Xây dựng chương trình tính toán dòng chảy dầu khí

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
Thăm dị, Khai thác
Xây dựng chương trình tính tốn dịng chảy dầu - khí đi lên, tựa dừng và bề dày lắng
đọng paraffin trong ống đứng
Bài báo trình bày tóm tắt lý thuyết cơ bản của dịng chảy hai pha lỏng - khí trong ống đứng gồm các
phương trình bảo tồn khối lượng, động lượng, dịng nhiệt tựa dừng và kết tinh, lắng đọng paraffin
trên thành ống.

Hệ phương trình thu nhận được đã được rời rạc hóa và giải số sử dụng phương pháp sai phân
Runge-Kutta bậc 4. Chương trình tính tốn cho hệ phương trình rời rạc hóa được xây dựng trên


ngơn ngữ lập trình Fortran. Các tính tốn sử dụng chương trình này đã được thực hiện cho một mơ
hình giếng khai thác dầu khí. Các kết quả tính tốn các tham số dòng chảy và bề dày lắng đọng
paraffin thu nhận được phù hợp tốt về mặt định tính với thực tế giếng khai thác dầu khí và đã được
so sánh với kết quả tính tốn của một nhóm nghiên cứu khác đã công bố quốc tế. So sánh cho thấy
các kết quả thu nhận được sử dụng chương trình đã được phát triển trong nghiên cứu này phù hợp
tốt với kết quả của thế giới đã công bố. Chương trình tính tốn có khả năng áp dụng tốt vào thực tế
và có triển vọng tiếp tục hồn thiện, nâng cấp tính tốn cho các trường hợp tổng qt hơn với các
giếng khai thác dầu khí trong điều kiện không dừng hay với các hệ thống đường ống vận chuyển dầu
khí nằm ngang.
Đồng thời cũng cần chú ý rằng, dưới các điều kiện bên ngoài cố định, các hiện tượng không dừng,
xảy ra trong một giếng khai thác khi có các sự kiện như khởi động hay chuyển đổi chế độ làm việc,
chỉ tồn tại trong một khoảng thời gian tương đối ngắn. Do vậy các chế độ hoạt động thủy động lực
học và nhiệt của một giếng khai thác dầu - khí có thể được xem như là các chế độ tựa dừng, và
người ta có thể giả thiết rằng nhiệt độ tại mỗi điểm dọc theo trục thân giếng là giống nhau cho các
pha (ở đây là pha lỏng và pha khí).
Việc nghiên cứu q trình truyền nhiệt và trao đổi khối lượng tựa dừng trong các giếng khai thác cho
phép đánh giá ảnh hưởng của các hiệu ứng nhiệt thủy động lực học khác nhau tới các tham số quan
trọng như nhiệt độ, áp suất... tại mọi điểm phân bố dọc theo trục thân giếng. Bằng cách đó, việc phân
tích và nghiên cứu các q trình tựa dừng trong giếng khai thác khơng chỉ có ý nghĩa ứng dụng mà

đồng thời cịn có cả ý nghĩa về mặt lý thuyết.

