Phương pháp nghiên cứu dầu nhiều paraffin để vận chuyển bằng đường ống ngầm ngoài khơi

Chương 3: Phương pháp nghiên cứu dầu nhiều paraffin để vận chuyển bằng đường
ống ngầm ngoài khơi
I.

Nghiên cứu tính lưu biến chất lỏng và dầu nhiều paraffin
1.
Chất lỏng Newton, phi Newton; Những đặc tính phi Newton của dầu nhiều
paraffin; Phương pháp nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu nhiều
paraffin và độ nhớt cao
1.1. Chất lỏng Newton, phi Newton
Nhìn chung chất lỏng được chia làm hai lọai:
- Chất lỏng Newton;
- Chất lỏng phi Newton;
1.1.1. Chất lỏng Newton
Đối với chất lỏng bình thường (nước, dầu bình thường), đồ thị phụ thuộc giữa
ứng suất trượt tại mỗi điểm của môi trường lỏng và vận tốc biến dạng ở chính điểm đó,
hay còn được gọi là đường cong chảy là một đường thẳng đi qua gốc tọa độ.
Dòng chảy của các chất lỏng như thế tuân theo định luật Newton.
Mô hình dòng chảy chất lỏng Newton được mô tả trên hình I.1 (đường 1)

τ =µ

dv
dr

(I.1)

Trong đó:

τ
µ

– ứng suất lực động, Pа;

– độ nhớt, Pа.s;

dv
dr – vận tốc biến dạng, s-1.
Mô hình dòng chảy chất lỏng Newton được mô tả trên hình I.1 (đường 1)
Chất lỏng phi Newton
Chất lỏng giả dẻo (mô hình OSTWALD)
Chất lỏng giả dẻo có dòng chảy không tuân theo phương trình của Newton.
1.1.2.
1.1.2.1.

Trong khi chảy chúng đã giảm dần đi tính tỷ lệ tương ứng giữa lực tác dụng lên và vận
tốc biến dạng. Chất lỏng có khả năng chảy ngay cả khi ứng suất trượt nhỏ nhất. Đường
cong chảy (đường 2, hình I.1) của chất lỏng đó có xu hướng lồi lên về phía trục τ. Chất

1


lỏng có tính dị thường đó được gọi là giả dẻo. Sự chảy của chất lỏng giả dẻo tuân theo
mô hình Ostwald.

τ = µ'(

dv n
)
dr

(I.2)

Trong đó:

τ – ứng suất lực động, Pа;

µ ' – độ nhớt, Pа.s;
dv
dr – vận tốc biến dạng, s-1.
n < 1 – hệ số đặc trưng cho mức độ ổn định của chất lỏng.
1.1.2.2.

Chất lỏng nhớt – dẻo (mô hình Bingham)
Hệ cấu trúc mà trong đó pha rắn có cấu trúc mạng dày đặc (ví dụ: mạng tính thể
paraffin) chỉ có khả năng tạo dòng chảy sau khi mạng đã bị phá vỡ. Sự chảy của lọai dầu
này bắt đầy sau khi tác dụng lên chúng một ứng suất trượt lớn hơn ứng suất giới hạn τ o
và sau khi phá vỡ cấu trúc, chất lỏng chảy theo định luật của Newton.
Những chất lỏng đó có tính chất nhớt dẻo, và sự chảy tuân theo mô hình

dv
)
dr
Bingham.
(I.3)
Mô hình Bingham được mô tả ở hình I.1 (đường cong 3)
Các nghiên cứu mô hình lưu biến của dầu mỏ chứng minh rằng ở điều kiện gần

τ = τ o + µ" (

nhiệt độ đông đặc, sự chảy của dầu tuân theo mô hình Bingham [27,39]. Sử dụng mô

hình Bingham trong nghiên cứu dầu nhiều paraffin, độ nhớt cao đã được trình bày trong
các công trình nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm của Mirzadzanzade, Gubin.

2


MÔ HÌNH ĐƯỜNG CONG CHẢY

1.

2.
3.
4.

Chất lỏng Newton:

τ = µ(

dv
)
dr

dv n
)
dr
Chất lỏng giả dẻo: Mô hình Ostwald
;n<1
dv
τ = τ o + µ" ( )
dr

Chất lỏng nhớt – dẻo: Mô hình Bingham
Chất lỏng nhớt – dẻo không tuyến tính:
dv
τ = τ o + µ" ' ( )n
dr ; n < 1
Herschell – Bulkley
Mô hình

τ = µ'(

Hình I.1

3


Đối với dầu nhớt dẻo thực đường cong chảy có dạng phức tạp hơn nhiều so với
sơ đồ đã xem xét (hình I.2).
Thay phần đường cong đầu trên đường cong chảy thực của chất lỏng nhớt dẻo
bằng một đường thẳng không làm giảm độ chính xác của mô hình toán học đối với chất
lỏng này, vì rằng vùng cong đó đặc trưng cho những giá trị nhỏ của vận tốc trượt (dưới
15 s-1). Tăng nhiệt độ của dầu, ứng suất trượt tĩnh và ứng suất trượt động giới hạn sẽ
giảm dần và biến mất khi nhiệt độ dầu bằng T * (T* - nhiệt độ xuất hiện tính chất phi
Newton của hệ dầu).
Với những điều kiện nhiệt độ khác nhau, các hệ dầu khác nhau, sự khác biệt giữa

τ o và τ st cũng rất khác nhau. Sự khác biệt giữa lớn nhất đối với hệ dầu có tính xúc
τ

τ

biến. Trong trường hợp này st thường lớn hơn o .
ĐƯỜNG CONG CHẢY THỰC CỦA HỆ DẦU NHỚT – DẺO

τ = τ o + µ" (

dv
)
dr

Hình I.2

4


1.1.2.3.

Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (mô hình Herschell – Bulkley)
Mô hình Herschell – Bulkley:

τ = τ o + µ "' (

dv n
)
dr
(I.4)

Đường cong chảy của mô hình Herschell – Bulkley được mô tả ở hình I.1
(đường cong 4)
Mô hình Herschell – Bulkley là mô hình tổng quát cho các loại chất lỏng.

Khi

Khi

Khi
1.2.

τ o = 0, n = 1 ta có mô hình Newton:

τ o = 0 ta có mô hình Ostwald:

n = 1 ta có mô hình Bingham:

τ = µ(

τ = µ'(

dv
)
dr

dv n
)
dr

τ = τ o + µ" (

dv
)
dr

Những đặc tính phi Newton của dầu nhiều paraffin, dầu nhiều paraffin ở mỏ
Bạch Hổ và mỏ Rồng
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.
Tất cả các loại dầu được khai thác ở mỏ Bạch Hổ và Rồng là 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
5


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 oC, nhiệt độ
đông đặc của dầu là 29-35 oC. Quá trình chuyển từ thể hiện tính Newton sang thể hiện
tính phi Newton của dầu Bạch Hổ xảy ra trong khoảng nhiệt độ 36÷40oС. Trong khoảng
nhiệt độ cao hơn 37 oС, các loại dầu này có tính Newton. Ở những nhiệt độ thấp hơn,
dầu biểu hiện các tính chất phi Newton và càng thể hiện mạnh khi nhiệt độ giảm. Ở
240С, nó có giá trị ứng suất lực rất lớn. Nghiên cứu động học quá trình sa lắng paraffin
cho thấy trong khoảng nhiệt độ như trên, trong các loại dầu thì dầu của mỏ Bạch Hổ xảy
ra sa lắng lớn paraffin. Đối với dầu tầng móng mỏ Bạch Hổ, lượng lớn tinh thể paraffin
xuất hiện trong khoảng 33÷35°С.
Dòng chảy của dầu mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng được miêu tả bằng mô hình
Bingham. Để miêu tả được cần phải có hai đặc tính – độ nhớt dẻo và ứng suất trượt
động.

1.3.

Phương pháp nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin và độ
nhớt cao
Nghiên cứu những tính chất lưu biến của dầu nhiều paraffin và độ nhớt cao được

thực hiện trên thiết bị Rotovisco RV-20 của hãng HAAKE (Đức). Nó bao gồm nhớt kế
quay với hệ đo M-5, bộ điều khiển lưu biến, thiết bị ổn nhiệt, hệ thống lập trình chế độ
biến dạng mẫu và thay đổi nhiệt độ mẫu. Phần mềm Rotation Version 3.0 cho phép điều
khiển nhiệt độ, thay đổi chế độ biến dạng, ghi nhận và xử lý các kết quả đo.
Hệ đo M-5 của thiết bị Rotovisco RV-20 cung cấp tần số quay của rotor từ
8,33.10-4 s-1 (0.05 vòng/phút) đến 8,33 s-1 (500 vòng/phút). Khoảng thay đổi ứng suất
trượt trên cốc đo NV từ 0,27 đến 2700 s -1 và được chia làm ba phần: 0,27 – 2,7 s -1; 2,7 –
27 s-1; 27 – 2700 s-1. Khoảng thay đổi ứng suất lực phụ thuộc vào sự lựa chọn cốc đo, có
gía trị từ 0,0178 Pa đến 3760 Pa.
Chất lỏng cần đo được nạp vào giữa hai xilanh đo đồng trục, xilanh bên trong sẽ
quay, còn xilanh bên ngoài thì đứng yên. Cặp xilanh phù hợp chính xác sẽ cung cấp ứng
suất trượt trong khoảng cần thiết và thực hiện quá trình đo đáng tin cậy ứng suất lực
6


trong khoảng nhiệt độ tương ứng. Phép đo với độ chính xác cao có thể đạt được bằng
cách sử dụng các xilanh đo có kích thước khác nhau.
Thiết bị cung cấp khả năng thực hiện các thí nghiệm theo các phương án chính
-

như sau:
Đo sự phụ thuộc của ứng suất lực τ theo ứng suất trượt γ ở nhiệt độ cố định T (chế độ

-

τ/γ);
Đo sự phụ thuộc của ứng suất lực τ theo thời gian t ở nhiệt độ cố định T và ứng suất

-

trượt γ (chế độ τ/t);
Đo sự phụ thuộc của ứng suất lực τ theo nhiệt độ T ở ứng suất trượt cố định γ (τ/T). Khẳ
năng của thiết bị cho phép thực hiện sự điều chỉnh thay đổi nhiệt độ với tốc độ khác
nhau.
Đã thu được các đường cong chảy thiết lập ở sự thay đổi theo chu kỳ của ứng
suất trượt trong khoảng lựa chọn xác định từ không (hoặc là từ giá trị nhỏ nhất) đến giá
trị lớn nhất và từ giá trị lớn nhất trở về không. Mỗi chu kỳ kế tiếp nhau bao gồm trong
đó các giai đọan được chia theo các khoảng thời gian.

