Nghiên cứu giải pháp công nghệ kiểm soát phản ứng hóa nhiệt ứng dụng trong loại trừ tích tụ sáp parafin trong hệ thống đường ống vận chuyển dầu thô

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------NGUYỄN ĐỨC HÙNG

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ KIỂM SOÁT PHẢN ỨNG HÓA NHIỆT
ỨNG DỤNG TRONG LOẠI TRỪ TÍCH TỤ SÁP – PARAFIN TRONG HỆ THỐNG
ĐƢỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU THÔ

Chuyên ngành : Kỹ thuật hóa học

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
CHUYỆN NGÀNH KỸ THUẬT HÓA HỌC

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC :
1. TS. ĐÀO QUỐC TÙY
2. TS.NGUYỄN VĂN NGỌ

Hà Nội – Năm 2015

1


Lời Cảm Ơn
Để hoàn thành khóa luận văn tốt nghiệp này, Em xin bày tỏ lòng biết ơn chân
thành, sâu sắc tới TS Đào Quốc Tùy trƣởng bộ môn hữu cơ hóa dầu trƣờng
Bách Khoa hà nội và TS Nguyễn Văn Ngọ nguyên giám đốc công ty nghiên
cứu ứng dụng và dịch vụ kỹ thuật DMC.RT thuộc tổng công ty dung dịch khoan
và hóa phẩm dầu khí. Đã trực tiếp hƣớng dẫn, tạo điều kiện để em làm tốt đƣợc
luận văn trên.
Em xin chân thành cảm ơn các anh chị công tác tại công ty nghiên cứu ứng
dụng và dịch vụ kỹ thuật DMC.RT. Cuối cùng em xin bày tỏ lời cảm ơn đến gia

đình, ngƣời than và bạn bè đã quan tâm chia sẻ những khó khăn và động viên
em hoàn thành tốt luận văn tốt nghiệp này.
Hà nội ngày 3 tháng 3 năm 2015
Học Viên

Nguyễn Đức Hùng

2


Lời Cam Đoan
Tôi xin cam đoan Luận văn này là công trình nghiên cứu thực sự của cá
nhân, đƣợc thực hiện dƣới sự hƣớng dẫn khoa học của TS Đào Quốc Tùy và
TS Nguyễn Văn Ngọ.
Các số liệu, những kết quả nghiên cứu đƣợc trình bầy trong luận văn này
trung thực và chƣa từng đƣợc công bố dƣới hình thức nào.
Tôi xin chịu trách nhiệm về nghiên cứu của mình.

Học viên

Nguyễn Đức Hùng

3


DANH MỤC HÌNH
Hình I.1. Hình ảnh minh hóa lắng đọng hữu cơ ................................................. 3
Hình I.2. Lắng đọng muối lấy từ mỏ Bạch Hổ .................................................. 7
Hình I.3.Lắng đọng muối trong ống khai thác theo Shlumbeger ...................... 7
Hình I.4. Ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của CaCO3 ........................... 10

Hình I.5. Ảnh hƣởng của áp suất riêng phần của CO2 tới độ hòa tan của
CaCO3 ............................................................................................. 11
Hình I.6. Ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của muối canxi sunphat ....... 13
Hình I.7. Cơ chế hình thành tích tụ lắng đọng muối ......................................... 17
Hình I.8. Ảnh hƣởng của hợp chất hữu cơ lấy từ lắng đọng muối tới sức
căng bề mặt trên ranh giới pha ...................................................... 18
Hình I.9. Ảnh hƣởng của hợp chất hữu cơ lấy từ lắng đọng muối tới động
học tạo lắng đọng muối trong phòng thí nghiệm ........................... 18
Hình I.10. Khả năng hòa tan muối CaCO3 của một số hóa phẩm chelat ........... 22
Hình I.11. Khoảng pH phát huy hiệu dụng trong hòa tan và giữ các ion
trong trạng thái lơ lửng của một số hóa phẩm chelat ..................... 22
Hình I.12 - Khả năng hòa tan muối canxi sunphat ............................................. 24
Hình I.13. Động học hòa tan lắng đọng từ BaSO4 của một số hóa phẩm
chelat ............................................................................................... 25
Hình I.14. Động học hòa tan cặn muối SrSO4 của một số hóa chất chelat ....... 26
Hình I.15. Phân bố n-parafin trong các mẫu lắng đọng .................................... 47
Hình I.16. Biểu đồ sắc ký mẫu lắng đọng giếng 1102 ...................................... 48
Hình I.17. Phân bổ n-parafin trong các mẫu lắng đọng .................................... 48
Hình I.18. Sắc ký đồ nParamns mẫu lắng đọng GK 1102, GK 809 và mẫu dầu thô
(BT) ........................................................................................................ 50

Hình II.1. Thiết bị đo pH dung dịch có bù nhiệt độ đƣợc sử dụng trong
nghiên cứu ...................................................................................... 52
Hình III.1. Đồ thị mô tả sự biến thiên pH và nhiệt độ của hệ hóa phẩm theo
thời gian lƣu (XT = 0,0%) ............................................................. 56
4


Hình III.2. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng xúc tác tới biến thiên pH dung dịch
và động học tạo nhiệt của hệ hóa phẩm (XT = 0,005%) ................ 58

Hình III.3. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng xúc tác tới biến thiên pH dung dịch
và động học tạo nhiệt của hệ hóa phẩm (XT = 0,01%) ................... 60
Hình III.4. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng xúc tác tới biến thiên pH dung dịch
và động học tạo nhiệt của hệ hóa phẩm (XT = 0,025%) ................. 61
Hình III.5. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng xúc tác tới biến thiên pH dung dịch
và động học tạo nhiệt của hệ hóa phẩm (XT = 0,05%) .................. 62
Hình III.6. Tập hợp kết quả ảnh hƣởng của hàm lƣợng chất xúc tác tới sự
biến thiên pH của hệ hóa phẩm (trƣờng hợp nhiệt độ ban đầu,
To=23oC) ......................................................................................... 63
Hình III.7. Tập hợp kết quả ảnh hƣởng của hàm lƣợng chất xúc tác tới động
học tạo nhiệt và thời gian bắt đầu phản ứng .................................. 64
Hình III.8. Ảnh hƣởng của nồng độ xúc tác tới thời gian bắt đầu phản ứng
toàn khối của khối hóa phẩm (với trƣờng hợp nhiệt độ ban đầu
của phản ứng là 23oC) .................................................................... 64
Hình III.8. Ảnh hƣởng của nhiệt độ ban đầu của khối hóa phẩm tới động
học tạo nhiệt và thời gian bắt đầu phản ứng của hệ hóa phẩm
không chứa xúc tác .......................................................................... 67
Hình III.9. Ảnh hƣởng của nhiệt độ ban đầu của khối hóa phẩm tới động
học tạo nhiệt và thời gian bắt đầu phản ứng của hệ hóa phẩm
chứa 0,01% xúc tác ......................................................................... 68

