tiến hành dập giếng hay gọi dòng, các
chất hoạt tính bề mặt, một thành phần trong hóa phẩm được sử dụng rộng rãi khi
xử lí vùng cận đáy giếng là nguyên nhân tạo sự bền vững của nhũ tương nước
trong dầu, và trong nhiều trường hợp có khả năng hình thành nhũ đa thành phần
(nhũ nhiều tầng lớp: nước/dầu/nước/tạp chất cơ học). Chính sự tích tụ của nhũ
dạng này sẽ hình thành nên lớp trung gian trong bình tách ba pha và trong hầm
công nghệ và làm gián đoạn quá trình tách nước, nghĩa là, làm phức tạp hoá quá
trình xử lí dầu trên mỏ.
11.2.1.4
Những vấn đề và phức tạp sẽ gặp trong tương lai
Cùng với thời gian, hàm lượng nước trong sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch hổ
sẽ tăng. Khi vận chuyển sản phẩm có hàm lượng nước cao với lưu lượng nhỏ sẽ

xảy ra hiện tượng phân lớp trong ống của hệ thống thu gom. Sự phân lớp sẽ dẫn tới
nước tư do tích tụ lại trong các đoạn ống thấp gây nên hiện tượng ăn mòn. Ngoài
ra, sản phẩm của quá trình ăn mòn (oxit sắt) ở trong nhũ cũng sẽ tạo điều kiện
thuận lợi cho việc hình thành nhũ đa thành phần có độ bền cao, dẫn tới kết cục như
đã trình bày ở trên. Để đề phòng việc hình thành nhũ có độ bền cao, nhất là đối với
các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift, kiến nghị cần bơm hoá phẩm tách
nước xuống đáy giếng.
Tỉ lệ sản phẩm khai thác bằng phương pháp gaslift ở mỏ Bạch Hổ cùng với
thời gian sẽ gia tăng, dẫn tới tỉ lệ nhũ có độ ổn định cao trong sản phẩm khai thác
cũng gia tăng. Những loại nhũ đó cần phải được xử lí ở nhiệt độ cao hơn, không
dưới 650С. Ngoài ra, để nâng cao hiệu quả quá trình xử lí cần phải sử dụng thiết bị
tách nước bằng điện trường.
Việc gia tăng số lần xử lí vùng cận đáy giếng làm cho các chất hữu cơ và vô
cơ cũng như các tạp chất cơ học xâm nhập vào dầu nhiều hơn, tạo điều kiện thuận
lợi hình thành nhũ có độ bền cao. Sự gia tăng hàm lượng tạp chất cơ học, paraffin
rắn và độ hạt trong dầu là nguyên nhân chính hình thành nhũ đa thành phần. Tất cả
điều đó sẽ làm quá trình xử lí dầu đến chất lượng thương phẩm trên CTP-2, CTP-3
và UBN phức tạp thêm.
11.2.5. Phòng chống lắng đọng parafin-keo-nhựa trong hệ thống khai
thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm
Trong hệ thống khai thác, thu gom và vận chuyển sản phẩm mỏ Bạch Hổ có
thể có ba vùng chính hình thành các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa:
a) Trong NKT các giếng gaslift có lưu lượng thấp;


b) Trong đường ống không bọc cách nhiệt của hệ thống thu gom và vận
chuyển hỗn hợp dầu khí và hỗn hợp dầu nước bão hoà khí;
c) Trong đường ống có chiều dài lớn, dùng để vận chuyển dầu đã tách khí và
tách nước sơ bộ đến UBN.
Hiện tại, vấn đề lớn nhất là lắng đọng parafin trong ống NKT của giếng khai