-

Độ biến dạng của mẫu với sự tăng ứng suất trượt từ giá trị thấp nhất đến giá trị cao nhất,

-

(t1);
Độ biến dạng của mẫu ở ứng suất trượt cao nhất, (t2);
Sự giảm ứng suất trượt từ giá trị thấp nhất đến giá trị cao nhất, (t3);
Độ biến dạng của mẫu ở ứng suất trượt lớn nhất hoặc vị trí của mẫu dầu ở trạng thái tĩnh
(t4).
Chu kỳ biến dạng mẫu được thực hiện tiếp tục trong khoảng thời gian cần thiết
để thu được đường cong chảy cân bằng và cố định.
Từ kết quả đo thu được đường cong chảy thiết lập của dầu ở dạng phụ thuộc của
ứng suất lực vào ứng suất trượt ở nhiệt độ không đổi dưới dạng đồ thị và dạng số, chúng

dễ dàng được xử lý toán học. Bằng phương pháp phân tích hồi qui sẽ lựa chọn được mô
hình toán học tối ưu của đường cong chảy và tính toán các hệ số thực nghiệm của mỗi
mô hình. Sự lựa chọn mô hình lưu biến tối ưu của chất lỏng được tiến hành theo hệ số
tính toán tương quan. Trong chương trình đã cài đặt sẵng các mô hình lưu biến sau:
Newton, Shvedova-Bingham, Ostwald, Bulkley-Herschel, Cason.
7


2.

Các nghiên cứu thực nghiệm về những đặc trưng lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ

2.1.

và mỏ Rồng
Nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu tách khí ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
– Mô hình chất lỏng giả dẻo Bingham
Các loại dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng là dầu nhiều paraffin và độ nhớt cao,

chúng phân biệt được với nhau theo các tính chất hóa lý.
Ở những nhiệt độ cao, các loại dầu ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng là chất lỏng
Newton, độ nhớt của chúng không phụ thuộc vào ứng suất trượt.
Quá trình chuyển sang thể hiện tính phi Newton xảy ra ở nhiệt độ được xác định
khi thực hiện các nghiên cứu lưu biến. Dòng chảy trong phạm vi thể hiện tính phi
Newton không thể được miêu tả bằng độ nhớt cố định. Đối với các loại dầu của các mỏ
Liên Doanh Việt-Nga “Vietsovpetro”, mô hình chất lỏng phù hợp nhất là mô hình chất
lỏng nhớt - dẻo, được gọi là mô hình Bingham. Dòng chảy của chất lỏng được miêu tả
bằng hai đặc trưng: độ nhớt dẻo và ứng suất lực.
Quá trình xác định những đặc trưng lưu biến của dầu nhiều paraffin và độ nhớt
cao ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng được thực hiện trên thiết bị “Rotovisco” RV-20. 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 và mỏ Rồng trong phạm
vi thể hiện tính phi Newton (t < t ct) đối với dòng chảy ổn định có thể được miêu tả bằng
mô hình chất lỏng độ nhớt dẻo Shvedova-Bingham.
8


τ = τ đ + µd ⋅ γ
Trong đó τ - ứng suất lực, Pа;
τđ - ứng suất động, Pа;
μd - 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:

µ d ( t ) = µo ⋅ e

− uµ ⋅t

,

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

τ đ ( t ) = τ o ⋅ e − uτ ⋅t ,
Trong đó τo – hệ số, Pa.s;
uτ – hệ số gốc của hàm lnτđ theo nhiệt độ , oС-1.
Sự thay đổi hệ số gốc của đường thẳng xảy ra ở những nhiệt độ khác nhau, khi
đó sẽ 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.
9


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 về độ bền
vững của cấu trúc paraffin được thực hiện trên thiết bị “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 ) = τ os ⋅ 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.
Sau khi xử lý toán học các kết quả thí nghiệm đã thu được các mô hình lưu biến
của dầu, độ nhớt dẻo theo nhiệt độ, ứng suất lực động và giá trị thiết lập của ứng suất lực
tĩnh. Trong bảng 2.1 và 2.2 trình bày các mô hình lưu biến của các lọai dầu ở mỏ Bạch
Hổ và mỏ Rồng. Công thức này thuận lợi cho việc tính toán nhiệt thủy lực trên máy tính
cá nhân.
Bảng 2.1
Các mô hình lưu biến của các loại dầu ở mỏ Bạch Hổ
Dầu tầng móng, tct= 37 oС;
Độ nhớt dẻo, Pa.s
ở 37 oС < t

ở t ≤ 37 oС

µd ( t ) = 0,0121 ⋅ e −0,017 ⋅t

µ d ( t ) = 1114 ⋅ e −0,32⋅t

Ứng suất trượt động, Pa
ở 27 oС < t ≤ 37 oC

ở 21 oС < t ≤ 27 oC
10


τ đ ( t ) = 6,27 ⋅ 109 ⋅ e −0, 75⋅t

τ đ ( t ) = 645,5 ⋅ e −0,16⋅t

Ứng suất trượt tĩnh, Pa
o
o
ở 30 С < t ≤ 36 C

o
o
ở 21 С < t ≤ 30 C

τ s ( t ) = 0,08 ⋅ e0,8 3( 36− t )

τ s ( t ) = 11,8 ⋅ e 0, 47( 30−t )