5


DANH MỤC BẢNG
Bảng I.1. Độ hòa tan của CaSO4.2H2O trong nƣớc cất (Ca2+ mg đƣợng
lƣợng/Lít) ....................................................................................... 13
Bảng I.2. Khả năng hòa tan CaCO3 trong các dung dịch axit ............................ 21
Bảng I.3. Một số chất phổ biến dùng trong lắng đọng cacbonnat và sunphat .... 23
Bảng I.4. Đặc tính cơ bản của dầu thô Bạch Hổ hỗn hợp .................................. 31

Bảng I.5. Đặc tính cơ bản của dầu thô mỏ Rồng hỗn hợp ................................. 32
Bảng I.6. Thành phần các hợp chất hydrocacbon và phi hydrocacbon trong
dầu thô mỏ Rồng và mỏ Bạch Hổ ................................................ 35
Bảng I.7. Thông số kỹ thuật của một số giếng mỏ Bạch Hổ có lắng đọng
parafin ............................................................................................ 36
Bảng I.8. Phân bố n-parafin trong thành phần lắng đọng .................................. 37
Bảng I.9. Kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm về khả năng hòa tan
lắng đọng parafin của dung môi Cxynol và hóa phẩm vi sinh ...... 38
Bảng I.10. Kết quả phân tích thành phần lắng đọng parafin và thành phần tan
trong hóa phầm VDK-CSL ............................................................ 39
Bảng I.11. Một vài đặc tính hóa phẩm VDK-CSL ............................................ 40
Bảng I.12. Kết quả nghiên cứu lắng đọng parafin trên thiết bị ngón tay lạnh .... 40
Bảng I.13. Kết quả thử nghiệm công nghiệp hóa phẩm ngăn ngừa lắng đọng
parafin ............................................................................................. 41
Bảng I.14. Kết quả phân tích thành phần hóa lý của mẫu lắng đọng ................ 42
Bảng I.15. Kết quả phân tích dải phân bố n-Paraffin ......................................... 43
Bảng I.16. Kết quả phân tích dải phân bố n-Paraffin ......................................... 46
Bảng III.1. Thành phần thiết kế dung dịch phản ứng ........................................ 54
Bảng III.2. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm (XT=0%) ............................................................. 55
6


Bảng III.3. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm (XT=0,005%) ...................................................... 57
Bảng III.4. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm (XT=0,01%) ........................................................ 59
Bảng III.5. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm ( XT=0,025% ) .................................................... 60
Bảng III.6. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời

gian thí nghiệm (XT=0,05%) ......................................................... 62
Bảng III.7. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm (XT= 0,0%) ......................................................... 66
Bảng III.8. Biến thiên pH dung dịch và nhiệt độ khối hóa phẩm theo thời
gian thí nghiệm (XT = 0,01%) ...................................................... 66

7


MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU .......................................................................................................... 1
Phần I: TỔNG QUAN VỀ LẮNG ĐỌNG SÁP-PARAFIN VÀ PHƢƠNG
PHÁP XỬ LÝ LOẠI TRỪ ....................................................................................... 3
I.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin và cơ chế gây lắng đọng ........................... 3
I.1.1. Khái niệm chung về lắng đọng sáp-parafin ..................................................... 3
I.1.1.1Khái liệm về lắng đọng hữu cơ ....................................................................... 3
I.1.1.2 Khái liệm về lắng đọng vô cơ ........................................................................ 5
I.1.1.3 Cơ chế gây lắng đọng hữu cơ ....................................................................... 8
I.1.1.4 Cơ chế gây lắng đọng vô cơ........................................................................... 9
I.1.2.Ảnh hƣởng của một số yếu tố tới quá trình tích tụ lắng đọng muối ................. 15
I.1.2.1 Ảnh hƣởng của điều kiện dòng chảy tới tích tụ lắng đọng muối .................. 15
1.1.2.2.Ảnh hƣởng của thành phần dầu tới tích tụ lắng đọng muối .......................... 16
I.1.3.Phƣơng pháp ngăn ngừa lắng đọng vô cơ......................................................... 19
I.1.3.1.Xử lý loại trừ tích tụ lắng đọng chứa muối cacbonat .................................... 20
I.1.3.2.Xử lý loại trừ lắng đọng chứa muối sunphat ................................................. 23
I.1.3.3 Các phƣơng pháp công nghệ ứng dụng cho xử lý tích tụ sáp-parafin
trong đƣờng ống vận chuyển dầu thô. ....................................................................... 27
I.1.3.3.1. Phƣơng pháp cơ học................................................................................... 27
I.1.3.3.2 Phƣơng pháp nhiệt ...................................................................................... 28
I.1.3.3.3. Phƣơng pháp hóa học................................................................................. 28

I.2. Một số thông tin, dữ liệu về thực trạng xử lý tích tụ parafin tại LD
Vietsovpetro ..............................................................................................................
I.2.1.Một vài nét về lịch sử chi phối nghiên cứu xử lý tích tụ parafin tại LD
Vietsovpetro .............................................................................................................. 30
I.2.2. Thực trạng tích tụ và việc nghiên cứu nhằm phòng ngừa, hoặc xử lý
loại trừ tích tụ sáp-parafin ở XNLD Vietsovpetro .................................................... 32
8


I.3. Nghiên cứu xác lập tiêu chí phục vụ lựa chọn hóa phẩm, phƣơng pháp
tiếp cận và phƣơng pháp nghiên cứu ........................................................................ 51
Phần I THÍ NGHIỆM ..................................................................................................... 52

