THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU TRẮNG

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU
TRẮNG

HÀ NỘI, 6-2017


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

THÁI BÁ VŨ
LỚP: KHOAN - KHAI THÁC B – K57

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN TẠI MỎ GẤU
TRẮNG

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

GIÁO VIÊN CHẤM

ThS. NGUYỄN VĂN THÀNH

PGS.TS. LÊ XUÂN LÂN

MỤC LỤC:
LỜI NÓI ĐẦU.........................................................................................................1
CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT........................................................................3
1.1. Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí.........................................3
1.1.1. Chức năng và đặc điểm chung của thu gom và xử lý dầu khí..........................3
1.1.2. Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí......................................4
1.2. Paraffin và ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí.............13
1.2.1. Tính chất lý-hóa của Paraffin.........................................................................13
1.2.2. Ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí...........................13
1.2.3. Cơ chế tích tụ Paraffin...................................................................................14
1.3. Các phương pháp xử lý tích tụ Paraffin............................................................19
1.3.1. Phương pháp cơ học......................................................................................19
1.3.2. Phương pháp nhiệt học..................................................................................20
1.3.3. Phương pháp hóa học....................................................................................21
1.4. Các phương pháp vận chuyển dầu nhiều Paraffin.............................................21
1.4.1. Phương pháp trộn dầu nhiều paraffin với các dung môi hoặc với dầu có độ
nhớt thấp.................................................................................................................. 21
1.4.2. Phương pháp bơm chuyển dầu nóng..............................................................23
1.4.3. Phương pháp vận chuyển dầu khi xử lý nhiệt................................................24
1.4.4. Phương pháp bơm chuyển dầu khi xử lý bằng hóa phẩm..............................26
1.4.5. Phương pháp bơm chuyển nước - dầu:..........................................................30
1.4.6. Phương pháp bơm chuyển dầu bão hòa khí...................................................32
1.4.7. Bơm chuyển dầu bằng các nút đẩy, phân cách...............................................33
1.4.8. Phương pháp vận chuyển hỗn hợp dầu khí....................................................33
CHƯƠNG II. GIẢI PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN Ở MỎ
GẤU TRẮNG.........................................................................................................41
2.1. Tổng quan về mỏ Gấu Trắng............................................................................41
2.2. Các vấn đề trong vận chuyển dầu ở mỏ Gấu Trắng..........................................49
2.2.1. Tính chất lý hóa của dầu thô ở mỏ Gấu Trắng...............................................49

2.2.2. Đặc tính đường ống vận chuyển sản phẩm khai thác từ mỏ Gấu Trắng về giàn
xử lý trung tâm........................................................................................................50
2.2.3. Vấn đề lắng đọng paraffin trong quá trình vận chuyển dầu trong điều kiện
nhiệt độ và lưu lượng thấp.......................................................................................50
2.3. Giải pháp vận khai thác dầu tại giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng.............................51
2.3.1 Sử dụng phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc - hóa phẩm PPD (Pour point depressant) để giảm nhiệt độ đông đặc của dầu trong quá trình khai thác...................51
2.3.2. Sử dụng địa nhiệt để xử lý dầu trong quá trình khai thác khai thác ở giàn
GTC-1 mỏ Gấu Trắng bằng hóa phẩm PPD............................................................63
2.3.2. Tẩy rửa paraffin bên trong đường ống dẫn dầu từ BK-14 về CPP-3..............66
2.3.3 Tách khí sơ bộ trong quá trình vận chuyển dầu từ GTC-1 mỏ Gấu Trắng về
CPP-3...................................................................................................................... 66
2.4. Tính toán tổn thất thủy lực trên đường ống trong quá trình vận chuyển dầu từ
giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ.........................................67
2.4.1. Cơ sở lý thuyết...............................................................................................67
2.4.2. Áp dụng tính toán tổn thất thủy lực trên đường ống trong quá trình vận
chuyển dầu từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3 mỏ Bạch Hổ..................86
CHƯƠNG III. CÔNG TÁC AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG.............89
3.1 Một số yêu cầu an toàn trong khai thác – thu gom, vận chuyển và bảo quản dầu
khí............................................................................................................................ 89
3.1.1 Các biện pháp an toàn trong khai thác dầu khí...............................................89
3.1.2 Thu gom, bảo quản và vận chuyển dầu khí.....................................................89
3.1.3 Công tác thi công kiểm tra và vận hành đường ống........................................90
3.2 Công tác bảo vệ môi trường...............................................................................91
3.2.1 Bảo vệ môi trường..........................................................................................91
3.2.2 Công tác bảo vệ môi trường của LD Việt – Nga Vietsovpetro........................91
3.2.3 Chất thải dầu khí và thiết bị ngăn ngừa ô nhiễm môi trường biển tại các công
trình dầu khí:...........................................................................................................91
3.2.4 Ứng cứu sự cố tràn dầu...................................................................................95
KẾT LUẬN............................................................................................................97

DANH MỤC ĐỒ THỊ, HÌNH VẼ:
STTSỐ HÌNH VẼ

TÊN HÌNH VẼ

TRANG

1

Hình 1.1.

Một số hệ thống thu gom dầu

7

2

Hình 1.2.

Hệ thống thu gom dầu khác

9

3

Hình 1.3.

Sơ đồ công nghệ tổng hợp

12

4

Hình 1.4.

Sơ đồ thiết bị nạo Paraffin.

20

5

Hình 1.5.

Độ giảm áp phụ thuộc vào hàm lượng gasonline

22

6

Hình 1.6.

Kết quả xử lý dầu với 10% gasonline.

23

7

Hình 1.7.

Sơ đồ gia nhiệt dọc đường ống.

24

8

Hình 1.8.

Nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu

26

9

Hình 1.9.

Ứng suất trượt phụ thuộc vào nhiệt độ xử lý dầu

26

Mức độ chưa bị ảnh hưởng phụ thuộc vào hàm lượng chất xử
lý

30

10 Hình 1.10.

11 Hình 1.11. Ảnh hưởng hàm lượng nước đến tổn hao áp suất.

31

12 Hình 1.12. Dòng chảy của hỗn hợp dầu – khí.

35

13 Hình 1.13. Sơ đồ một nút lỏng – khí trên đường ống nằm ngang.

36

14 Hình 1.14. Dạng thiết bị khử xung của Đại học dầu mỏ Groznui đề xuất

39

15 Hình 1.15. Dạng thiết bị khử xung Viện Tacta đề xuất

39

16 Hình 1.16. Dạng thiết bị khử xung Viện dầu Xibiri đề xuất.

40

17 Hình 2.1.

Sơ đồ vận chuyển sản phẩm mỏ Gấu Trắng về CPP-3 mỏ
Bạch Hổ trong giai đoạn đầu

41

18 Hình 2.2.

Sơ đồ thiết bị lòng giếng của các giếng khai thác trên giàn
GTC-1

43

19 Hình 2.3.

Sơ đồ kết nối mỏ Gấu Trắng (GTC-1)

45

20 Hình 2.4.

Tốc độ lắng đọng paraffin dầu mỏ Gấu Trắng tại các điều
kiện nhiệt độ vận chuyển khác nhau.