Dầu tầng Miocen hạ, tct = 36 oС;
Độ nhớt dẻo, Pa.s
ở 36 oС < t

ở 21 0С < t ≤ 36 0С

µ d ( t ) = 0,06 ⋅ e −0,045⋅t

µ d ( t ) = 0,06 ⋅ e −0,045⋅t

Ứng suất trượt động, Pa
ở 30 oC < t ≤ 36 oC

ở 21 oC < t ≤ 30 oC

τ đ ( t ) = 1,69 ⋅ 10 6 ⋅ e −0,507⋅t

τ đ ( t ) = 68,0 ⋅ e −0,17⋅t

Ứng suất trượt tĩnh, Pa
ở 29 oС < t ≤ 33,5 oC

ở 21 oС < t ≤ 29 oC

τ s ( t ) = 0,06 ⋅ e1, 07 ( 33.5 − t )

τs ( t ) = 7,4 ⋅ e 0,54 ( 29− t )
Bảng 2.2

Các mô hình lưu biến của các loại dầu ở mỏ Rồng
Độ nhớt dẻo, Pa.s (dầu tầng móng , tct =36 oС)
ở 43 oС < t

ở 36 oC < t < 43 oC

µ d ( t ) = 0,031 ⋅ e −0, 026.t

µ d ( t ) = 2,32 ⋅104 ⋅ e −0,34.t

11


ở 27 oС < t < 36 oC

ở 21 oC < t < 27 oC

µ d ( t ) = 2,32 ⋅ 10 4 e −0,34.t

µ d ( t ) = 26,8 ⋅ e −0, 09 .t

Ứng suất trượt động, Pa
ở 25 oС< t < 36 oC

ở 21 oC < t < 25 oC

τ đ ( t ) = 1,2 ⋅10 6 ⋅ e −0, 42⋅t

τ đ ( t ) = 5,17 ⋅ 103 ⋅ e −0, 21⋅t

Ứng suất trượt tĩnh, Pa
ở 30 oС < t < 36 oC

ở 21 oC < t < 30 oC

τ s ( t ) = 0,05 ⋅ e −0,8 3(36−t )

τ s ( t ) = 7,8 ⋅ e −0,52(30−t )

o
Độ nhớt dẻo, Pa.s (dầu tầng Miocen , tct =36 С)

ở 40 oС < t

ở 35 oC < t < 40 oC

µd ( t ) = −1,923 ⋅ e −0, 0307 .t

µd ( t ) = −0,754 ⋅ e −0, 0598 .t

ở 28 oС < t < 38 oC

ở 26 oC < t < 28 oC

µd ( t ) = 7,343.e −0, 291.t

µd ( t ) = 20,23 ⋅ e−0, 75.t

ở 22 oС < t < 36 oC

µd ( t ) = 7,937.e −0, 277.t
Ứng suất trượt động, Pa
ở 35 oС< t

ở 28 oC < t < 35 oC

τ đ (t) = 0

τ đ ( t ) = 13,586 ⋅ e −0,529⋅t

ở 25 oС < t < 28 oC

ở 22 oC < t < 25 oC

12

τ đ ( t ) = 31,586 ⋅ e −1,17.t

τ đ ( t ) = 8,104 ⋅ e −0, 250.t

Trong những khoảng nhiệt độ thất, độ nhớt dẻo μd có thể đạt đến vài đơn vị Pa.s,
độ nhớt độ học τđ 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 và các kết quả nghiên cứu những tính
chất lưu biến của dầu RP-1 được trình bày ở bảng 2.3.
Những tính chất lưu biến của dầu RP-1
Bảng 2.3
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 µd, 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 τđ, 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
13

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 µd đạt gần 4,93 Pa*s, và ứng suất lực động τđ là 14,6 P.s.
Những giá trị lưu biến này là nguyên nhân gây ra tổn hao thủy lực lớn khi bơm dầu. Các
lọai dầu này 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. 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 tầng móng (RC-2) có tính đồng nhất cao về tính chất hóa lý.
Chúng là dầu có tỷ trọng trung bình và nhiều paraffin (~20%), chứa 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.
2.2. Nghiên cứu sự ảnh hưởng của khí bão hòa lên các tính chất lưu biến của dầu
nhiều paraffin ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
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 ( Po , t ) − g в ( P, t ) ,
Trong đó Р – áp suất, Pa;
14

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/tấn
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/tấn.
Hoặc để tính toán sự phụ thuộc của độ nhớt dẻo vào nhiệt độ
15


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

τ d ( t , g ) = τ d ( t ) ⋅ e − θg = τ o e − θ g − 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.
2.3. Nghiên cứu các tính chất lưu biến của nhũ tương dầu nước ở mỏ Bạch Hổ và
mỏ Rồng - Mô hình chất lỏng không tuyến tính
Trong công nghiệp dầu khí, các quá trình công nghệ thu gom và vận chuyển dầu
và nước có mối liên hệ chặt chẽ với dòng chảy của các loại nhũ tương dầu nước khác
nhau. Nhũ tương được hình thành khi khuấy trộn các chất lỏng. Do năng lượng tự do dư
16


thừa, kết hợp với bề mặt giữa các pha lớn, nhũ tương là các hệ không ổn định nhiệt
động, có xu hướng kết đính để giảm bề mặt các pha và cuối cùng là phân lớp. Khi đánh
giá độ bền của nhũ tương dầu nước được phân biệt theo độ bền động học hay độ bền
lắng và độ bền tổng hợp được qui ước bởi sự hình thành các màng mỏng liên pha trên