II.1. Hóa chất: ............................................................................................................ 52
II.2. Thiết bị:.............................................................................................................. 52
II.3. Phƣơng pháp và quy trình thực hiện thí nghiệm ............................................... 53
Phần III. KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU VÀ THẢO LUẬN ......................................... 54
III.1. Thiết kế thành phần các hệ dung dịch cho thí nghiệm ..................................... 54
III.2. Nghiên cứu ảnh hƣởng của hàm lƣợng chất xúc tác tới biến thiên pH
dung dịch và động học tạo nhiệt của hệ hóa phẩm ................................................... 55
II.2.1. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0%, nhiệt độ dung dich ban đầu =
230C ........................................................................................................................... 55
II.2.2. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0,005%, nhiệt độ dung dich ban
đầu = 230C ................................................................................................................. 57
II.2.3. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0,01%, nhiệt độ dung dich ban
đầu = 230C ................................................................................................................. 58
II.2.4. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0,025% , nhiệt độ dung dich ban
đầu = 230C ................................................................................................................. 60
II.2.5. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0,05% , nhiệt độ dung dich ban đầu =
250C ...................................................................................................................................................... 61

II.2.6. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0%, nhiệt độ dung dich ban đầu = 300C
64.................................................................................................................................................... 65
II.2.7. Nghiên cứu với hàm lƣợng xúc tác = 0,01%, nhiệt độ dung dịch ban
đầu = 300C 64 ............................................................................................................ 66
KẾTLUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.................................................................................... 69

9


LỜI NÓI ĐẦU
Một trong những vấn đề nan giải trong vận chuyển dầu thô theo đƣờng ống
dƣới đáy biển là vấn đề tích tụ sáp-parafin trên thành ống. Tích tụ sáp-parafin làm
giảm tiết diện đƣờng ống, tăng trở lực dẫn tới giảm năng suất vận chuyển nói riêng,
chi phí vận chuyển nói chung. Tích tụ sáp-parafin còn có thể dẫn tới sự cố tắc
đƣờng ống, gây gián đoạn việc khai thác dầu thô gây tổn hại nghiêm trọng tới hiệu
quả kinh tế.
Bản chất hiện tƣợng tích tụ sáp-parafin nằm ở chỗ, trong quá trình vận
chuyển, dòng dầu nguội dần. Sự giảm nhiệt này và yếu tố thời gian làm những
tinh thể parafin có nhiệt độ kết tinh cao kết tinh trong dòng dầu đầu vào (từ
giếng dầu hoặc tàu chứa dầu…) lớn lên về kích thƣớc tụ kết tụ lại thành những
cụm tinh thể lớn hơn bám vào thành ống. Sự giảm nhiệt cũng làm cho một số
phân đoạn mới của parafin tiếp tục kết tinh thúc đẩy mức độ kết tụ và tích tụ.
Sáp-parafin, ngoài thành phần parafin, còn chứa asphanten, nhựa, một số hợp
chất có trọng lƣợng phân tử cao khác.
Thực tế khai thác dầu khí ở Việt Nam cho thấy, chỉ riêng tại các mỏ Bạch
Hổ và Rồng của Liên doanh Vietsovpetro, tổng chiều dài của hệ thống đƣờng
ống dẫn dầu dƣới đáy biển cũng có tới mấy trăm km. Ngoài hệ thống này, nhiều
công ty khai thác dầu khí nhƣ Cửu Long, Việt-Nhật (JVPC), Đại Hùng … hoặc
cũng có hệ thống ống dẫn dầu từ giàn khai thác tới các tàu chứa, hoặc cũng có
hệ thống ống dẫn dầu từ các đầu giếng chìm dƣới đáy biển tới giàn khai thác.

Các hệ thống này cũng luôn gặp phải hiện tƣợng tích tụ sáp-parafin và thƣờng
xuyên phải ngâm rửa (bằng xylen, condensat) rất tốn kém.
Thực tế trên cho thấy cần thiết phải nghiên cứu đƣa vào ứng dụng những
giải pháp công nghệ hợp lý có chi phí thấp phục vụ loại trừ tích tụ sáp-parafin trong
10


hệ thống đƣờng ống vận chuyển dầu thô. Cũng chính vì vậy, và trên cơ sở nghiên
cứu thăm dò đã thực hiện, chúng tôi xin đề xuất nội dung nghiên cứu:
“Nghiên cứu giải pháp công nghệ kiểm soát phản ứng hóa nhiệt ứng
dụng trong loại trừ tích tụ sáp-parafin trong hệ thống đường ống vận chuyển
dầu thô”
Kết quả của đề tài sẽ đóng góp vào việc thực hiện các mục tiêu tăng trƣởng
của ngành nói chung và mục tiêu phát triển KHCN nói riêng.

11


Phần I
TỔNG QUAN VỀ LẮNG ĐỌNG SÁP-PARAFIN
VÀ PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ LOẠI TRỪ
I.1. Khái niệm về lắng đọng sáp-parafin và cơ chế gây lắng đọng
I.1.1. Khái niệm chung về lắng đọng sáp-parafin
I.1.1.1Khái liệm về lắng đọng hữu cơ
Lắng đọng hữu cơ có thể tồn tại trong vùng cận đáy giếng, trong lòng
giếng, thân giếng, trong cần khai thác, trong hệ thống thiết bị bề mặt và trong
đƣờng ống dẫn dầu. Lắng đọng này chứa chủ yếu sáp (dạng rắn của các parafin
mạch thẳng), các hợp chất asphanten, nhựa, các hợp chất chứa vòng thơm khác.
Tham gia vào thành phần lắng đọng hữu cơ còn có một số vật liệu vô cơ nhƣ cát,
sét các tinh thể muối vô cơ (CaCO3, Fe2O3 , Fe(OH)3 ...). Tuy nhiên, sáp-parafin

chính là thành phần chính của lắng đọng hữu cơ. Thành phần hữu cơ lớn thứ hai
trong lắng đọng hữu cơ chính là nhựa và asphanten. Ví dụ về lắng lắng đọng hữu
cơ đƣợc đƣa trong Hình I.1.