51

21 Hình 2.5:

Cấu trúc của Paraffin

52

22 Hình 2.6.

Cơ chế tác dụng của PPD lên dầu thô

53

23 Hình 2.7.

Các nhóm phụ gia PPD

54

24 Hình 2.8.

Sự kết tinh paraffin dưới sự có mặt của các chất ức chế

55


25 Hình 2.9.

Độ nhớt của dầu thô mỏ Gấu Trắng không xử lý và xử lý hóa
phẩm giảm nhiệt độ đông đặc.

57

26 Hình 2.10.

Tính chất lưu biến của dầu mỏ Gấu Trắng ở các nhiệt độ xử
lý khác nhau

64

27 Hình 2.11. Phân bố địa nhiệt mỏ Gấu Trắng

64

28 Hình 2.12. Sơ đồ bơm hóa phẩm xuống giếng khai thác ở mỏ Gấu Trắng

65

Sơ đồ hệ thống xử lý, thu gom và vận chuyển sản phẩm khai
thác mỏ Gấu Trắng

66

29 Hình 2.13.

30 Hình 2.14. Đường cong chảy (a) và đường cong nhớt (b)

68

31 Hình 2.15. Đường cong chảy của chất lỏng Bingham và Newton

72

32 Hình 2.16.

Đặc tính chuyển động của chất lỏng Bingham trong ống (a),
phân bố lực cắt τ (b) và tốc độ chuyển động v (c).

77

33 Hình 2.17.

Sơ đồ tuyến ống từ giàn GTC-1 mỏ Gấu Trắng về giàn CPP-3
mỏ Bạch Hổ

86

34 Hình 2.18. Sơ đồ tính toán tổn thất thủy lực

86


DANH MỤC BẢNG BIỂU:

STT

SỐ HIỆU
BẢNG

TÊN BẢNG

TRANG

1

Bảng 2.1. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô ở một số mỏ dầu ở Việt Nam

52

2

Bảng 2.2. Hàm lượng paraffin và nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ ở một

số nước.

52

3

Bảng 2.3. Tên các loại phụ gia PPD

55

4

Bảng 2.4. Ảnh hưởng của nhiệt độ lúc thêm PPD đến nhiệt độ đông đặc
dầu mỏ Gấu Trắng (GTC-1)

58

5

Bảng 2.5. Ảnh hưởng của nồng độ chất phụ gia lên điểm đông của dầu
ở 50°C

59

6

Bảng 2.6. Ảnh hưởng của nồng độ chất phụ gia lên điểm đông của dầu
ở 60°C

59

7

Bảng 2.7. Nhiệt độ đông đặc của dầu khi có mặt chất phụ gia xử lý ở
70°C

59

8

Bảng 2.8. Nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ Gấu Trắng (GTC-1) khi có
mặt chất phụ gia xử lý ở 80°C

60

9

Bảng 2.9. Tính chất của một số chất HĐBM.

61

10 Bảng 2.10. Ảnh hưởng của chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng của dầu

61

11

Bảng 2.11. Kết quả đo lường paraffin lắng đọng từ mẫu dầu thô GTC-1
theo hàm lượng chất phụ gia SAP-905.

62

12

Bảng 2.12. Nhiệt độ đông đặc của dầu mỏ Gấu Trắng sau khi xử lý bằng
hóa phẩm ở nhiệt độ khác nhau.

63

13 Bảng 2.13. Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 1

87

14 Bảng 2.14. Tổn hao áp suất dọc đường ống trường hợp 2

88


LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh
tế thế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia. Ngành dầu khí nước ta tuy
còn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh
tế nước nhà. Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của Việt
Nam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước. Đến nay ngành
dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộc
công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước. Trong những năm qua đã có những bước
đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựng
các công trình dầu khí.
Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vào
ngày 19/11/1981 trên cơ sở Hiệp định của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ)

về việc thành lập XNLD Vietsovpetro đã ký kết ngày 19/06/1981. Sau 5 năm tìm
kiếm và thăm dò những tấn dầu đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào năm
1986 và nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu tấn vào năm 1997
lên 100 triệu tấn năm 2001. Cho đến nay, tổng sản lượng khai thác dầu của XNLD
từ 2 mỏ Rồng và Bạch Hổ đạt trên 200 triệu tấn cũng như vận chuyển vào bờ hàng
tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác của toàn
ngành. XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khí
Việt Nam. Không dừng lại ở đó, cuối năm 2007 - đầu năm 2008 hãng CGG đã tiến
hành khảo sát địa chấn 3D trên diện tích ít được nghiên cứu ở phía tây và phía nam
mỏ Bạch Hổ, lô 09-1 với khối lượng là 343 km 2. Năm 2009 Trung tâm nghiên cứu
của VPI đã tiến hành minh giải tài liệu địa chấn 3D thu được. Kết quả là đã phát
hiện được 4 cấu tạo nằm ở phía nam và phía tây mỏ Bạch Hổ, một trong số đó là
cấu tạo Gấu Trắng.
Tại khu vực này đã khoan các giếng thăm dò GT-1X và GT-2X. Năm 2011,
từ miệng giếng GT-1X đã lấy mẫu đối tượng để phân tích.
Các kết quả phân tích những tính chất lý hóa của các mẫu chất lỏng cho thấy:
dầu tại mỏ Gấu Trắng có hàm lượng paraffin, asphalten và nhựa cao; hệ số khí trong
dầu thấp 48 m3/tấn; dầu có độ nhớt cao. Ở trạng thái tĩnh và ở nhiệt độ thấp, dầu tạo
thành cấu trúc vững chắc, cần thiết phải xử lý để cải thiện các tính chất vận chuyển
của nó để có thể vận chuyển được.
Để nắm vững và tìm hiểu sâu hơn giải pháp mà XNLD Vietsovpetro sử dụng
để giải quyết vấn đề thu gom, xử lý, vận chuyển dầu khí mỏ Gấu Trắng. Được sự
đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa dầu khí, em đã tiến hành thực hiện Đồ
án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế giải pháp vận chuyển dầu nhiều paraffin tại
mỏ Gấu Trắng”. Với nội dung chính là phương pháp khai thác dầu có hàm lượng
paraffin cao ở mỏ Gấu Trắng và đề xuất phương án xử lý để phục vụ cho công tác
khai thác vận chuyển đến giàn BK-14.
1

Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗ
lực của bản thân, sự cộng tác của bạn bè, sự giúp đỡ của XNLD Vietsovpetro và đặc
biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan Khai thác, đồ án của em đã được hoàn thành. Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song
bản đồ án chắc chắn không tránh khỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự
đóng góp ý kiến, phê bình của các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ
án được hoàn thiện hơn.
Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, tháng 06 năm 2017
Sinh viên

2


CHƯƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT
1.1. Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí
Dầu thô là sản phẩm mới được khai thác từ các giếng dầu gồm một hỗn hợp
dầu, khí, nước, các tạp chất cơ học và các thành phần đồng hành khác. Dầu thô sau
khi được thu gom từ các giếng dầu cần phải xử lý để tạo ra các sản phẩm: dầu
thương phẩm, khí đồng hành và nước thải,...
1.1.1. Chức năng và đặc điểm chung của thu gom và xử lý dầu khí
Thu gom dầu thô là quá trình vận chuyển dầu, nước và khí theo đường ống
từ các giếng dầu đến điểm thu gom trung tâm. Thu gom dầu thô tại mỏ trước hết
nhờ áp lực miệng giếng hoặc nhờ sự chênh lệch độ cao do địa hình giữa đầu vào và
đầu ra của đường ống dẫn và khi cần thiết phải dùng máy bơm để vận chuyển dầu.
Quy trình thu gom dầu phải thực hiện đồng thời với việc đo lưu lượng của từng
giếng nhằm thiết kế quá trình khai thác giếng, kiểm tra và điều chỉnh khai thác của
toàn bộ mỏ.
Quy trình xử lý để nhận được dầu thương phẩm gọi là xử lý dầu thô. Xử lý
dầu thô bao gồm: các quý trình công nghệ tách khí, ổn định dầu, tách nước (khử
nhũ tương), tách muối, làm sạch nước thải khỏi dầu bị nhũ hóa và các tạp chất cơ

học. Xử lý sơ bộ dầu thô tại mỏ là việc cần thiết nhằm giảm chi phí vận chuyển (vì
không phải vận chuyển cả dầu và nước đến nhà máy lọc dầu và sau đó lại phải vận
chuyển nước đã tách ra trở lại mỏ để bơm ép xuống vỉa, tránh được quá trình tạo
nhũ tương bền vững, không cho phép tạo thành hydrat trong các đường dẫn khí),
giảm sự ăn mòn phá hủy các thiết bị, hẹ thống đường ống vận chuyển dầu khí, thiết
bị nhà máy lọc dầu trong quá trình vận chuyển dầu, khí và nước.
Hiện nay, việc thu gom và xử lý dầu thô không còn là hai quy trình riêng
biệt, mà là hệ thống các quá trình công nghệ tiến hành đồng thời. Hệ thống hiện đại
để thu gom và xử lý dầu khí là một tổ chức phức tạp liên hoàn bao gồm các đường
ống dẫn và thiết bị công nghệ được tự động hóa cao. Hệ thống thu gom và xử lý dầu
phải đảm bảo:
- Không bị thất thoát khí đồng hành và các thành phần nhẹ của dầu do bị bốc
hơi trên đường vận chuyển.
- Không làm ô nhiễm môi trường do tràn dầu, nước.
- Có độ tin cậy cao của từng bộ phần và của hệ thống.
- Các chỉ số kinh tế - kỹ thuật đạt được ở mức độ cao.
Chi phí xây dựng các công trình và hệ thống đường ống để thu gom và xử lý
dầu thường chiếm 50% vốn đầu tiên cho công nghiệp dầu khí. Sử dụng thiết bị dưới
dạng các block luôn giảm được chi phí và rút ngắn thời gian dựa vào khai thác, cho
phép tránh được thất thoái dầu khí, trong việc tăng, giảm công suất (lắp đặt bổ sung

3


hay tháo dỡ các block riêng lẻ) phù hợp với tình trạng khai thác dầu, độ nhiễm nước
của sản phẩm theo thời gian.
Để giảm chi phí, hệ thống thu gom và xử lý dầu khí phải được xây dựng một
cách hợp lý với việc xác định số lượng, kích thước và cách phân bố các bình tách,
các thiết bị công nghệ, các đường ống có tính đến đặc điểm của mỗi khu vực (địa
hình, sông ngòi, hồ ao, quy hoạch sử dụng đất, khả năng xây dựng,...). Một số vấn

đề quan trọng nữa là sử dụng hợp lý năng lượng dư từ giếng dầu. Những vấn đề nêu
trên phải được chú trọng khi thiết kế xây dựng mỏ, xem xét các phương án khác
nhau của hệ thống duy trì áp suất vỉa, hệ thống cung cấp điện năng, hệ thống đường
giao thông,... Hệ thống phức tạp này ngày càng được hoàn thiện nhờ sự trợ giúp của
máy tính điện tử kết hợp các mô hình toán – kinh tế. Tối ưu hóa quá trình xây dựng
tiết kiệm được vốn đầu tư từ 10 – 15%.
1.1.2. Phân loại và đặc điểm các hệ thống thu gom dầu khí
Mỗi mỏ dầu có đặc trưng riêng (tính chất của dầu, các điều kiện khai thác
giếng, khí hậu, đặc điểm địa phương,...) Vì vậy, một hệ thống thu gom dầu khí
chung duy nhất cho mọi điều kiện là không tồn tại.
- Theo mức độ kín của toàn bộ hệ thống mà người ta phân chia các hệ thống
thu gom ra các loại sau:
+ Hệ thống hở,
+ Hệ thống kín,
+ Hệ thống hỗn hợp (kín một phần).
- Theo số đường ống thu gom để vận chuyển sản phẩm từ các giếng khai
thác, người ta phân chia hệ thống thu gom thành:
+ Hệ thống một đường ống,
+ Hệ thống hai đường ống,
+ Hệ thống ba đường ống.
- Theo chỉ số áp lực, phân chia thành:
+ Hệ thống tự chảy,
+ Hệ thống áp lực cao,
+ Hệ thống áp lực thấp.
- Theo dạng bình đo – bình tách, phân chia thành:
+ Hệ thống có bình tách đo riêng biệt cho từng giếng,
+ Hệ thống bình tách đo cho cả cụm giếng.
Những tiêu chuẩn phân loại này được kết hợp theo nhiều cách khác nhau để
hình thành một hệ thống thu gom hoàn chỉnh được áp dụng trong từng trường hợp
cụ thể.