I. Mở đầu
Trên thế giới nhiều mỏ dầu - khí được đặc trưng bởi nồng độ cao các hydrocacbon nặng (hay còn gọi
là paraffin). Chuyển động của các loại dầu thơ có tính chất như vậy từ các giếng dầu lên đến các hệ
thống chứa trở nên phức tạp do thường có sự hình thành lắng đọng paraffin trong các ống dẫn. Các
kết quả nghiên cứu đã chỉ ra rằng sự lắng đọng paraffin trong các giếng dầu là một hiện tượng có liên
quan của các quá trình hóa - lý và tự nhiên phức tạp xảy ra trong dầu thơ trong q trình nó được đẩy
lên mặt đất. Về rất nhiều khía cạnh, sự đúng đắn của các phương pháp hiện tại và các phương pháp
mới đang được phát triển nghiên cứu sự lắng đọng paraffin phụ thuộc vào nghiên cứu chi tiết quá
trình mất mát paraffin. Quá trình này liên quan chặt chẽ đến các quá trình khác xảy ra bên trong và
xung quanh giếng dầu. Một nghiên cứu có các liên đới rộng như vậy có thể chỉ được thực hiện thơng
qua các mơ hình tốn học trong đó sự liên đới chặt chẽ đó thể hiện trong dịng chảy khí - lỏng trong
giếng, trao đổi nhiệt của giếng với môi trường đá xung quanh, và sự lắng đọng của pha rắn (paraffin)
trên thành bên trong của ống dẫn dầu lên (hay còn được gọi là ống hay cần nâng) ([1], [2] - [5]).
Tìm hiểu các nghiên cứu đã cơng bố về dịng chảy nhiều pha cho thấy chuyển động của dòng chảy
hỗn hợp hai pha lỏng - khí là vấn đề hết sức phức tạp và hiện tại vẫn còn đang tiếp tục được nghiên
cứu. Trong đó chuyển động của dịng chảy hai pha lỏng - khí có xét đến q trình kết tinh, lắng đọng
paraffin và trao đổi nhiệt với môi trường bên ngồi như đã nói có tính phức tạp đặc biệt. Tính đa dạng
trong cấu trúc dịng chảy, sự biến đổi của các pha thành phần, các hiện tượng phức tạp của thủy
động lực học… đã làm cho mơ hình bài toán trở nên cồng kềnh với nhiều tham số ràng buộc lẫn nhau
và làm cho bài tốn khó giải.
Trong q trình chuyển động của dịng chảy hỗn hợp hai pha lỏng - khí dọc theo ống (trong cơng
nghệ khai thác và vận chuyển dầu khí, đó có thể là ống khai thác hoặc ống vận chuyển) áp suất và


nhiệt độ của hỗn hợp bị mất mát, hao tán và giảm dần dẫn đến sự hình thành pha rắn (paraffin) ở
mặt trong của ống và pha khí do quá trình tách khí và bay hơi. Sự hình thành và biến đổi của lượng
paraffin bám trên thành ống cùng với q trình tách khí đã làm cho các đặc trưng và cấu trúc của
dòng chảy thay đổi theo.

Nghiên cứu chuyển động của dịng chảy hai pha lỏng - khí là bài tốn phổ biến trong nhiều lĩnh vực
và có nhiều ứng dụng quan trọng, đặc biệt là trong công nghiệp khai thác và vận chuyển dầu khí. Bài
báo trình bày tóm tắt hệ phương trình của dịng chảy hai pha lỏng - khí trong ống đứng có xét đến sự
kết tinh và lắng đọng paraffin trên thành ống. Một số kết quả mơ phỏng, tính tốn, so sánh và phân
tích bước đầu đã được thực hiện. Trên cơ sở đó định hướng cho các nghiên cứu và ứng dụng tiếp
theo cũng đã được đề ra.
Nội dung của bài báo này gồm các phần sau:
Phần I: Mở đầu;
Phần II: Mơ hình tốn học dịng hai pha trong giếng dầu - khí có xét đến kết tinh và lắng đọng
paraffin;
Phần III: Phương pháp số, xây dựng chương trình và một số kết quả tính tốn so sánh;
Phần IV: Kết luận.
Phần cuối là danh mục Tài liệu tham khảo và Danh mục các ký hiệu.