12


Hình I.1.
Hình ảnh minh hóa lắng đọng hữu cơ
Lắng đọng sáp-parafin, theo tiêu chí trạng thái, đƣợc quan sát thấy ở hai
dạng là dạng đặc và dạng xốp nhão.
Dạng đặc thƣờng đƣợc tìm thấy trong cần khai thác, đƣờng ra và vào
trong những ống vận chuyển hỗn hợp dầu và khí. Dạng lắng đọng này thƣờng
phân bố tƣơng đối đều theo bề mặt bên trong thành ống.
Dạng xốp và nhão thƣờng đƣợc tìm thấy trong bình tách, bể chứa và trong
các đoạn đƣờng ống có vận tốc dòng chảy nhỏ. Dạng này gồm những hạt parafin
riêng biệt không liên kết chặt chẽ và không bám chặt vào bề mặt kim loại.
Quy luật phân bố lắng đọng sáp-parafin phụ thuộc vào biến thiên nhiệt độ
và chế độ dòng chảy. Trong cần ống khai thác, lắng đọng dƣới sâu là lắng đọng
chứa các parafin có nhiệt độ kết tinh cao và có chứa nhiều asphanten, nhựa.
Phần lắng đọng càng gần miệng giếng càng có cấu trúc mềm hơn. Loại này chứa
chủ yếu các parafin có nhiệt độ kết tinh thấp hơn (có số nguyên tử C thấp). Nói
chung, trong cần khai thác, yếu tố tác động tới quy luật phân bố sáp-parafin chủ
yếu là nhiệt độ.
Trong các đoạn ống nằm ngang tồn tại một quy luật phổ biến khác.
Nghiên cứu cho thấy mức độ tích tụ sáp-parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu
của đƣờng ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng chảy. Điều này
cho thấy, dƣới tác dụng của nhiệt độ và sự chảy, parafin nhanh chóng lắng đọng
nên tích tụ mạnh ở những đoạn đầu của đƣờng ống. Cùng với quá trình lắng
đọng, hàm lƣợng parafin dễ lắng đọng giảm dần, nên khả năng tích tụ cũng

giảm. Ngoài chịu tác động của gradien nhiệt độ, chế độ dòng chảy, tích tụ còn
chịu ảnh hƣởng của lực trọng trƣờng. Lực này có thể gây nên hiện tƣợng độ dày
tích tụ trong các đoạn ống nằm ngang tăng ở nửa dƣới của đƣợng ống. Nói
chung, lớp lắng đọng trên đƣờng ống tồn tại khi độ bền liên kết giữa lắng đọng
với thành ống lớn hơn ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo thành. Trong trƣờng
13


hợp ngƣợc lại, lớp lắng đọng tạo thành trên thành ống sẽ bị bào mòn và vỡ trôi
theo dòng chảy. Ứng suất tiếp tuyến đƣợc xác định theo công thức:
τ = λ v2 γ / 8g
Trong đó : τ : ứng xuất tiếp tuyến (g/cm2)
v : vận tốc trung bình của dòng chất lỏng (cm/s)
γ : Khối lƣợng riêng ( g/cm3 )
g : gia tốc trọng trƣờng (9.81m/s2)
λ : hệ số sức cản thuỷ lực.
I.1.1.2 Khái liệm về lắng đọng vô cơ
Lắng đọng vô cơ, nói chung có thành phần phức tạp [13]. Ở trong thời
kỳ khai thác đầu, thành phần phổ biến nhất của lắng đọng vô cơ là các muối:
Canxit - CaCO3 , Thạch cao - CaSO4.2H2O , Anhydrit - CaSO4 , Barit - BaSO4,
Asetin -SrSO4, Halit - NaCl ... Ở giai đoạn khai thác cuối, xuất hiện thêm các
muối sunphua mà phổ biến nhất là sunphua sắt - FeS. a goài các khoáng vật
phổ biến vừa nêu, lắng đọng vô cơ có thể chứa các khoáng khác nhƣ: MgCO3,
MgSO4, Ca(OH)2, Mg(OH)2, Fe(OH)3, Thạch anh - SiO2, Biotit-MgCl2.6H2O,
CaF2 ... Trong lắng đọng vô cơ ngƣời ta cũng thƣờng tìm thấy vật liệu lắng
đọng hữu cơ nhƣ: asphanten, nhựa, parafin, một số hợp chất thơm ... nói
chung, ngƣời ta cho rằng, cặn lắng đọng trong khai thác và xử lý dầu tại các
mỏ dầu có thành phần và cấu trúc phức tạp, phụ thuộc vào thành phần hóa học
của nƣớc, điều kiện nhiệt độ áp suất, đặc điểm khai thác mỏ.
Căn cứ vào cấu trúc của lắng đọng muối vô cơ, ngƣời ta chia chúng

thành: lắng đọng có cấu trúc tinh thể cỡ micro hoặc hạt nhỏ; lắng đọng có cấu
trúc lớp chắc đặc với các mức độ kết tinh khác nhau và có chứa lẫn vật chất hữu
cơ; lắng đọng có cấu trúc tinh thể lớn; lắng đọng có cấu trúc xốp.
Lắng đọng có cấu trúc tinh thể cỡ micro thƣờng tạo ra ở những cánh bơm
ly tâm, nắp van, đƣờng ống dẫn, van điều chỉnh... Lắng đọng nhiệt độ cao (bám
trên bề mặt ống trao đổi nhiệt, trên mặt thiết bị tách nƣớc khỏi dầu thô) thƣờng
thuộc loại cấu trúc này. Nói chung, trong các lắng đọng này chúng ta không
14


nhận ra cấu trúc lớp, vì chúng là một thể thống nhất. Loại lắng đọng có cấu trúc
này, nói chung là kém phổ biến. Trong Hình I.2 là hình ảnh lắng đọng trong
đƣờng ống dẫn tới thiết bị xử lý dầu thô tại mỏ Bạch Hổ của Xí nghiệp Liên
doanh Dầu khí Vietsovpetro. Phần kết tinh tốt là phần có bề mặt mịn, ánh trong.
Phần khác có màu xám là phần có mức độ kết tinh không đồng đều

và

chứa

nhiều tạp chất hữu cơ. Kiểu cấu trúc cặn lắng đọng nhƣ đƣa trong Hình I.2 đặc
trƣng cho chế độ khai thác thay đổi theo thời gian.
Phần mang tính phổ biến của cặn lắng đọng là phần có cấu trúc lớp. Với
loại có cấu trúc lớp nhƣ vậy, lớp lắng đọng gần thành ống thƣờng là lớp tinh thể
có cấu trúc micro xen lẫn với các hợp chất hữu cơ và theo mức độ xa dần từ lớp
này, là những lớp có cấu trúc tinh thể mịn, tinh thể trung bình và sau đó là lớp
tinh thể lớn hình kim. Mặt cắt ngang của dạng lắng đọng này trong ống thƣờng
có dạng ống hình trụ đặc trƣng bởi kiểu định hƣớng cấu trúc tinh thể phát triển
theo hƣớng từ bề mặt hƣớng về tâm. Lắng đọng kiểu này thƣờng thấy trong cần
khai thác và thiết bị đầu giếng. Theo điều kiện nhiệt động học, loại lắng đọng