4


Trước đây, khi ngành dầu khí còn chưa phát triển, khai thác, thu gom và bảo
quản dầu được thực hiện bằng phương pháp mở. Khí đồng hành và các thành phần
nhẹ của dầu bay vào khí quyển.
1.1.2.1. Hệ thống thu gom tự chảy
Hệ thống thuộc dạng hỗn hợp (khí một phần) tự chảy đang được sử dụng ở
các mỏ cũ (xem hình 1.1a). Trong hệ thống này, hỗn hợp dầu khí áp lực thấp được
vận chuyển từ các giếng (1) đến các bình đo riêng biệt (2) hay các bình đo theo cụm
(3). Bình đo theo cụm được nối với 5-8 giếng (giếng tự phun, giếng khai thác bằng
gaslift, giếng khai thác bằng bơm ngầm). Tại các bình đo, khí được tách ra ở áp suất
0,11-0,15 MPa.
Dầu cùng với nước từ bình tách tự chảy (do độ nghiêng tự nhiên của địa
hình) theo đường ống thu gom dầu vào các bồn chứa trung gian (5) và từ đây nhờ
máy bơm (6) dầu được chuyển vào các bồn chứa (7) của điểm đến trạm xử lý dầu
hay đén nhà máy lọc dầu. Nước được tách ra xả vào hệ thống ống thoát nước. Khi
tách ra đi theo đường ống dẫn khí đến trạm máy nén (9) và tiếp tục vận chuyển đến
nhà máy chế biến khí. Trong một số trường hợp, phụ thuộc vào áp suất miệng giếng
có thẻ sử dụng quy trình tách hai cấp và trang bị hay đường thu gom khí (đường cao
áp và đường áp suất thấp). Vì các bình tách và bể chứa không kín, dầu có thể bốc
hơi và bị thất thoát đến 3% tổng lượng dầu khai thác được. Từ những năm 50 người
ta bắt đầu sử dụng những hệ thống thu gom dầu khí kín một đường ống.
1.1.2.2. Hệ thống thu gom dầu khí một đường ống
Hệ thống này thu gom dầu khí bằng một đường ống áp lực cao (xem hình
1.1b) áp dụng cho tất cả các giếng có áp suất miệng giếng lớn hơn 0,4-0,5 MPa.
Dầu khí từ các giếng được dẫn qua bình đo (I) đến điểm thu gom theo cụm giếng
(II), thường được bố trí cách giếng 3-8 km. Tại điểm thu gom II khí được tách ra
theo hai cấp. Cấp I: khí được tách ra trong bình tách 12 với áp suất 0,4-0,5 MPa,
cấp II: khí được tách ra từ các bình lắng 13 và các bình chứa 14 và nhờ máy hút

chân không 16 chuyển đi với áp suất 0,1 MPa. Khí từ các bình lắng 13, các bình
chứa 14 và khí cao áp từ bình tách 12 qua hệ thống làm khô 17 đến trạm nén 18.
Sau đó khi đi qua bình lọc 19 và đến các giếng gaslift hay đến các nhà máy chế biến
khí.
1.1.2.3. Hệ thống thu gom dầu cao áp
Hệ thống thu gom dầu cao áp (xem hình 1.1c) được thiết kế để vận chuyển
dầu bão hòa khí từ các mỏ về các điểm thu gom trung tâm. Tại điểm thu gom trung
tâm tập trung tất cả các thiết bị xử lý dầu và chế biến khí.
Dầu từ các giếng, dưới áp lực miệng giếng đi qua bình cho đến trạm bơm
chuyển tiếp hay đến trạm tách khu vực (II). Trạm bơm chuyển tiếp được xây dựng
cách xa điểm thu gom trung tâm khoảng 10 km.

5


Tại trạm bơm chuyển tiếp (hay trạm tách khu vực), quá trình tách khí cấp I
được thực hiện với áp suất 0,6-0,7 MPa. Áp suất đó đảm bảo vận chuyển khí đến
nhà máy chế biến khí mà không cần đến máy nén khí, đồng thời nhờ các máy bơm
ly tâm (21), dầu bão hòa khí được chuyển về điểm thu gom trung tâm cách đó
khoảng 10 km hay xa hơn. Tại điểm thu gom trung tâm lại tiến hành tách khí cấp II,
nếu cần thiết có thể tách cấp II để xử lý dầu và làm sạch nước. Với hệ thống này,
các thiết bị công nghệ được tập trung ở mức độ cao, vì vậy số lượng các thiết bị
giảm đến tối thiểu, không có các bình lắng và các trạm nén khí, hầu như tận dụng
được hoàn toàn khí đồng hành.

6


Hình 1.1. Một số hệ thống thu gom dầu
7

1.1.2.4. Các hệ thống thu gom dầu khác
Người ta ứng dụng các dạng khác nhau của hệ thống thu gom dầu khí cao áp
dành cho các giếng khoan xiên được bố trí thành cụm giếng (xem hình 1.2).
Trong các hệ thống này có các tổ hợp thu gom dầu A. Tại các tổ hợp gom
dầu A, dầu được xử lý sơ bộ, sau đó được bơm đến điểm thu gom trung tâm được
gọi là trung tâm xử lý dầu B.
Quá trình tách khí được tiến hành theo 2-3 cấp. Tách khí cấp I xảy ra ở áp
suất 0,4-0,8 MPa trước khi đến trạm bơm chuyển tiếp hay đến tổ hợp thu gom. Khí
tách ra được đưa đến nhà máy chế biến khí. Dựa vào quy trình công nghệ thu gom,
xử lý người ta chia các hệ thống thu gom ra làm 3 loại:
Theo hình 1.2a, toàn bộ dầu chưa tách nước được xử lý tại trung tâm xử lý, ở
đây tiến hành quá trình tách nước và khí.
Theo hình 1.2b, tại điểm xử lý sơ bộ người ta tiến hành xử lý dầu bão hòa khí
mà không sử dụng máy bơm, ngoài ra dầu không có nước và dầu có nước được xử
lý riêng.
Theo hình 1.2c, tại điểm xử lý sơ bộ người ta tiến hành xử lý dầu bão hòa khí
mà không sử dụng máy bơm, ngoài ra dầu không có nước và dầu có nước được xử
lý riêng.