II. Mơ hình tốn học dịng hai pha trong giếng dầu - khí có xét đến kết tinh và
lắng đọng paraffin
Các q trình (cơ học, hóa học, vật lý...) xảy ra trong dịng chảy dầu - khí trong các giếng khai thác
dầu đang hoạt động là hết sức phức tạp, có nhiều dạng khác nhau và biến đổi liên tục. Vì vậy để
nghiên cứu các q trình đó điều đầu tiên là người ta phải phát triển các phương trình cân bằng phụ
thuộc vào nhiều giả thiết đơn giản hóa khác nhau cho mỗi trường hợp q trình riêng biệt được xét
đến. Các phương trình cuối cùng, được sử dụng để xây dựng các mơ hình tốn học tương ứng, cần
phải được xác định hay định nghĩa theo các đặc trưng của quá trình đang được nghiên cứu [1], [7].
Trong q trình chuyển động của dịng lỏng - khí trong giếng khai thác, kích thước đặc trưng của các
hạt hay phần tử (như bọt khí, hạt rắn trong chất lưu hay dầu) thường nhỏ hơn rất nhiều lần kích
thước đường kính ống nâng và các kích thước vĩ mơ khác của dịng chảy được nghiên cứu. Vì thế,
thể tích vĩ mơ cơ sở hay cịn gọi là các control volume có thể được lựa chọn đủ lớn để chứa được
các phần tử của cả hai pha trong đó. Điều đó cho phép người ta có thể mơ tả một hỗn hợp lỏng - khí
như là một tổng thể hai mơi trường liên tục lấp đầy cùng một thể tích cơ sở được nghiên cứu. Tại mỗi
điểm trong thể tích này, ta có thể sử dụng các đại lượng vĩ mô của các pha như: vận tốc pha, áp suất
pha, mật độ khối lượng của các pha, tỷ phần thể tích khí, và có thể áp dụng các phương pháp thơng

thường tính tốn vi phân, tích phân cho mơ tả toán học các hệ hỗn hợp.
Đồng thời cũng cần chú ý rằng, dưới các điều kiện bên ngoài cố định, các hiện tượng không dừng,
xảy ra trong một giếng khai thác khi có các sự kiện như khởi động hay chuyển đổi chế độ làm việc,
chỉ tồn tại trong một khoảng thời gian tương đối ngắn. Do vậy các chế độ hoạt động thủy động lực
học và nhiệt của một giếng khai thác dầu - khí có thể được xem như là các chế độ tựa dừng, và
người ta có thể giả thiết rằng nhiệt độ tại mỗi điểm dọc theo trục thân giếng là giống nhau cho các
pha (ở đây là pha lỏng và pha khí).
Việc nghiên cứu quá trình truyền nhiệt và trao đổi khối lượng tựa dừng trong các giếng khai thác cho
phép đánh giá ảnh hưởng của các hiệu ứng nhiệt thủy động lực học khác nhau tới các tham số quan
trọng như nhiệt độ, áp suất... tại mọi điểm phân bố dọc theo trục thân giếng. Bằng cách đó, việc phân


tích và nghiên cứu các q trình tựa dừng trong giếng khai thác khơng chỉ có ý nghĩa ứng dụng mà
đồng thời cịn có cả ý nghĩa về mặt lý thuyết.

4. Động học kết tinh và lắng đọng paraffin, phương trình tốn học mơ tả q
trình lắng đọng paraffin


Sự hoạt động và vận hành các giếng dầu - khí hay các giếng khí hóa lỏng thường phức tạp do xảy ra
hai loại kết tinh. Loại thứ nhất là dạng khí ngậm nước (hydrat). Điều kiện cần thiết cho sự hình thành
của kết tinh loại này là sự có mặt của nước (hoặc là hơi nước) và các thành phần hydrocacbon mà
khi chúng hòa tan vào trong nước và đến một nhiệt độ và áp suất nào đó sẽ hình thành pha rắn. Loại
này khơng được xét đến trong nghiên cứu này khi ống chỉ chứa hai thành phần dầu - khí. Loại kết
tinh thứ hai, thường quan sát thấy trong quá trình vận hành và hoạt động của các giếng dầu - khí, là
biểu hiện của các hệ hydrocacbon nặng, mà chúng ra gọi là lắng đọng hay kết tinh paraffin. Đối với
sự hình thành kết tinh paraffin, hỗn hợp hai pha phải chứa đựng các thành phần nặng (yếu tố trực
tiếp tạo ra kết tinh). Ngoài ra nhiệt độ trong giếng (đặc biệt là nhiệt độ gần thành giếng) phải ở
khoảng cho phép sự hình thành kết tinh pha rắn. Cụ thể thì nhiệt độ phải nhỏ hơn hay bằng nhiệt độ
kết tinh của các thành phần nặng.