thác. Còn trong các thiết bị công nghệ xử lý dầu, lắng đọng parafin-keo-nhựa có
phần ít hơn do nhiệt độ của dầu trên các CTP và MSP cao.
Phương pháp tẩy rửa lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa trong ống NKT:
Vấn đề lắng đọng lắng đọng parafin-keo-nhựa trong ống NKT xuất hiện ở
mỏ Bạch Hổ phần lớn trong các giếng có lưu lượng thấp và hàm lượng nước thấp
(dưới 15% nước), khai thác bắng phương pháp gaslift, nhiệt độ dầu trên miệng
giếng khoảng 30-36 0С.
Trong năm 2004, các giếng 801 và 811, MSP-8, đã được tiến hành thử
nghiệm làm sạch ống NKT khỏi các chất lắng đọng parafin-keo-nhựa với việc sử
dụng tổ hợp sinh hoá VDK-CSL do Viện dầu khí Việt nam sản xuất. Việc tẩy rửa
chỉ được thực hiện ở phần trên của ống NKT từ miệng giếng đến chiều sâu lắp đặt
van cắt sâu, khoảng 120 m.
Thử nghiệm đã được tiến hành bằng cách bơm hoá phẩm vào bên trong ống
NKT và duy trì khoảng 24 hay 12 giờ, sau đó thả saplon sau mỗi lần bơm rửa bằng
hoá phẩm để đo tiết diện hiệu dụng của ống NKT. Trong mỗi giếng đã tiến hành 3
(đối với giếng 811) hay 4 lần bơm hoá phẩm (đối với giếng 801). Kết quả là một
lượng lớn các lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa đã được tẩy rửa khỏi ống NKT.
Nhược điểm của công nghệ này là chỉ có thể tẩy rửa đoạn trên của ống NKT
và việc sử dụng hoá phẩm không được kinh tế cho lắm. Bởi vậy, đã tiến hành
nghiên cứu công nghệ mới để tẩy rửa các lớp lắng đọng trong NKT – bằng cách
bơm hoá phẩm vào đường khí gaslift với định lượng tới 5000 g/t. Dự kiến sẽ tiến
hành thử nghiệm công nghệ này với hoá phẩm do Viện NCKH và TK lựa chọn.
Sự hình thành lắng đọng parafin-keo-nhựa trong đường ống dẫn dầu:
Việc thu gom sản phẩm các MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực hiện
bằng đường ống không bọc cách nhiệt ở nhiệt độ thấp khoảng (30-40 0С). Kết quả
là sau 10-15 năm vận hành, bên trong đường ống đã hình thành các lớp lắng đọng
parafin-keo-nhựa với chiều dày khoảng 20 mm, đóng vai trò như lớp cách nhiệt.
Thời kỳ đầu, quá trình hình thành các lớp parafin xảy ra với cường độ cao hơn,
hiện nay sự tăng trưởng chiều dày của lớp lắng đọng đã giảm, có thể do việc vận
chuyển dầu bão hoà khí (MSP-6 và 7) cũng như sự gia tăng của hàm lượng nước.

Vấn đề lắng đọng parafin-keo-nhựa trong đường ống dẫn dầu từ BK đến
CTP, thường ít xảy ra hơn do dầu ở đây có nhiệt độ cao hơn và đường ống đã được
bọc cách nhiệt.
Phần lớn các đường ống, dùng để vận chuyển dầu đã xử lý từ CTP đến UBN
đã được bọc cách nhiệt, và có chiều dài không lớn lắm. Ngoại trừ đường ống CTP3-> UBN-3 chiều dài 20 km, được bọc cách nhiệt và vận hành theo chu kỳ với lưu
lượng 8000-10000 t/ngđ. Để hạn chế sự hình thành lắng đọng parafin-keo-nhựa
trong đường ống, hoá phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, định lượng 150g/t đã được sử
dụng theo chu kỳ để xử lý dầu. Việc sử dụng các loại thoi cơ học hay thoi mềm sẽ


khó khăn do cấu trúc phức tạp của đường ống và manifold đầu vào của UBN. Trên
cơ sở các kết quả phân tích vận hành đường ống này trong nhiều năm, có thể đưa
ra kết luận rằng, lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa hình thành trong ống không lớn.
Điều đó đã được minh chứng, khi xem xét trực quan đoạn đường ống không bọc
cách nhiệt tiếp giáp với PLEM UBN-3, được thay thế vào tháng tư năm 2006. Bên
trong ống chỉ có một lớp parafin mỏng, chiều dày lớn nhất đo được vào khoảng 5-7
mm (xem hình 11.21). Ngoài ra, lớp lắng đọng parafin-keo-nhựa còn hình thành
bên trong ống mềm nối từ PLEM lên UBN, và tất nhiên cả bên trong PLEM. Khi
thay thế UBN-Chi Lăng bằng UBN-Chí Linh vào tháng 9 năm 2004, đoạn ống
mềm từ PLEM đến UBN-3 cũng đã được thay mới. Sau khi tháo ra, đã phát hiện
bên trong ống mềm cũng có lớp parafin chiều dày khoảng 5-8 mm (xem hình
11.22).

Hình 11.21. Lắng đọng lắng đọng
parafin-keo-nhựa bên trong đường
ống CTP-3 – UBN-3

Hình 11.22. Lắng đọng lắng đọng
parafin-keo-nhựa trong ống mềm
UBN-3 (dầu từ mỏ Bạch Hổ sang)

Phân tích kết quả sắc ký khí mẫu lắng đọng parafin-keo-nhựa bên trong
đường ống cho thấy rằng, thành phần của nó phần lớn bao gồm các phân tử parafin
mạch dài С45-С60 có nhiệt độ nóng chảy vào khoảng 85-90 0С (xem hình 11.23).


Hình 11.23. Sự phân bố n-parafin trong dầu mỏ Bạch Hổ và trong lắng đọng
parafin-keo-nhựa bên trong ống CTP-3 -> UBN-3
Trong dầu Bạch Hổ khoảng phân bố n-parafin lớn nhất là từ С10-С30. Như
vậy, trong quá trình vận chuyển dầu theo đường ống CTP-3->UBN-3 đã xảy ra
các lắng đọng của phân tử parafin mạch dài nhất và có nhiệt độ nóng chảy lớn
nhất, lớn hơn cả nhiệt độ của dầu vận chuyển bên trong ống đường (65-45 0С).
Như vậy có thể khẳng định rằng, bên trong đường ống đã hiện diện một lớp mỏng
lắng đọng parafin-keo-nhựa trên toàn bộ chiều dài đường ống cách nhiệt.