8


Hình 1.2. Hệ thống thu gom dầu khác
9


1.1.2.5. Các sơ đồ công nghệ tổng hợp của hệ thống thu gom và xử lý dầu khí
Các sơ đồ này được thiết kế trên cơ sở tổng hợp các thành tựu khoa học và

kinh nghiệm trong và nước ngoài. Nền tảng của các sơ đồ này là kết hợp các quá
trình thu gom xử lý dầu với sự tập trung cao độ các thiết bị công nghệ chủ yếu tại
điểm thu gom trung tâm. Tại mỏ chỉ phân bố các bình đo. Do điều kiện cụ thể của
từng mỏ rất đa dạng nên tổ hợp thu gom xử lý dầu có thể có 2 sơ đồ công nghệ về
sự phân bố các thiết bị phụ trợ tại khu mỏ:
- Tách khí cấp I kết hợp với tách nước sơ bộ.
- Tách khí cấp I không có tách nước sơ bộ.
Sơ đồ công nghệ tổng hợp được thể hiện trên hình 1.3. Trong sơ đồ này có
thể chia làm 5 cụm – trạm thiết bị:
- Trạm đo sản phẩm giếng;
- Trạm xử lý khí;
- Trạm xử lý dầu;
- Trạm xử lý nước;
- Trạm xử lý tạp chất cơ học.
Dầu khí và nước dưới áp lực 1,5-3 MPa từ các giếng (1) theo đường ống 75100 mm, đi đến các cụm đo tự động (2), tại đây khí được tách ra và thực hiện quá
trình tự động đo lưu lượng chất lỏng và khí. Sau khi qua bình đo dầu, khí và chất
lỏng lại trộn lẫn vào nhau theo đường ống chung Ø200-500 mm chuyển đến trạm
xử lý dầu. Các giới hạn cho phép của việc vận chuyển dầu theo một đường ống
chung phụ thuộc vào địa hình, độ nhớt và lưu lượng của sản phẩm từ giếng, đường
kính ống dẫn và áp suất đầu vào đường ống. Để khử nhũ tương ngay trong ống, từ
bình (3) người ta bơm vào dòng dầu – nước hóa chất khử nhũ tương.
Tại trạm xử lý dầu quá trình tách khí cấp I xảy ra tại bình (4), tách nước sơ
bộ tại bình (5), nung nóng nhũ tương tại bình (6), kết tụ nước lại với nhau tại thiết
bị (7), tách nước triệt để và tách khí cấp II tại bình (8), cho nước ngọt vào tại bình
(9), tách muối tại bình (10) và tách khí cấp III (ổn định dầu). Dầu đã được tách nước
và tách muối từ bình tách (11) tự chảy về hai bình chứa tạm thời (12).
Từ đây dầu được bơm chuyển vào bình đo tự động (14) để xác định khối
lượng và chất lượng của dầu thương phẩm. Dầu đảm bảo tiêu chuẩn thương phẩm
(hàm lượng nước <0,5%, muối <100mg/l) được chuyển vào các bồn chứa rồi tiếp
tục theo đường ống dẫn đi đến các nhà máy lọc dầu. Dầu chưa đảm bảo các tiêu

chuẩn thương phẩm được tự động quay lại quy trình tách nước, tách muối. Dầu
không bị nhiễm nước thì không qua trạm thiết bị xử lý dầu mà đi thẳng vào các bình
tách cuối cùng (11) của cấp III, và được trộn lẫn với dầu đã được tách nước và
muối.

10


Khí được tách ra theo các đường ống đến trạm xử lý khí. Đây là một tổ hợp
thiết bị gọi là nhà máy chế biến khí – xăng. Thông thường cụm thiết bị này được lắp
đặt đảm bảo cho cả một nhóm các mỏ có trữ lượng lớn dầu và khí. Tại mỏ người ta
không tiến hành xử lý khí.
Nước được tách ra ở các bình lắng và bình tách nước bằng điện phân sẽ tự
chảy về trạm xử lý nước. Ở đây nước đi qua bình làm sạch (17) và khử khí (20),
bình đo (21) rồi đi vào trạm bơm để bơm ép xuống vỉa. Dầu còn sót lại được tách ra
tại bình (22) và được bơm vào trạm xử lý dầu.
Cặn bùn tách ra từ dầu và nước tại các trạm xử lý được đưa vào bình chứa
(23). Nước từ bình (23) và nước thải của toàn hệ thống được đưa vào bình nước thải
(24), sau đó được bơm qua bình xoáy thủy lực (25) để tách cặn bùn ra. Cặn bùn
được đưa vào bình (23), còn nước lại đưa về trạm xử lý dầu. Khí được tách ra từ
nước đưa ra vòi đốt.
Với một sơ đồ thu gom xử lý dầu như vậy, sự thất thoát dầu khí giảm đến
mức tối thiểu (0,2%).