Ngồi ra các nghiên cứu thành phần hóa học cho thấy, paraffin kết tinh trong cơng nghiệp khai thác
dầu khí là hỗn hợp của nhiều thành phần phức tạp về mặt hóa học bao gồm các chất khống và các
thành phần hữu cơ. Về trạng thái thì nó có thể gồm cả pha lỏng và pha rắn. Ảnh hưởng của của pha
khí lên q trình lắng đọng paraffin theo các kết quả nghiên cứu của phương pháp lấy mẫu paraffin
hiện nay là hết sức khác nhau. Cấu thành chủ yếu của lắng đọng paraffin trong khai thác công nghiệp
là các thành phần rắn có chứa nhiều hydrocacbon (paraffin và asphanten), ngồi ra có cả các thành
phần lỏng có chứa hydrocacbon (nhựa và dầu nặng). Thành phần kết tinh bao gồm paraffin khoảng
10 - 75%, asphanten xấp xỉ 2 - 5 %, nhựa 11 - 30% và dầu nặng 60%. Thành phần chủ yếu của chất
khoáng bao gồm: hỗn hợp cơ học chiếm tỷ lệ 1 - 5%, nước chiếm một vài phần trăm, lưu huỳnh nhỏ
hơn 2% (H2S và các hợp chất chứa lưu huỳnh)... Phụ thuộc vào lượng paraffin hịa tan, các loại dầu
thơ được phân loại hình thức thành 3 nhóm gồm: dầu nhiều paraffin (thành phần theo khối lượng lớn
hơn 2%), dầu ít paraffin (thành phần theo khối lượng từ 1 - 2 %), và dầu không có paraffin (thành
phần theo khối lượng nhỏ hơn 1%) [2] - [5], [7].
Dầu thô của nhiều mỏ dầu hiện nay có chứa hàm lượng khá cao thành phần nặng (các cao phân tử
hydrocacbon như paraffin). Chuyển động của những loại dầu thô như vậy trong các hệ thống ống từ
vỉa đến các hệ thống thu gom bị phức tạp hóa bởi các quá trình hình thành và lắng đọng pha rắn của
các cao phân tử trên thành ống. Paraffin khi lắng bám trên thành giếng sẽ dẫn tới làm giảm lưu lượng
của giếng, làm tăng chi phí cho các thiết bị khai thác, vận chuyển. Loại bỏ sự lắng đọng paraffin trong
thân giếng địi hỏi mất nhiều cơng sức và chi phí [2] - [5].
Để đặt cơ sở cho những phương pháp đang sử dụng, hay để đề xuất, đưa ra những phương pháp
mới nhằm dự báo và giảm thiểu lắng đọng paraffin, cũng như nhiều vấn đề thực tế quan trọng khác
nảy sinh trong công nghiệp khai thác dầu khí địi hỏi sử dụng các phương pháp vật lý - tốn để mơ tả
các q trình xảy ra trong vỉa và thân giếng.
Phân tích các tài liệu đã cơng bố chỉ ra rằng sự hình thành paraffin trong thân giếng xuất hiện khi có
tối thiểu 2 yếu tố sau:
+ Trong hỗn hợp khi dầu thô chảy trong thân giếng có chứa các cao phân tử hydrocacbon,
+ Trong thân giếng xuất hiện vùng ở đó nhiệt độ gần thành giếng bằng hoặc nhỏ hơn nhiệt độ bắt
đầu kết tinh của paraffin.
Những nghiên cứu của Tronov V.P. (trích dẫn trong [1]) chỉ ra rằng sự kết tinh là cơ chế cơ bản nhất
hình thành paraffin rắn. Điều đó có nghĩa là trong những điều kiện khi dịng chảy lỏng - khí có chứa

những thành phần nặng, sự hình thành và phát triển tiếp theo của lắng đọng paraffin xảy ra do sự
xuất hiện và phát triển của các tinh thể trực tiếp bám dính trên bề mặt của các thiết bị dưới đất. Sự
hình thành paraffin bắt đầu từ những vị trí mà ở đó dầu tiếp xúc trực tiếp với thành lạnh của các thiết
bị dưới đất. Kết quả của sự giảm nhiệt độ địa phương của dòng lỏng - khí tại lớp biên gần thành thiết
bị là sự giảm khả năng hòa tan của chất lỏng đối với paraffin và dẫn đến sự tách pha rắn và lắng