này có thể đƣợc xếp vào có nhiệt độ trung bình. Trong hình I.3 chúng tôi đƣa
hình ảnh lắng đọng bám trên thành cần khai thác đại diện cho loại mà chúng tôi
vừa mô tả [12]. Đây chính là nghiên cứu của hãng dịch vụ kỹ thuật của Hoa Kỳ hãng Schlumberger.
Lắng đọng có cấu trúc xốp đặc trƣng cho điều kiện hình thành ở khoảng
nhiệt độ thấp nhƣ trong bể chứa dầu. Trong một số trƣờng hợp, lắng đọng dạng
này có thể tạo đá chứa các hốc không đều có tinh thể khoáng vật vây quanh.
Trong loại đá này tồn tại những tinh thể hình kim lớn có kích thƣớc lên tới
1020pm. Trên hình I.3, chúng ta nhìn rõ các tinh thể lớn của muối CaCO3 phát
triển theo hƣớng từ bề mặt hƣớng về tâm ống. Chính vì tính lồi lõm của bề mặt
cặn lắng đọng là một trong những nguyên nhân làm tăng mạnh trở lực dòng
chảy của lƣu thể trong ống.

15


Hình I.2
Lắng đọng muối lấy từ mỏ Bạch Hổ

Hình I.3
Lắng đọng muối trong ống khai thác theo Shlumbeger

16


I.1.1.3 Cơ chế gây lắng đọng hữu cơ
Dầu thô khi nằm trong vỉa chứa là hệ keo đa phân tán cân bằng. Mức độ
phân tán của các hợp phần nặng nhƣ asphanten, nhựa, các hợp chất có trọng
lƣợng phân tử cao... trong hệ này, ngoài phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất, còn phụ
thuộc vào thành phần hoá học, thành phần pha của dầu thô nhƣ :
+ Tỷ lệ các phân tử phân cực / không phân cực;

+ Tỷ lệ Hydrocacbon nhẹ / Hydrocacbon nặng;
+ Sự có mặt của các hạt có kích thƣớc hạt keo phân tán trong dầu.
Sự thay đổi của bất cứ một trong các yếu tố nêu trên dẫn đến sự mất cân
bằng chung của hệ và kết quả của nó là xảy ra hiện tƣợng kết tinh, kết tủa các
hợp chất parafin, nhựa, asphanten…
Trong quá trình khai thác, dòng dầu đi vào đáy giếng, chuyển động đi lên
theo lòng giếng, cần khai thác tới thiết bị bề mặt. Quá trình này đi liền với sự
giảm áp suất và nhiệt độ, sự tách pha khí của một số hydrocacbon parafin nhẹ.
Khi đƣợc xử lý trong các thiết bị bề mặt, xảy ra các quá trình nhƣ: tách một phần
các phân đoạn nhẹ, một phần nƣớc đồng hành; giảm nhiệt độ do trao đổi với môi
trƣờng; thay đổi áp suất... Trong quá trình bơm qua đƣờng ống dẫn dầu, quá
trình hạ nhiệt độ tiếp tục xảy ra. Sự mất cân bằng nhiệt động học và cân bằng
pha trong những trƣờng hợp vừa nêu, làm các cấu tử nặng nhƣ asphanten, nhựa
tách ra từ hỗn hợp dầu thô thành các mixen keo. Sự mất cân bằng này cũng làm
cho độ hòa tan của các parafin rắn giảm và khi nhiệt độ giảm tới một mức nào
đó, parafin bắt đầu kết tinh. Các nghiên cứu chỉ ra rằng, thứ tự kết tinh parafin
trong dầu bắt đầu từ parafin có trọng lƣợng phân tử cao, tức parafin có số phân
tử cacbon cao, tới các parafin có trọng lƣợng phân tử thấp hơn. Cùng với sự
giảm nhiệt độ và theo thời gian, các tinh thể parafin lớn lên. Chúng liên kết với
nhau tạo cụm tinh thể và khi gặp điều kiện thuân lợi tạo tích tụ lắng đọng.
Tồn tại 3 cơ chế thúc đẩy lắng đọng là cơ chế khuyếch tán phân tử, cơ chế
tán xạ do chuyển động trƣợt tƣơng đối và cơ chế chuyển động nhiệt (braonơ).

17


I.1.1.4 Cơ chế gây lắng đọng vô cơ
Muối vô cơ tan trong nƣớc bị lắng đọng khi điều kiện cân bằng, đƣợc
thiết lập trƣớc đó, thay đổi theo hƣớng không có lợi cho độ hoà tan của muối.
1)

Khi hai nguồn nƣớc có thành phần không tƣơng hợp trộn lẫn với nhau (Ví
dụ: khi nƣớc vỉa chứa muối CaCl2 hoà tan, tức chứa Cl- và Ca2+ trộn lẫn
với nƣớc giàu anion SO42- thì CaSO4 kết tủa) ;

2)

Khi điều kiện nhiệt động học thay đổi. Khi điều kiện nhiệt động học: nhiệt
độ, áp suất thay đổi độ hòa tan của muối trong nƣớc thay đổi và có thể trở
nên quá bão hòa dẫn tới kết tinh muối.