11


Hình 1.3. Sơ đồ công nghệ tổng hợp
12

1.2. Paraffin và ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí
Parafin là tên gọi chung cho nhóm các hydrocacbon dạng ankan với phân tử
lượng lớn có công thức tổng quát CnH2n+2, trong đó n lớn hơn 20. Parafin được Carl
Reichenbach phát hiện ra trong thế kỷ 19.
1.2.1. Tính chất lý-hóa của Paraffin
Ở điều kiện thường, Parafin chủ yếu trong dạng chất rắn dạng sáp màu trắng,
không mùi, không vị, với điểm nóng chảy thông thường nằm trong khoảng 47 °C65 °C. Nó không hòa tan trong nước, nhưng hòa tan trong ête, benzen và một số
este. Parafin không bị thay đổi dưới tác động của nhiều thuốc thử hóa học phổ biến,
nhưng rất dễ cháy.
1.2.2. Ảnh hưởng của Paraffin đến quá trình vận chuyển dầu khí
Paraffin đối với lĩnh vực hóa học, vật liệu xây dựng là chất có giá trị kinh tế
cao, từ Paraffin có thể chế biến ra nhiều sản phẩm có giá trị. Nhưng đối với lĩnh vực
khai thác, vận chuyển, tàng trữ, xử lý dầu thì Paraffin lại là chất có hại.
Khi giếng làm việc tính theo chiều từ vỉa lên miệng qua hệ thống thu gom,
xử lý, đến trạm bơm vận chuyển, nhiệt độ giảm dần, theo đường ống vận chuyển,
khi mà điều kiện nhiệt độ tương ứng với nhiệt độ mà Paraffin kết tinh thì sẽ xảy ra
hiện tượng tích tụ Paraffin dọc theo đường ống.
Như vậy Paraffin ở trạng thái rắn (tinh thể Paraffin) mà ta vẫn thường gọi tắt
là Paraffin xuất hiện khi và chỉ khi điều kiện nhiệt độ của môi trường (nhiệt độ
trong thân giếng, trong đường ống, trong bể chứa,...) nhỏ hơn nhiệt độ tới hạn, giá
trị nhiệt độ tới hạn tùy thuộc vào thành phần tính chất của từng loại Paraffin, nhiệt
độ tới hạn biến thiên trong khoảng từ 25-39 oC. Khi tạo thành Paraffin chúng
thường được di chuyển cùng với dòng sản phẩm chỉ tích tụ lại khi điều kiện tích tụ
có thể xảy ra.
Yếu tố nhiệt độ ảnh hưởng trực tiếp đến điều kiện tạo thành Paraffin, dọc
theo thân giếng nhiệt độ giảm dần nên Paraffin thường tích tụ từ chiều sâu tính từ
miệng giếng đến 800m. Hàm lượng khí trong dầu là yếu tố làm ảnh hưởng đến mực
độ giảm nhiệt, vì dọc theo thân giếng từ dưới lên áp suất giảm dần mức độ trương
nở của khí tăng, quá trình trương nở của khí là quá trình thu nhiệt. Hàm lượng khí

càng lớn thì mức độ giảm nhiệt càng lớn.
1.2.3. Cơ chế tích tụ Paraffin
1.2.3.1. Cơ chế khuếch tán Paraffin phân tử
Trong quá trình chuyển động trong ống vì có sự trao đổi nhiệt với môi trường
bên ngoài nên lớp dầu sát thành ống có nhiệt độ nhỏ hơn nhiệt độ trung bình của
dòng dầu bên trong ống. Do đó lượng kết tinh sẽ giảm dần từ sát thành ống cho đến
bên trong ống.

13


Dưới tác động của khuếch tán phân tử sẽ có xu hướng phân bố lại nồng độ
Paraffin ở tâm ống và thành ống. Một lượng Paraffin hoàn tan di chuyển từ tâm
đường ống ra thành ống và một lượng Paraffin kết tinh từ thành khuếch tán vào tâm
ống. Khi Paraffin hoàn tan từ tâm ống chuyển động ra phía ngoài thành ống gặp
nhiệt độ thấp một phần sẽ lắng đọng ở thành ống. Nhiệt độ đầu tiên có tinh thể
Paraffin kết tinh gọi là nhiệt độ bão hòa.
1.2.3.2. Cơ chế chênh lệch vận tốc
Khi tinh thể Paraffin chuyển động trong đường ống chúng chịu tác dụng của
hai lực (lực trọng lực và lực quán tính) tạo ra momen quay làm cho tinh thể chuyển
động về phía thành ống va đập vào thành ống sẽ tích tụ vào thành ống, dần dần các
Paraffin bám vào thành ống sẽ dày thêm làm cho đường kính ống nhỏ dần.
1.2.3.3. Cơ chế trọng lực
Do sự chênh lệch về tỷ trọng giữa các tinh thể Paraffin và dầu, các tinh thể
Paraffin có hướng chuyển động xuống phía dưới do tác dụng của trọng lực và ở một
điều kiện nào đó các Paraffin lắng đọng ở phía dưới thành ống.
Nếu hai loại dầu có hàm lượng Paraffin như nhau thì quá trình lắng đọng
Paraffin của hai loại dầu cũng không giống nhau vì nó phụ thuộc vào dải phân
Paraffin của dầu. Dầu có phân dải Paraffin nặng, lớn sẽ gặp rắc rối trong quá trình
thu gom vận chuyển hơn.

1.2.3.4. Cơ chế kết tinh và lắng đọng Paraffin trong quá trình vận chuyển dầu thô
bằng đường ống
Sự lắng đọng Paraffin trong thành ống là hiện tượng phổ biến khi vận chuyển
dầu thô bằng đường ống ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ kết tinh Paraffin. Độ lắng
đọng phụ thuộc chủ yếu vào thành phần hóa học của dầu, mức độ tổn thất nhiệt và
chế độ khai thác, vận chuyển kết quả phân tích thành phần chất lắng đọng cho thấy
đây là các hỗn hợp gồm các Paraffin nặng, Asphalten, tạp chất cơ học, trong đó
Paraffin và Asphalten chiếm một tỷ lệ lớn.
Asphalten là các hợp chất máu đen có trong dầu thô, chúng có phân tử lượng
cao hơn nhiều so với các Paraffin, là các chất phân cực do sự có mặt của các kim
tuyến điển hình là Paraffin như oxy, lưu huỳnh, cùng các kim loại trong phân tử.
Trong phương diện hóa học Asphalten bao gồm các tạp chất mạch vòng cao phân tử
và hợp chất mạch vòng thơm. Asphalten hòa tan được vào trong các dung môi như
Benzen, Toluene, Xylence, Carbontetraloride nhưng không có khả năng tan trong
các sản phẩm trưng cất dầu như dầu hỏa (Kasosenk) và dầu Diezen. Asphalten cũng
không tan trong các Alkan nhẹ như Propan, Butan. Các hạt Asphalten trong dầu thô
có dạng hình cầu đường kính từ 39-65 Å (1Å = 10-10m).
Phân lượng tử từ 10 000 đến 100 000 đvc, khối lượng riêng khoảng 1,22
3

g/cm .