ranh giới dầu nước. Bởi vì nhũ tương dầu nước là các hệ không bền, do đó để thu được
các kết quả chính xác trong thời gian đo thì các tính chất của chúng không được thay
đổi.
Ở Liên Danh Việt-Nga “Vietsovpetro” đã thực hiện rất nhiều các nghiên cứu
dành riêng cho các tính chất lưu biến của dầu không có nước. Tuy nhiên cho đến bây giờ
vẫn chưa có các dữ liệu về tính chất lưu biến của nhũ tương dầu nước. Mục đích của các
nghiên cứu thí nghiệm là xác định sự ảnh hưởng của hàm lượng nước trong hỗn hợp dầu
nước lên các tính chất lưu biến của nhũ tương ở các nhiệt độ khác nhau và xác định
điểm đảo pha của dầu mỏ Bạch Hổ.
Nghiên cứu các tính chất lưu biến đã được thực hiện trên các mô hình nhũ tương
dầu nước. Để chuẩn bị các loại nhũ tương dầu nước đã sử dụng dầu và nước từ hệ thống
PPD. Nhũ tương dầu nước được chuẩn bị trong thiết bị khuấy cánh quạt với tốc độ
khuấy lên đến 15000 vòng một phút ở nhiệt độ 65 oC trong thời gian 7 đến 10 phút. Sự
thay đổi kích thước hạt nước được thực hiện bằng cách thay đổi tốc độ khuấy hoặc thay
đổi tính chất của chất lỏng khuấy, có thể điều chỉnh độ bền động học của nhũ tương dầu
nước. Để tạo nhũ bền có hàm lượng nước cao đã sử dụng phương pháp đưa nước từ từ
vào dầu. Khi đó, lượng nước cần đưa vào dầu không được nhanh mà phải từ từ từng giọt
theo thời gian khuấy.
Các nghiên cứu được thực hiện trên dầu không nước và nhũ tương dầu-nước với
hàm lượng nước: 10, 20, 30, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 68, 70, 72, 74 và 78 %. Các loại nhũ
tương “dầu trong nước” và “nước trong dầu” được sử dụng cho các nghiên cứu tiếp theo
trong bộ đo lưu biến.
Các quá trình đo độ nhớt của nhũ tương dầu nước được thực hiện trên thiết bị đo
17


độ nhớt Rotovisco RV-20. Đầu vào các thí nghiệm được thực hiện ở ứng suất trược cố
định để xác định sự phụ thuộc của ứng suất lực theo nhiệt độ. Các kết quả đo này không
cho phép xây dựng mô hình lưu biến của chất lỏng mà được sử dụng để xác định sự phụ
thuộc của độ nhớt hiệu dụng theo nhiệt độ.

Các đồ thị biễu diễn sự phụ thuộc của độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương theo
nhiệt độ µ= f(t) được trình bày trên hình 12 và 13.
Tổng kết các kết quả nghiên cứu đã thực hiện, các nghiên cứu về sự phụ thuộc
của độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương theo hàm lượng nước ở các nhiệt độ khác nhau,
được trình bày ở bảng 5.
Các nghiên cứu thí nghiệm được thực hiện trên thiết bị đo độ nhớt Rotovisco
RV-20 cho thấy: độ nhớt của nhũ tương ngược (dầu trong nước) tăng với sự gia tăng
hàm lượng nước đến 68%, còn sau đó thì giảm mạnh. Vì vậy có thể chứng tỏ rằng, trong
các nhũ tương dầu nước của mỏ Bạch Hổ khi hàm lượng nước 68% sẽ dẫn đến sự
chuyển pha, nghĩa là chuyển từ nhũ tương dạng nghịch sang nhũ tương dạng thuận.
Để kiểm tra độ chính xác của các kết quả đo trong Viscometer và xác nhận khả
năng chuyển các kết quả thu được lên các đường ống thực, các nghiên cứu bơm nhũ
tương dầu nước với hàm lượng nước khác nhau đã được thực hiện trên mô hình đường
ống thí nghiệm. Nguyên tắc hoạt động của mô hình thí nghiệm được trình bày ở hình 14.

18


Bảng 5
Các kết quả nghiên cứu thí nghiệm xác định độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương dầu nước
Độ nhớt hiệu dụng (Pa.s) ở nhiệt độ 0С

Hàm lượng
nước
%
0
10
15
20
25

30
35
40
45
55
65
68
70
72
74
78

26
1,20
1,40
0
1,50
0
1,55
0
1,58
0
1,62
0
1,65
0
1,70
0
2,03
0

0-

28
0,90
1,00
0
1,05
0
1,07
0
1,10
0
1,20
0
1,22
0
1,25
0
1,45
0
1,80
0
0-

30
0,55
0,70
0
0,72
0

0,75
0
0,84
0
0,87
0
0,90
0
0,92
0
1,10
0
1,33
0
0-

32
0,23
0,40
0
0,42
0
0,43
0
0,50
0
0,55
0
0,58
0

0,60
0
0,72
0
0,91
0
0-

34
0,05
0,12
8
0,12
0
0,14
0
0,15
0
0,17
0
0,20
0
0,21
0
0,37
0
0,57
0
5-

35
0,04
0,07
0
0,08
5
0,08
0
0,09
2
0,10
0
0,10
0
0,11
5
0,18
5
0,36
0
0,40
0
0,45
1
0,40
0
0,22
0
0,20
0

0,13
0

37
0,03
0,06
0
0,07
8
0,07
0
0,07
2
0,07
3
0,08
6
0,08
0
0,13
4
0,17
0
0,23
2
0,24
0
0,19
5
0,11

3
0,11
8
0,07
2

45
0,02
0,06
5
0,06
0
0,06
2
0,06
6
0,06
7
0,07
9
0,07
0
0,11
4
0,12
5
0,17
8
0,18
0