đọng trên bề mặt thiết bị. Đối với mỗi nồng độ paraffin hịa tan trong hỗn hợp dầu - khí tồn tại nhiệt độ
Te mà thấp hơn nhiệt độ này paraffin rắn sẽ hình thành và lắng đọng, hay nói cách khác đối với mỗi
mỏ dầu lắng đọng paraffin sẽ xuất hiện trong tất cả các chế độ làm việc của giếng khi ở đó nhiệt độ
miệng giếng thấp hơn nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin.
Cường độ lắng đọng paraffin được xác định qua sự hoạt động của các yếu tố khác nhau: sự làm lạnh
thành ống xuống dưới nhiệt độ bắt đầu kết tinh paraffin, nhiệt thủy động lực học hỗn hợp lỏng - khí,
yếu tố khí, đặc tính bề mặt thiết bị… Tuy vậy sự kết tinh trực tiếp trên bề mặt cứng của thiết bị chính
là cơ chế hình thành và lắng đọng paraffin. Điều này được khẳng định qua các quan sát trực tiếp,
cũng như qua các nghiên cứu sự ảnh hưởng của nhiệt độ dịng chảy lỏng - khí và thành ống tới
cường độ lắng đọng paraffin trong các thiết bị khai thác dầu [1] - [8].
Theo mơ hình kết tinh paraffin, trong trường hợp tổng quát, sự thu nhỏ thiết diện thân giếng do lắng
đọng paraffin xuất hiện cùng với sự hình thành các hạt kết tinh của pha rắn trong lòng chất lỏng tại
lớp biên chảy sát thành ống do bị làm lạnh xuống dưới nhiệt độ kết tinh các thành phần hydrocacbon
nặng, và các hạt rắn này sẽ lắng đọng kết bám vào thành thiết bị. Ngồi ra, trong việc hình thành và
phát triển pha rắn trên thành giếng, các quá trình khuếch tán nhiệt, các thành phần hydrocacbon
nặng cũng có thể đóng vai trị ảnh hưởng. Tuy nhiên mơ hình hóa định tính hiện tượng lắng đọng
paraffin lên thành giếng xét đến tất cả các yếu tố là một việc làm phức tạp, trong đó có thể kể đến
việc mơ hình hóa chi tiết như vậy địi hỏi phải đưa vào mơ hình một lượng lớn các tham số thực
nghiệm mới. Vì vậy ta sẽ giả thiết rằng tốc độ phát triển quá trình lắng đọng paraffin trên thành cần
nâng được xác định chủ yếu căn cứ vào nồng độ của các thành phần hydrocacbon nặng, và vào
nhiệt độ và cơ chế trao đổi nhiệt - chất giữa dòng và bề mặt pha rắn.
Động học quá trình kết tinh paraffin có thể được mơ tả sử dụng mơ hình khuếch tán, bởi vì ngay cả
trong chế độ chảy rối của dịng chảy hỗn hợp lỏng - khí, kích cỡ xung động cùng bậc với đường kính