3)

Khi một, hoặc một vài muối, một hoặc một vài dạng ion mới tan vào có
thể tạo muối với ion hoà tan sẵn trong nƣớc trƣớc đó.
Cả 3 trƣờng hợp nêu trên đều có chung một điểm là sự mất cân bằng về

nồng độ của muối trong nƣớc, vì thế nguyên nhân sâu xa nhất có thể dẫn đến
lắng đọng phải là nguyên nhân kết tinh muối từ dung dịch nƣớc trong những
điều kiện nhất định.
Khoáng vật thứ sinh trong vỉa chứa thƣờng chứa các khoáng canxit, thạch
cao, zeolit, halit... Chúng đƣợc hình thành từ các hoạt động kiến tạo, thuỷ nhiệt
và phong hoá. Nƣớc vỉa nội tại trong các vỉa chứa này thƣờng đƣợc bão hoà bởi
các muối hoà tan. Nƣớc bơm ép vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất hoặc đẩy dầu
cũng có thể trở nên bão hoà khi các muối có trong vỉa tiếp tục hoà tan vào đó. ẩ
hƣ vậy, khi còn nằm trong vỉa, nƣớc vỉa hoặc nƣớc bơm ép vỉa đã chứa một
lƣợng các muối hoà tan nào đó và thậm chí có thể đã trở nên bão hoà đối với
một số muối. Khả năng hoà tan và bão hoà muối trong nƣớc vỉa hoặc nƣớc bơm
ép phụ thuộc vào nguồn cung cấp ion tạo muối và điều kiện nhiệt động học
(nhiệt độ, áp suất) trong vỉa chứa.

Trong quá trình khai thác, nƣớc đồng hành cùng dầu (chính từ nguồn
nƣớc vỉa hoặc nƣớc bơm ép đƣợc đề cập đến ở trên) đi qua vùng cận đáy giếng,
vào lòng giếng, theo đƣờng ống vận chuyển đi lên bề mặt vào các thiết bị xử lý.
Tại hầu hết các vị trí, nƣớc đồng hành đi qua, áp suất, nhiệt độ thay đổi, tức điều
kiện nhiệt động học thay đổi, làm một số muối trở nên quá bão hoà và chúng kết
18


tinh trong dòng chảy. Ở vị trí mà có các điều kiện nhiệt động học thay đổi càng
mạnh khả năng mất cân bằng càng lớn mức độ kết tinh càng mạnh.
Trên hình I.4 chúng tôi đƣa quan hệ độ hòa tan trong nƣớc của CaCO3 ở
các nhiệt độ khác nhau [8]. Quan hệ này cho thấy, theo chiều tăng của nhiệt độ,
độ hòa tan trong nƣớc của CaCO3 giảm dần. Điều này có nghĩa rằng, nếu dùng
nƣớc có nhiệt độ thƣờng đã hòa tan một lƣợng CaCO3 nào đó để bơm ép vào
vỉa, thì khi gặp nhiệt độ cao bị hâm nóng lên muối CaCO3 sẽ kết tinh trong vỉa.
Thế nhƣng, mặt khác, quan hệ trên hình I.4 cũng lại cho thấy, nƣớc bão hòa
muối CaCO3 trong vỉa sẽ không thể tạo kết tinh khi nhiệt độ của nó giảm đi. Nói
cách khác sự giảm nhiệt độ chƣa phải là điều kiện để CaCO3 kết tủa trong long
giếng và trên bề mặt, khi theo quá trình đi lên từ vỉa, nhiệt độ dòng nƣớc giảm đi.
Áp suất riêng phần của CO2 mới là nguyên nhân chính gây kết tinh muối
CaCO3 tại vùng cận đáy giếng, trong lòng

giếng và trong hệ thống thiết bị vận

chuyển, xử lý trên bề mặt. Trong hình I.5, chúng tôi đƣa quan hệ độ hòa tan
trong nƣớc của CaCO3 ở các áp suất riêng phần của khí CO2 [8].

19

tới độ hòa tan của CaCO3
Quan hệ này cho thấy, áp suất ảnh hƣởng tới độ hòa tan của CaCO3 mạnh
hơn nhiều so với nhiệt độ. Cụ thể là, ở điều kiện nhiệt độ miệng giếng, độ hòa
tan trong nƣớc của CaCO3 là 40 mg/L, thì trong điều kiện áp suất miệng giếng
10 atm. độ hòa tan trong nƣớc của CaCO3 là 500mg/L, tức áp suất ảnh hƣởng tới
độ hòa tan trong nƣớc của CaCO3 lớn hơn trên 10 lần ảnh hƣởng của nhiệt độ.
Khi nhiệt độ biến thiên từ 1400C (nhiệt độ đáy giếng) đến 400C (nhiệt độ miệng
giếng) độ hòa tan của CaCO3 tăng từ 10 mg/L lên tới 40 mg/L. Trong điều kiện
giếng tƣơng tự, áp suất giảm từ trên 100 atm. xuống 10 atm., độ hòa tan của
CaCO3 giảm từ 1.000 mg/L xuống còn 500 mg/L. Điều này có nghĩa rằng, quá
bão hòa đối với nƣớc chứa muối CaCO3 hòa tan chỉ xảy ra theo cơ chế thay đổi
áp suất riêng phần của CO2. Trong trƣờng hợp này, chúng ta nên tập trung chú ý
nhiều tới áp suất. Ngoài vấn đề mang tính vật lý về thay đổi áp suất, CO2 còn tác
động tới khả năng hòa tan và bão hòa của CaCO3 trong nƣớc thông qua cơ chế
hóa học. Chính vì vậy, nhiều khi nhìn vào thành phần hóa học của nƣớc ta chƣa
thể xác định đƣợc liệu thành phần này có thể là nguyên nhân sâu xa dẫn tới lắng

20


đọng muối CaCO3 hay không. Nhƣ chúng ta biết, CO2 hòa tan trong nƣớc tạo 03
sản phẩm [4, 7, 14]:
CO2 + H2O  H2CO3

(1.1)

H2CO3  H+ + HCO3- (1.2)
HCO3-  H+ + CO32-

(1.3)

Dạng tồn tại sản phẩm hòa tan của CO2: H2CO3 hay HCO3- hay CO32- phụ thuộc
vào pH dung dịch nƣớc. Cụ thể là, khi pH của nƣớc nhỏ hơn 6,4, CO2 ở dạng
H2CO3. Khi pH nằm trong khoảng 6,310,3, trong nƣớc tồn tại hai dạng ion:
CO32- và HCO3-, nhƣng chủ yếu là ở dạng HCO3-. Còn khi nƣớc có pH lớn hơn
10,3, CO2 chỉ có mặt trong nƣớc dƣới dạng CO32-. Nhƣ vậy, đối với nƣớc chứa
CO2 có pH trong khoảng 6,410,3 , khoảng thƣờng gặp đối với nƣớc đồng hành
khai thác [2], muối canxit - CaCO3 đƣợc tạo thành theo phản ứng :
Ca2+ + 2HCO3-  CaCO3 + CO2 T + H2O (1.4)
Phản ứng