0,12
2
0,10
8
0,09
0
0,05
8

55
0,02
0,05
0
0,06
8
0,06
0
0,06
4
0,06
5
0,06
7
0,07
8
0,09
2
0,10
5
0,10

0
0,15
7
0,11
0
0,09
0
0,09
6
0,04
4

0

4

0

0

Đã nghiên cứu sự ảnh hưởng của hàm lượng nước từ 20 đến 74% trong nhũ tương
lên tổn thất áp ở các nhiệt độ khác nhau. Nhũ tương được bơm từ cốc (6) bằng máy bơm
G/5a (3) vào đường ống có đường kính trong 7mm. Nhiệt độ nhũ trong đường ống trong
thời gian tiến hành thí nghiệm được duy trì và điều chỉnh bằng nhiệt độ nước (8), nước
này được điều khiển bằng bộ ổn nhiệt (4). Sự tổn hao áp được xác định bằng chênh lệch
áp suất đầu vào và đầu ra của đường ống và được ghi lại bằng áp kế (5). Các thí nghiệm
được thực hiện ở các nhiệt độ khác nhau: 26, 30, 34, 40 và 45 °C. Trên hình 15 trình bày
đồ thị biễu diễn sự phụ thuộc của tổn áp theo nhiệt độ, được đo ở chế độ dòng chảy thiết
19

lập, của nhũ tương dầu nước với hàm lượng nước khác nhau. Rõ ràng, sự tổn hao áp lực
chỉ tăng lên theo hàm lượng nước đến 68%. Khi hàm lượng nước đạt gần 68% xãy ra
quá trình đảo pha, khi đó có sự chuyển từ nhũ tương nước trong dầu sang nhũ tương dầu
trong nước, độ nhớt của hệ giảm đáng kể. Trong quá trình tiến hành các thí nghiệm ở
các giá trị cố định: độ dày ống, đường kính trong, nhiệt độ nhũ và tốc độ dòng, độ chênh
áp ∆Р phụ thuộc vào độ nhớt hiệu dụng của nhũ. Vì vậy các kết quả thí nghiệm có thể
được trình bày ở dạng sự phụ thuộc độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương dầu nước theo
hàm lượng nước và nhiệt độ. Các kết quả thí nghiệm thu được trên mô hình phù hợp với
các kết quả thí nghiệm được thực hiện trên thiết bị Rotovisco RV-20. Các kết quả thí
nghiệm nghiên cứu được trình bày ở hình 16.
Xử lý các kết quả thí nghiệm nghiên cứu
Quá trình xử lý các dữ liệu thí nghiệm được thực hiện bằng phương pháp bình
phương tối thiểu, được trình bày trong bảng 3. Các dữ liệu thu được được trình bày ở
dạng đồ thị biễu diễn sự phụ thuộc của độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương dầu nước theo
hàm lượng nước và nhiệt độ (hình 17 và 18)
Từ kết quả nghiên cứu các tính chất lưu biến của dầu không nước của mỏ Bạch
Hổ nhận thấy rằng, các tính chất của dầu thay đổi mạnh ở trong khoảng nhiệt độ thấp
hơn 37°С. Dưới nhiệt độ này dầu có các tính chất phi Newton, và khi ở nhiệt độ cao hơn
37°С nó là chất lỏng Newton.
Sự phụ thuộc độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương theo hàm lượng nước được trình
bày theo hai khoảng nhiệt độ Т ≥ 370С và Т < 370С. Nó đem lại khả năng thu được các
mối liên hệ để xác định độ nhớt hiệu dụng, có tính đến sự biểu hiện tính phi Newton.
Trên hình 17 trình bày các kết quả nghiên cứu xác định độ nhớt của nhũ tương trong
khoảng nhiệt độ Т≥370С, còn trên hình 18 là Т<370С. Ở điều kiện này thì quá trình
chuyển pha xảy ra ở hàm lượng nước là 68%.
Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu được trình bày trong bảng 3 và các kết quả xử
lý bằng phương pháp bình phương tối thiểu đã thu được các công thức để xác định độ
20

nhớt hiệu dụng của nhũ tương dầu ở mỏ Bạch Hổ theo sự phụ thuộc vào hàm lượng
nước và nhiệt độ.
a) Độ nhớt hiệu dụng trong khoảng nhiệt độ từ 26 đến 37 oC và hàm lượng
nước đến 45%:
Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu thí nghiệm thu được được trình bày trong
bảng 3, đã thu được công thức để xác định độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương dầu mỏ
Bạch Hổ ở dạng sau (hình 18 và bảng 7):

µ ý = µ ot [1 + 1,2.10 −2 K µ−0,5W − 2,5.10 −4 K µ−0,8W 2 + 6,67.10 −6 K µ−0,8 5W 3 ]

, (3.3)

Trong đó:
Kµ =

µ ot
µ o 26

- Hệ số tính toán sự thay đổi độ nhớt khi thay đổi nhiệt độ;

µ ot

- độ nhớt của dầu trong khoảng nhiệt độ 260С ≤ t ≤ 350С;

µ o 26

- độ nhớt của dầu ở 260С;

Hệ số xác định R2= 0,9.

b) Độ nhớt hiệu dụng trong khoảng nhiệt độ từ 37 đến 55 oC và hàm lượng
nước đến 68%:
Tương tự công thức thu được để xác định độ nhớt hiệu dụng của nhũ tương sản
phẩm các giếng mỏ Bạch Hổ ở dạng sau (hình 17 và bảng 6):
µ ý = µot [1 + 1,3.10 −2 K µ−0, 7W − 9,0.10 −4 K µ0, 2W 2 + 6,67.10 −6 K µ1,5W 3 ]

,

(3.4)

Trong đó:
Kµ =

µot
µ o 37

- Hệ số tính toán thay đổi độ nhớt khi thay đổi nhiệt độ;

µ ot

- đọ nhớt của dầu trong khoảng nhiệt độ 370С < t  550С;

µ o 37

- độ nhớt của dầu ở to= 370С;

Hệ số xác định R2= 0,92.