14


Các nhà nghiên cứu cho rằng dầu thô là một hệ keo mà các mixen là các hạt
Asphalten, tập hợp xung quanh mixen keo là hợp chất ít hơn và nhẹ hơn như các
Paraffin.
* Cơ chế kết tinh Paraffin:
Khi nhiệt độ của dầu thô giảm xuống nhiệt độ kết tinh, các tinh thể Paraffin

bắt đầu hình thành ở dạng tinh thể hơn. Mặc dù vậy, hiện tượng lắng đọng vẫn chưa
xảy ra, các tinh thể Paraffin có khuynh hướng phân tán vào trong dầu nếu nhiệt độ
thành bể chứa, đường ống và nhiệt độ dầu như nhau.
Vận chuyển dầu thô trong điều kiện nhiệt độ môi trường thấp, thành đường
ống luôn có nhiệt độ nhỏ hơn nhiệt độ của dầu phía bên trong hiện tượng kết tinh,
lắng đọng Paraffin sẽ liên tục xảy ra nếu nhiệt độ thành ống tiếp tục giảm hơn nhiệt
độ trong đường ống.
Như vậy sự giảm nhiệt độ của dầu cộng với sự chênh lệch nhiệt độ giữa
thành ống và dầu là hai yếu tố quan trọng nhất quyết định khả năng kết tinh và lắng
đọng Paraffin ngoài ra các yếu tố liên quan đến quá trình này là độ nhám bề mặt
thành ống, kích thước và số lượng tinh thể Paraffin tạo thành, chế độ dòng chảy...
Ngoài ra sự kết tinh và lắng đọng Paraffin còn do tác động của trọng lực. Ban đầu
các phân tử Paraffin rắn hòa tan chuyển động (rơi) nhanh dần vì lúc này lực của
trọng lực lớn hơn lực của ma sát khi tốc độ chuyển động còn thấp. Tuy nhiên theo
sự tăng tốc của dòng chảy thì chuyển động (rơi) của các hạt Paraffin rắn hòa tan
giảm xuống do lực ma sát tăng lên và đến một lúc nào đó lực ma sát sẽ cân bằng với
lực của trọng lực, sự cân bằng này sẽ dẫn đến kết quả là các hạt chuyển động với
vận tốc đều.
Do bề mặt gồ ghề của thành ống mà các tinh thể Paraffin bị giữ lại và tạo
thành mầm mống kết tinh cho các phân tử Paraffin lắng đọng tiếp theo. Khi sự kết
tinh chưa lớn lắm các tinh thể Paraffin ở trạng thái huyền phù với chất phân tán là
các tinh thể Paraffin rắn tự do.
Nếu nhiệt độ tiếp tục giảm thì sự kết tinh tiếp tục tăng và dẫn đến các phân tử
Paraffin rắn hòa tan sẽ khuếch tán nhiều hơn về phía thành ống.
Kết quả lắng đọng là do các tinh thể Paraffin bắt đầu hình thành cấu trúc
mạng lưới liên kết. Người ta thấy rằng các tinh thể Paraffin nhỏ có khối lượng phân
tử lớn đóng vai trò quan trọng trong việc hình thành mạng lưới tinh thể Paraffin và
nó là yếu tố quyết định đến giá trị nhiệt độ đông đặc của dầu. Nếu sự kết tinh
Paraffin càng nhiều, mạng lưới liên quan này sẽ phát triển ngày càng rộng lớn.
Nghiên cứu dòng chảy của dầu thô trong đường ống một cách chi tiết hơn

người ta đã đưa ra hai cơ chế quan trọng của sự hình thành lớp lắng đọng của sự
hình thành lớp lắng đọng trên bề mặt thành ống của các tinh thể này.
* Cơ chế khuếch tán phân tử:

15


Ngay khi nhiệt độ của thành ống giảm đến nhiệt độ kết tinh Paraffin cơ chế
(khuếch tán phân tử) bắt đầu thể hiện. Nguyên nhân dẫn đến sự vận động của các
phân tử Paraffin theo cơ chế này là do Paraffin kết tinh trong đường ống làm mật độ
phân bổ Paraffin giữa các vùng trên cùng một mặt cắt của dòng chảy không đều.
Paraffin khuếch tán từ trong lõi dầu nơi có mật độ cao ra vùng sát thành ống nơi
diễn ra quá trình kết tinh có mật độ Paraffin nhỏ. Nói tóm lại cơ chế khuếch tán của
các phân tử Paraffin hòa tan với thành ống được tính theo phương trình của Fick
như sau:
m = ρ . D . dc/dr = ρ . D (dc/dt) . (dt/dr)
Trong đó:
m- Khối lượng Paraffin kết tinh và khuếch tán ở thành ống trên một đơn vị
diện tích trong một đơn vị thời gian (kg/m2.s);
ρ- Khối lượng riêng của Paraffin rắn (kg/m3);
D- Hệ số khuếch tán của Paraffin trong dầu, hệ số này phụ thuộc vào các hạt
khuếch tán và môi trường khuếch tán (m2/s);
dc/dr- Gradient tập trung của Paraffin hòa tan theo khoảng cách (1/m);
dc/dt- Gradient tập trung của Paraffin hòa tan theo nhiệt độ (1/oC);
dt/dr- Gradient nhiệt độ theo khoảng cách (oC/m).
Theo kinh nghiệm hệ số khuếch tán phân tử Paraffin hòa tan tỷ lệ nghịch đối
với độ nhớt động lực học của dầu.
D = B/µ
Trong đó:
B- Hằng số tỷ lệ ứng với từng loại dầu;

µ- Độ nhớt động lực học của từng loại dầu.
Tại nhiệt độ trên nhiệt độ bão hòa Paraffin, dầu chưa bão hòa Paraffin và
Gradient tập trung Paraffin bằng không. Hệ số khuếch tán và Gradient tập trung
Paraffin tăng ngay khi nhiệt độ thành ống giảm tới nhiệt độ kết tinh Paraffin do mất
nhiệt ra ngoài môi trường. Tốc độ khuếch tán tăng tới giá trị lớn nhất khi những tinh
thể Paraffin xuất hiện trên thành ống sau đó giảm dần khi nhiệt độ dầu giảm tới
nhiệt độ môi trường xung quanh. Phương trình Fick cũng chỉ ra rằng nếu nhiệt độ
thành ống cao hơn nhiệt độ dầu thì các chất lắng đọng tan trở lại trong dầu (khi đó
hệ số khuếch tán D có giá trị m nghĩa là Paraffin bị tan ra ở thành ống chuyển động
vào trong dòng dầu).
* Cơ chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán.
Trong thực tế có những tinh thể Paraffin hình thành cấu trúc ngay trong quá
trình vận chuyển, vì nhiệt độ của dầu đã giảm xuống thấp hơn nhiệt độ kết tinh của
chúng. Các tinh thể Paraffin này có xu hướng khuếch tán ra ngoài thành ống và dịch
16


chuyển với tốc độ trung bình theo hướng của dòng chảy. Hiện tượng này được coi là
hình thức thể hiện của cơ chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán từ khi xuất hiện
hiện tượng kết tinh Paraffin trong lõi dầu. Các trung tâm kết tinh phân bố đồng đều
hơn và do đó chất lắng đọng không ổn định bằng trước đó, khi đó mới có hiện
tượng khuếch tán phân tử. Các yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng Paraffin theo cơ
chế khuếch tán tinh thể và trượt phân tán là:
- Lưu tốc dòng chảy;
- Mức độ tổn thất nhiệt;
- Hình dạng các kích thước các tinh thể, các hạt Paraffin hình thành trong
dầu.
Cơ chế khuếch tán phân tử và trượt phân tử sẽ chiếm ưu thế nếu hàm lượng
tinh thể Paraffin trong lõi dầu cao. Đó là khi nhiệt độ phần lớn dầu đã giảm xuống
dưới nhiệt độ kết tinh Paraffin.