trên cho thấy, cân bằng sẽ chuyển dịch về phía kết tủa muối

CaCO3 khi CO2 tách khỏi dung dịch. Nói cách khác, nếu nƣớc đồng hành khai
thác có chứa đồng thời các ion Ca2+, HCO3- nhƣng chƣa đạt quá bão hòa, thì
trên đƣờng đi lên, áp suất hạ, khí CO2 tách ra có thể dẫn tới kết tủa khoáng
canxit - CaCO3. Trên thực tế nhiều nghiên cứu [14] cho thấy, vị trí xảy ra tích tụ
muối CaCO3 chính là ở độ sâu nơi xảy ra tách khí CO2.
Nhƣ vậy, yếu tố ảnh hƣởng lớn tới sự kết tinh muối CaCO3 thông qua
ảnh hƣởng tới mức độ quá bão hòa muối CaCO3 trong nƣớc đồng hành theo lƣu
thể đi lên từ đáy giếng đến hệ thống khai thác là sự suy giảm áp suất và sự tách
khí CO2. Thay đổi nhiệt độ dọc theo hệ thống khai thác, ngƣợc lại làm giảm khả
năng quá bão hòa, giảm khả năng kết tinh của CaCO3.
Sự kết tinh muối sunphat (CaSO4, CaSO4.2H2O, SrSO4...), do không có
mặt của pha khí xảy ra theo cơ chế đơn giản hơn. Phƣơng trình hóa học tạo các
muối trên có dạng sau:
Ca2+ + SO42- = CaSO4
Ca2+ + SO42- + 2H2O = CaSO4. 2H2O
Sr2+ + SO42- = SrSO4
21

(1.5)
(1.6)
(1.7)


Các nghiên cứu cơ bản chỉ ra rằng, ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ thƣờng,
độ hòa tan của CaSO4.2H2O giảm khi nhiệt độ tăng. Độ hòa tan này giảm còn
một nửa khi nhiệt độ tăng từ nhiệt độ 300C tới 1000C. Các số liệu này cho phép
rút ra tính quy luật là, muối CaSO4.2H2O tan trong nƣớc đồng hành khi di
chuyển từ đáy giếng lên bề mặt có thể kết tinh một cách dễ dàng để rồi tạo điều
kiện cho tạo cặn muối. Trong hình I.6, chúng tôi đƣa kết quả nghiên cứu của
[14] về ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của các dạng muối canxi sunphat.

Hình I.6
Ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của muối canxi sunphat
Trong những yếu tố quan trọng cần tính đến trong quá trình nghiên cứu nhằm
tìm ra giải pháp xử lý loại trừ và ngăn ngừa tích tụ chứa thạch cao.
Bảng I.1.
Độ hòa tan của CaSO4.2H2O trong nƣớc cất (Ca2+ mg đƣợng lƣợng/Lít)
Nhiêt độ, 0C

Áp suất
Atm.

600C

900C

1100C

1300c

1500c

0

29,60

27,23

26,68

26,02

25,24

80

32,00

29,95

29,56

28,90

28,12

120

33,20

31,31

31,00

30,34

29,56

160

34,40

32,67

32,41

31,78

31,00

230

36,50

35,02

34,96

34,34

33,57

22


Điều trên có nghĩa rằng, trong điều kiện đƣờng ống vận chuyển, quy luật
thay đổi nhiệt độ và áp suất đều dẫn tới thúc đẩy kết tinh muối CaSO4.2H2O.
Nhƣ trên đã đƣa và phân tích, quá bão hòa, thay đổi điều kiện nhiệt động
học là nguyên nhân gây kết tinh muối. Trên bình diện nghiên cứu tổng thể,
ngƣời ta cho rằng, cơ chế gây kết tinh muối lắng đọng liên quan tới 4 quá trình
lý hóa sau:
1)

Sự quá bão hòa đối với muối của nƣớc đồng hành trong khai thác;

2)

Sự tạo mầm kết tinh của muối;

3)

Sự phát triển của các tinh thể;

4)

Sự tái kết tinh chuyển pha.

Tất cả các yếu tố tác động tới 4 quá trình trên đều có thể ảnh hƣởng tới
hình thành lắng đọng, cũng nhƣ cấu trúc của cặn lắng đọng. Sự thay đổi điều
kiện nhiệt động học (nhiệt độ, áp suất) là nguyên nhân trực tiếp dẫn tới quá bão
hòa muối tan trong nƣớc tạo điều kiện cần và đủ cho kết tinh muối từ nƣớc. Sự
có mặt của các vật chất hữu cơ (asphanten, nhựa, hợp chất thơm...), vô cơ (các
hạt vô cơ mịn nhƣ cát, sét...) của bề mặt hấp phụ (bề mặt thiết bị, hoặc bề mặt
cặn lắng đọng...), của bề mặt phân cách pha (khí tách ra từ pha lỏng) lại là
những yếu tố ảnh hƣởng mạnh tới kết tinh thông qua quá trình tạo mầm kết tinh.
* Cơ chế khuếch tán phân tử
Trong quá trình chuyển động theo đƣờng ống, dầu trao đổi nhiệt với môi
trƣờng xung quanh. Quá trình trao đổi nhiệt có thể làm cho nhiệt độ dòng dầu
giảm xuống dƣới nhiệt độ xuất hiện parafin và làm cho phần parafin có nhiệt độ
kết tinh cao kết tinh. Mới đầu, do hàm lƣợng còn thấp, kích thƣớc còn hạn chế,
các tinh thể parafin có xu hƣớng phân tán đều trong dòng chảy. Chỉ một phần
nhỏ các tinh thể bám lên thành ống dẫn. Cùng với sự tiếp tục giảm của nhiệt độ,
kích thƣớc tinh thể kết tinh trƣớc lớn lên, số lƣợng tinh thể kết tinh mới tăng lên,
quá trình liên kết giữa các tinh thể đƣợc đầy mạnh và các cụm này và tinh thể
riêng biệt có xu hƣớng bám lên thành ống và phần tinh thể bám trƣớc ngày càng
mạnh. Khi xu hƣớng này lớn đến mức độ nào đó thì tồn tại sự khác biệt về nồng
độ các tinh thể và cụm tinh thể parafin trong tiết diện ngang của ống dẫn. Nồng
23