21

c) Độ nhớt hiệu dụng trong khoảng nhiệt độ từ 37 đến 55 oC và hàm lượng
nước từ 68% đến 100%:
µ ý = µ w [1 + 3,3K µ−3 (100 − W ) − 0,4 K µ−3,5 (100 − W ) 2 + 0,0168 K µ−2,5 (100 − W ) 3 ]

,

(3.5)

Trong đó: µ w - độ nhớt của nước;
Hệ số xác định R2=0,9.
Trong bảng 6 và 7 trình bày các kết quả đánh giá sai số tính toán độ nhớt hiệu
dụng của nhũ tương bằng công thức thu được.
Trên cơ sở các phương trình để xác định độ nhớt nhũ tương của các tác giả khác
nhau đã xây dựng mối liên hệ của độ nhớt hiệu dụng (µэ) và hàm lượng nước (W) đối
với dầu Bạch Hổ ở nhiệt độ Т=370С (µс ở Т=370С) . Các đường cong phụ thuộc của độ
nhớt theo hàm lượng nước trong nhũ của các phương trình này được trình bày ở hình 19.
Trên các đồ thị này thể hiện sự so sánh các kết quả thí nghiệm và tính toán của độ nhớt
theo hàm lượng nước.
II.

Nghiên cứu các phương pháp xử lý dầu nhiều paraffin ở LD "Vietsovpetro" để

1.1.

vận chuyển bằng đường ống ngầm
Giới thiệu và phân tích tất cả các phương pháp xử lý dầu trên thế giới
Vào những năm gần đây, việc thiết kế khai thác các mỏ dầu khí ở thềm lục địa

và biển sâu đã phát triển mạnh trên thế giới. Khai thác dầu được thực hiện không chỉ từ

các giàn cố định (vịng Mêhicô, Đại Tây Dương, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân
tạo (thềm lục địa California). Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, những tính chất hóa lý
của dầu đã để lại những dấu nét đặc trưng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản
phẩm của giếng.
1.1.1. Bơm trộn dầu nhiều paraffin với các dung môi hoặc dầu có độ nhớt thấp
Để làm tính lưu biến của dầu nhiều parafin tốt hơn có thể sử dụng các chất hòa
tan: condensat, xăng, dầu diezel hoặc dầu thô có đọ nhớt thấp.
Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh có khai thác đồng thời dầu với tính chất khác
nhau, độ nhớt cao, nhiều parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dầu nhiều
parafin độ nhớt cao với dầu không parafin độ nhớt thấp khi bơm chuyển có khả năng
22


giảm nhiệt độ đông đặc của hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và như vậy
giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi
quy định.
Tuy nhiên phương pháp này trong một số trường hợp làm tăng khả năng lắng
đọng parafin và asphalten trên thành ống và như vậy lại cần những biện pháp công
nghệc ó hiệu quả, những chi phí bổ sung để chống lắng đọng parafin và asphalten.
1.1.2.

Bơm chuyển dầu nóng
Sử dụng dầu nóng là một trong những phương pháp phổ biến nhất để loại bỏ

parafin. Parafin được hoà tan và nóng chảy ở nhiệt độ cao. Vì vậy có thể dùng dầu nóng
hoặc hơi nước nóng có nhiệt độ cao để làm nóng chảy parafin. Dầu nóng (hoặc hơi nước
nóng) có thể được bơm xuống ống khai thác của các giếng, nơi có lắng đọng parafin
trong các thiết bị. Parafin đó được gia nhiệt bởi dòng dầu nóng (hay hơi nóng) bơm vào
và tan ra, chảy xuống đáy giếng nơi có nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của dầu khai
thác.

Tuy nhiên việc bơm dầu nóng có nhược điểm là làm gián đoạn quá trình khai
thác dầu do phải dừng giếng và có thể gây ra sự sụt giảm độ thấm nếu sáp lỏng đi vào
trong vỉa, đặc biệt trong các giếng có nhiệt độ vỉa thấp hơn 160 oF. Rủi ro lớn hơn là các
hang hốc nứt nẻ hay các lỗ rỗng của vỉa sẽ có thể bị bịt lại, lúc này dầu từ trong vỉa sẽ
rất khó có thể di chuyển ra đáy giếng để đưa lên bề mặt. Sự cố vỉa có thể xảy ra khi
parafin nóng chảy hay parafin bão hoà trong dầu đi vào vỉa, nơi có nhiệt độ thấp hơn
điểm đục của dầu nóng hoặc thấp hơn điểm nóng chảy của parafin. Vỉa sẽ làm lạnh dầu
nóng do vậy làm cho parafin lắng đọng trong các lỗ rỗng trong đá. Hơn nữa dùng
phương pháp này phải có dầu nóng của những giếng bên cạnh
Nước nóng cũng được sử dụng để làm sạch giếng đã được hoàn thiện tại vỉa có
nhiệt độ thấp. Dầu nóng hay nước nóng có thể ảnh hưởng tới sự loại bỏ parafin, nhưng
phải chú trọng để ngăn cản parafin nỏng chảy không chảy vào giếng và kết tủa lại. Hiệu
suất của giếng có thể giảm nếu các hạt rắn bị đẩy vào trong các vết nứt, các lỗ trong vỉa
23