+ Bản chất của hiện tượng tạo Gen
Dầu thô thực chất là một hệ keo đa phân tán vì vậy nó có đủ các tính chất của
hệ keo, những tính chất này ít nhiều ảnh hưởng tới công tác vận chuyển dầu. Hiện
tượng dầu thô nhiều Paraffin tạo Gen khi nhiệt độ giảm là do lượng Paraffin đã kết
tinh đủ lớn, khiến mật độ của chúng trong dầu dày đặc, lực hút phân tử giữa chúng
đủ khả năng liên kết thành mạng lưới không gian thể tích dầu. Lực liên kết trong
mạng lưới tinh thể Paraffin chính là lực hút tĩnh điện do các chất phân cực đồng kết
tinh với Paraffin tạo ra. Các vị trí liên kết của tinh thể, hạt Paraffin trong mạng là
các gốc các cạnh, những chỗ có bán kính cong lớn. Khoảng không gian bên trong
mặt tinh thể Paraffin lúc mới hình thành vẫn còn chứa một lượng dầu lỏng nhưng bị
bó lại trong đó, không có khả năng chảy làm cho dầu có tính dẻo. Dầu ở trạng thái
Gen có tính chất của chất lỏng nhớt dẻo – tính chất phi Newton.
Độ nhớt của dầu trong quá trình vận chuyển rất cao, lúc đầu dầu chảy độ
nhớt phụ thuộc và Gradient vận tốc sau đó hệ Gel bị phá vỡ hoàn toàn thì lại có tính
chất giống như chất lỏng Newton.
- Điều kiện dòng chảy.
Khi Paraffin đã tạo thành và vận chuyển theo dòng sản phẩm, chúng sẽ được
tích tụ lại khi vận tốc dòng chảy nhỏ, mà vận tốc dòng chảy có liên quan trực tiếp
đến lưu lượng vận chuyển trong ống, đường kính của ống.
V = Q/F
Vận tốc dòng chảy tỷ lệ thuận với lưu lượng và tỷ lệ nghịch với đường kính
ống. Trong thân giếng càng lên gần mặt đất thì chiều dày của tích tụ Paraffin trong
thành ống càng lớn.
Hướng của dòng chảy cũng liên quan đến khả năng tích tụ Paraffin.
- Khi hướng dòng chảy thay đổi đột ngột.
17


- Đường ống vận chuyển thay đổi cấp đường kính đột ngột.
- Bề mặt của đường ống không phẳng làm hướng vận chuyển thay đổi liên

tục.
Quá trình tích tụ Paraffin là quá trình xảy ra liên tục, khi tinh thể Paraffin đầu
tiên tích tụ là cơ sở, mầm mống cho tinh thể Paraffin tiếp theo tích tụ. Quá trình tích
tụ có thể dẫn đến làm giảm đáng kể tiết diện của ống OKT có khi làm tắc ống.
1.3. Các phương pháp xử lý tích tụ Paraffin
Từ việc phân tích các điều kiện ảnh hưởng điều kiện tích tụ Paraffin mà ta
xem xét các điều kiện chính yếu để có biện pháp hạn chế phù hợp.
Ví dụ:
- Nếu vì điều kiện vận tốc dòng chảy thì ta có thể hoặc tăng lưu lượng của
giếng nếu có thể hoặc giảm tiết diện chảy trong ống OKT bằng các giảm đường
kính ống.
- Nếu vì điều kiện bề mặt của OKT thì ta thường sơn phủ bên trong lòng ống
lớp sơn đặc biệt tăng độ bóng, làm giảm khả năng bám dính của Paraffin vào thành
ống.
Tất nhiên các phương pháp trên chỉ hạn chế phần nào, khi Paraffin đã tích tụ
lên thành ống thì ta có các biện pháp sau đây
1.3.1. Phương pháp cơ học
Sử dụng thiết bị chuyên dụng để nạo quét Paraffin theo thành ống hình .....
mô tả thiết bị nạo Paraffin trong lóng OKT mà ta thường gọi là “Ckrebok”.
- Bước 1: Đóng đường làm việc của giếng, mở van chặn trên đỉnh giếng và
thả Ckrebok vào trong Lublikator bắt đầu đánh dấu Ckrebok bằng đồng hồ chỉ thị
chiều sâu “00”. Bắt đầu thả Ckrebok vào trong giếng nhờ thiết bị tời trong quá trình
đi xuống của Ckrebok, bản thân Ckrebok tác dụng trực tiếp lên lớp Paraffin của
thành ống, nếu mức độ tích tụ Paraffin lớn thì Ckrebok rất khó đi xuống có khi
không thể xuống được. Khi gặp trường hợp như vậy ta sẽ dùng tay tác động vào dây
cáp để cho Ckrebok dao động theo chiều lên xuống, khi dao động đi xuống bản thân
Ckrebok tác động đột ngột lên lớp Paraffin phá hủy chúng, cứ liên tục như vậy cùng
với việc thả dần Ckrebok xuống đến chiều sâu mà không còn vướng Paraffin.
- Bước 2: Kéo Ckrebok lên, trong quá trình kéo lên nếu bị vướng ở khoảng
chiều sâu nào thì lặp lại động tác dạo Ckrebok, cho đến khi Ckrebok chắc chắn qua

van đỉnh nằm trong Lublikator thì đóng van đỉnh giếng, xả áp suất qua van. Mở lại
giếng, đưa vào khai thác bình thường, khi dòng sản phẩm từ giếng lên sẽ kéo theo
cả Paraffin mà đã nạo rơi lên trên mặt đất.

18