độ tinh thể cao nhất đạt đƣợc tại tâm dòng chảy. Sự chênh lệch về nồng độ này
chính là động lực có tự nhiên nhiệt làm cho các tinh thể parafin chuyển động
theo hƣớng ly tâm tới thành ống và bám dính vào đó. Cơ chế gây lắng đọng nhƣ
vậy đƣợc gọi là cơ chế khuyếch tán phân tử.
* Cơ chế phân tán do chuyển động trượt tương đối
Các tinh thể parafin khi còn nhỏ tạo thành huyền phù trong dòng chảy, có
khuynh hƣớng chuyển động với vận tốc trung bình theo hƣớng dòng chảy xung

quanh. Tuy nhiên, dƣới tác dụng của sự trƣợt tƣơng đối giữa các lớp chất lỏng,
ngoài tham gia chuyển động với dòng dầu, các tinh thể parafin còn bị cƣỡng bức
tham gia vào chuyển động ngang theo hƣớng ly tâm. Kết quả là các hạt tinh thể
parafin từ lõi turbulent bị đẩy đến thành ống, nơi các phân tử parafin rắn đã lắng
đọng trƣớc đó theo cơ chế khuếch tán phân tử và tiếp tục lắng đọng. Nói chung,
lắng đọng do cơ chế phân tán do chuyển động trƣợt tƣơng đối không bền bằng
lắng đọng do cơ chế khuếch tán phân tử.
Các thông số ảnh hƣởng đến quá trình này tích tụ parafin bao gồm: bề mặt
thành ống, tốc độ dòng chảy, số lƣợng parafin trong dòng, hình dạng và kích
thƣớc các hạt. Trên thực tế, cơ chế lắng đọng parafin thƣờng là sự tổ hợp của hai
cơ chế. Tuy nhiên, cơ chế khuếch tán phân tử chiếm ƣu thế, ở nhiệt độ thấp hơn
nhiệt độ nóng chảy của parafin.
I.1.2. Ảnh hƣởng của một số yếu tố tới quá trình tích tụ lắng đọng muối
Không phải cứ có muối kết tinh là có lắng đọng, tích tụ lắng đọng muối.
Các tinh thể muối kết tinh chỉ tụ lại thành lắng đọng muối khi gặp điều kiện
thuận lợi. Đó không chỉ là điều kiện quy định sự hình thành các tinh thể muối
mà còn là điều kiện để chúng phát triển và tích tụ. Để có tích tụ muối cần có
thêm những yếu tác động khác mà chúng ta sẽ nghiên cứu ở phần dƣới.
I.1.2.1.Ảnh hƣởng của điều kiện dòng chảy tới tích tụ lắng đọng muối
Thông thƣờng các tinh thể nhỏ thƣờng bị dòng chảy đƣa đi xa khỏi vị trí
chúng sinh ra. Khi các tinh thể lớn lên tới một kích thƣớc nào đó thì khả năng
chúng bị cuốn đi cũng nhỏ dần và khả năng lắng đọng lại lớn theo. Để có thể tạo
lắng đọng muối các tinh thể muối cần đƣợc kiên kết lại, hoặc đƣợc liên kết lên
24


vật liệu nào đó. Chính vì vậy, lắng đọng muối xuất hiện mạnh ở những vị trí có
sự thay đổi mạnh về tốc độ dòng chảy hoặc đổi hƣớng dòng chảy (van, bơm,
khúc quanh ...), vì tại đây, dòng chảy đã ép các hạt tinh thể lại gần tạo điều kiện
cho chúng liên kết với nhau và liên kết với mặt thiết bị. Trong đƣờng ống tiết

diện đều, các tinh thể muối kết tinh tụ lại chậm hơn và nguyên nhân ở đây là các
tinh thể lơ lửng trong lƣu thể chuyển động bên sát thành ống có vận tốc rất nhỏ
(do ma sát với thành ống, và do profin dòng chảy đã ép chúng vào thành), nên
rất dễ bị hấp phụ lên bề mặt ống vốn đƣợc bao phủ bởi lớp vật liệu hữu cơ. Khi
các hạt tiến quá gần các hạt khác hoặc bề mặt có sẵn, lực hút phân tử Van-đécvan sẽ giữ chúng lại trên bề mặt. Tại điểm tách khí trong cần khai thác, lắng
đọng muối cũng phát triển mạnh. Nguyên nhân ở đây là sự kết hợp của việc tăng
đột biến xác suất tạo mầm kết tinh khi xuất hiện của lƣợng lớn bề mặt phân cách
pha khí-lỏng và của việc dòng chảy rối đã làm tăng khả năng của các tinh thể
trong va chạm và dẫn tới liên kết giữa chúng. Trong nhiều nghiên cứu, ngƣời ta
phát hiện rằng, ở chiều sâu 300360m, nơi thƣờng xảy ra giãn nở mạnh của chất
khí nói chung, khí CO2 nói riêng, lắng đọng muối đƣợc hình thành rất mạnh.
I.1.2.2.Ảnh hƣởng của thành phần dầu tới tích tụ lắng đọng muối
Hợp phần hữu cơ chứa trong lắng đọng muối thƣờng chứa asphanten,
nhựa, parafin không no, các hợp chất thơm, hợp chất chứa lƣu huỳnh, axit tan
trong nƣớc naphtalen và muối của các axit... Theo nghiên cứu [12.13] các thành
phần trên thƣờng chiếm tỷ lệ có xác suất sau trong phần hữu cơ: asphanten:
5,924,3%, nhựa: 1236%, hợp chất thơm cộng parafin không no: 53,464,8%,
các hợp chất tan trong nƣớc: 0,2760,394%. nghiên cứu này cũng cho thấy, các
hợp chất tan trong nƣớc chứa trong dầu nhƣ các axit và muối của nó có ảnh
hƣởng rất mạnh tới quá trình tạo lắng đọng muối, độ khoáng hóa của nƣớc thì
ngƣợc lại làm giảm quá trình tạo lắng đọng muối. Theo kết quả nghiên cứu của
các tác giả này, tại vùng cận đáy giếng, do tính rối của dòng chảy và sự pha trộn
mạnh giữa nƣớc và dầu, những hợp chất tan trong nƣớc chứa trong dầu chuyển
sang tan trong nƣớc và là nguyên nhân chính gây ra lắng đọng muối tại vùng cận
đáy giếng. Cụ thể hơn, vai trò của các hợp chất tan trong nƣớc này là hấp phụ
25