hay các lỗ thủng. Dòng hơi được sử dụng để làm nóng chảy parafin hay asphalten bên
trong ống dẫn, ống khai thác, ống chống, thân giếng khoan, hay vỉa.
Bất kỳ sự ứng dụng về nhiệt nào để loại bỏ parafin nên được thực hiện trước khi
một lượng lớn chất lắng đọng tích tụ. Sử dụng dầu nóng theo một khoảng thời gian nhất
định có hiệu quả đối với những giếng mà tốc độ lắng kết parafin đã xác định rõ.
1.1.3.

Bơm chuyển dầu đã xử lý nhiệt
Quá trình xử lý nhiệt được thực hiện như sau: dầu sau khi gia nhiệt đến nhiệt độ

cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin, được làm lạnh trong những điều kiện phù hợp
để tạo thành cấu trúc tinh thể có độ bền thấp nhất. Các tác động đến việc sử dụng
phương pháp: Độ bền của cấu trúc mạng tinh thể phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý, điều kiện
làm lạnh, hàm lượng parafin, nhựa và atsphalten có trong dầu. Mỗi loại dầu có một nhiệt

độ tối ưu riêng.
Kết quả nghiên cứu tiếp theo khẳng định rằng, tính chất lưu biến của dầu sau khi
gia nhiệt thường không ổn định và xấu dần theo thời gian. Đun nóng lại dầu đã xử lý đến
nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ tối ưu làm giảm đáng kể hiệu quả xử lý.
Áp dụng phương pháp xử lý nhiệt trên thực tế luôn đòi hỏi vốn đầu tư và chi phí
sản xuất lớn do phải lắp đặt và duy trì lượng lớn lò nung, máy làm lạnh.
1.1.4.

Bơm chuyển dầu đã xử lý bằng hóa chất hạ điểm đông
Hóa chất hạ điểm đông (Depressator) được dùng trong xử lý dầu với mục đích

làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu, làm tốt hơn tính lưu biến của dầu thô. Các chất hạ
điểm đông không làm giảm độ nhớt của dầu ở nhiệt độ cao. Tác động của chúng chỉ thấy
rõ ở nhiệt độ thấp khi trong dầu xảy ra quá trình hình thành cấu trúc.
Hiệu quả của phương pháp xử lý dầu phụ thuộc vào tính chất lý hóa của dầu và
điều kiện xử lý. Thường các chất hạ điểm đông được bơm vào dàu với hàm lượng 0,050,2% (dạng thương phẩm) ở điều kiện nhiệt độ mà tại đó phần lớn parafin đã nằm ở
trạng thái hòa tan. Hóa chất hạ điểm đông tăng cường và củng cố hiệu quả xử lý nhiệt.

24


Tuy nhiên hiệu quả của hóa chất hạ điểm đông phụ thuộc rất lớn vào thành phần
và tính chất của dầu. Không có loại hóa chất hạ điểm đông chung cho tất cả các loại dầu,
cùng một loại hóa chất nhưng có hiệu quả đối với loại dầu parafin mỏ này nhưng không
hiệu quả đối với dầu nhiều parafin mỏ khác.
Cơ chế hoạt động của hóa chất hạ điểm đông đến nay vẫn chưa được giải thích
hoàn chỉnh. Ở đây thể hiện tính chất hai mặt khi sử dụng các chất làm hạ điểm đông.
Thứ nhất: Hóa chất hạ điểm đông cùng với parafin tạo nên các tinh thể hỗn hợp
và như vậy làm thay đổi cấu trúc của chúng đồng thời ngăn ngừa sự hình thành mạng
cấu trúc dày đặc.

Thứ hai: các phàn tử của chất hạ điểm đông sẽ bao quanh các hạt tinh thể parafin
tạo thành và ngăn ngừa sự tăng trưởng kích thước của chúng.
1.1.5.

Bơm chuyển nước – dầu
Bơm chuyển nước-dầu là một trong những phương pháp vận chuyển có hiệu quả

trên thế giới đối với dầu nhiều parafin độ nhớt cao. Vận chuyển nước-dầu bằng cách
bơm vào dòng dầu một khối lượng nước nhất định và thiết lập được những điều kiện
thủy động lực hợp lý cho chuyển động của hỗn hợp đã tạo thành.
Vận chuyển nước-dầu được thực hiện với những chế độ chảy và phương pháp
sau:
a)

Dòng chảy phân tầng;

b)

Dòng chảy vành khuyên: dầu bên trong, nước bên ngoài;

c)

Dòng chảy của nhũ tương dầu-nước (dầu trong nước).
Trong 3 phương pháp thì phương pháp b và c thường có kết quả cao hơn.
Phương pháp chảy vành khuyên: Đồng thời bơm vào đường ống dầu có độ nhớt
cao và nước sao cho dầu chảy bên trong vành khuyên nước. Để đạt được mục đích trên
phải sử dụng kỹ thuật chuyên dụng hoặc những đường ống có cấu trúc xoáy bên trong.
Phương pháp vận chuyển nhũ tương: Độ nhớt, sức cản sẽ giảm đi đáng kể khi ta
tạo được nhũ dầu nước thuận (dầu trong nước). Hỗn hợp dầu nước đó tạo thành khi
25