ống và lớn hơn rất nhiều so với kích thước khu vực xảy ra kết tinh và lắng đọng paraffin. Thêm vào
đó, khi xem xét q trình phát triển và hịa tan lắng đọng paraffin ta quy ước bỏ qua các hiệu ứng liên
kết và phân tách [1].
Giả thiết rằng sự hình thành pha rắn được xác định chủ yếu bởi sự giảm tốc độ của dòng chảy chất
lỏng tại khu vực gần thành ống do chất lỏng bị mất nhiệt và giảm nhiệt độ. Giả thiết này có nghĩa là
chất lỏng có chứa thành phần nặng khi nhiệt độ giảm sẽ hình thành pha rắn. Sự khuếch tán các
thành phần và khuếch tán nhiệt mang thành phần hydrocacbon nặng đến gần thành giếng tạo điều
kiện cho sự hình thành và phát triển của pha rắn kết tinh bám dính vào thành giếng. Cường độ lắng
đọng paraffin phụ thuộc vào vận tốc dòng chảy trong giếng hay chính là vào lưu lượng đầu ra của
giếng. Tốc độ của quá trình lắng đọng paraffin sẽ xác định bởi điều kiện cân bằng nhiệt trên bề mặt
lắng đọng pha rắn trong mối quan hệ tương tác qua lại giữa dịng chảy lỏng - khí và paraffin.





Các tính tốn đã được thực hiện và kết quả được so sánh với kết quả của nhóm nghiên cứu
Shagapov và những người khác [1]. Các tính tốn sử dụng chương trình được phát triển trong
nghiên cứu này được thực hiện với các trường hợp nồng độ pha nặng tương ứng là 6,83; 5,0 và
1,43%. Nồng độ pha nặng trong nghiên cứu của Shagapov và những người khác (và một số tham số
khác của giếng) không đưa ra giá trị cụ thể do đó các so sánh được thực hiện cho cả ba trường hợp
và kết quả cho thấy trường hợp nồng độ pha nặng là 5% cho kết quả tính tốn gần nhất với các kết
quả của nhóm Shagapov. Các Hình 3, 4, 5 dưới đây trình bày các kết quả so sánh cho phân bố nhiệt
độ dọc theo trục của giếng và bề dày lớp paraffin lắng đọng trên thành ống. Kết quả tính tốn áp suất
khơng được đưa ra trong nghiên cứu của Shagapov [1] nên các tính tốn là khơng có và sẽ khơng
được trình bày.



Nhận xét: Kết quả so sánh trên Hình 3 cho thấy phân bố nhiệt độ dọc theo trục của giếng có sự phù

hợp tốt về định tính và định lượng. Cần lưu ý ở đây là kết quả tính tốn nhiệt độ của nhóm Shagapov
là cho trường hợp tính tốn thủy động lực học của giếng chưa xét đến kết tinh paraffin (kết quả duy
nhất được trình bày về các tham số giếng trong công bố). Do vậy kết quả tính tốn là khơng thể hồn
tồn trùng khớp. Đặc biệt kể từ vị trí có kết tinh paraffin kết quả so sánh nhiệt độ cho thấy khác biệt
rõ. Khi có kết tinh paraffin ảnh hưởng của trường địa nhiệt lên dòng chảy trong ống thay đổi rất lớn và
kết quả cho thấy ở phần này nhiệt độ giảm chậm hơn rất nhiều so với khi khơng có kết tinh paraffin
(Shagapov [1]).
Kết quả so sánh bề dày lắng đọng paraffin trong các Hình 4 và 5 cũng cho thấy một số khác biệt. Như
trên cũng cần lưu ý là nồng độ pha rắn và một số tham số khác của giếng như lớp vật chất trong khe
vành khuyên, hệ số dẫn nhiệt của chúng v.v. trong nghiên cứu của Shagapov là khơng đưa ra số liệu
cụ thể nên sẽ có ảnh hưởng đến kết quả so sánh. Tuy nhiên ngay cả trong trường hợp như có thể
thấy trên Hình 4, sai số tối đa chỉ khoảng 0,5mm (với bề dày tối đa lớp paraffin là khoảng 2,0mm), sai
số này là tương đối nhỏ và ở mức chấp nhận được.
Trường hợp tính toán với nồng độ thành phần nặng trong pha lỏng là 6,83%, các kết quả tính tốn áp
suất, nhiệt độ và kết tinh paraffin dọc giếng theo thời gian được trình bày trên các Hình 6, 7 và 8 dưới
đây:




Nhận xét: Tính tốn cho thấy khi nhiệt độ thành giếng giảm xuống tới nhiệt độ kết tinh paraffin
(3030K), trong giếng xuất hiện sự kết tinh của thành phần nặng trong pha lỏng (bắt đầu ở độ cao
2270m). Theo thời gian hoạt động của giếng, sự kết tinh paraffin trên thành cần nâng xảy ra ngày
càng nhanh và và lấp đầy khoảng 2/3 bán kính miệng giếng sau thời gian hoạt động của giếng
khoảng 204 giờ (8,5 ngày). Từ vị trí xảy ra kết tinh paraffin sự trao đổi nhiệt của bề mặt trong cần
nâng với môi trường xảy ra chậm, khơng đáng kể (đó là nhiệt độ bão hịa paraffin).
Để tìm hiểu ảnh hưởng của thành phần nặng tới tốc độ kết tinh paraffin dọc thân giếng trong quá
trình hoạt động của giếng, nhóm nghiên cứu cũng đã tiến hành tính tốn cho mơ hình bài tốn với
nồng độ thành phần nặng thấp hơn (1,43%). Kết quả tính tốn được trình bày trên Hình 9.

Nhận xét: Từ các kết quả tính tốn trình bày trên Hình 8, 9 cho thấy nồng độ thành phần nặng trọng
pha lỏng có ảnh hưởng lớn tới q trình ngưng tụ và kết tinh paraffin trên mặt trong thành cần cần
nâng. Với nồng độ thành phần nặng là 1,43% sau khoảng 10 ngày giếng hoạt động liên tục bề dày
lớp kết tinh paraffin mới chỉ đạt 5mm. Trong khi với nồng độ thành phần nặng là 6,83% thì bề dày kết
tinh là >20mm. Nồng độ của thành phần nặng trong pha lỏng có ảnh hưởng lớn tới phân bố áp suất
và nhiệt độ của giếng. Nồng độ thành phần nặng càng cao thì nhiệt độ và áp suất càng giảm do đó
q trình kết tinh paraffin càng nhanh như có thể thấy trong các Hình 10, 11 dưới đây cho các trường
hợp tính tốn so sánh với nồng độ thành phần nặng trong pha lỏng là 1,43%; 5% và 6,83%.



IV. Kết luận
Nghiên cứu đã được thực hiện bao gồm việc tìm hiểu mơ hình dịng chảy hai pha dầu - khí có sự
lắng đọng paraffin trên thành ống dẫn. Hệ phương trình đóng kín mơ tả bài tốn, phương pháp số áp
dụng cho việc rời rạc hóa bài tốn và giải số hệ phương trình đã được trình bày. Trên cơ sở đó
chương trình tính tốn các tham số dòng chảy và bề dày lắng đọng paraffin đã được xây dựng sử
dụng ngơn ngữ lập trình Fortran. Một số tính tốn nghiên cứu, so sánh và phân tích đã được thực
hiện. Các kết quả tính tốn đã được so sánh với các kết quả tính tốn của các cơng bố khác trên thế
giới [1, 13]. Các kết quả so sánh cho thấy có sự phù hợp tốt về mặt định tính và định lượng. Thực tế
cho thấy bài tốn thủy động lực học và trao đổi nhiệt - chất của dịng chảy nhiều pha là một bài tốn
khó, đặc biệt bài toán về động học và kết tinh của các thành phần nặng trong quá trình chuyển động
của các pha, các thành phần là bài toán rất phức tạp nhưng lại có ứng dụng rộng rãi trong thực tế.
Trong khn khổ của nghiên cứu này, các kết quả tính tốn của nhóm nghiên cứu hiện tại mới chỉ
được thực hiện cho trường hợp dòng chảy tựa dừng. Các nghiên cứu tiếp theo có thể được thực
hiện theo các hướng:
+ Cải tiến mơ hình tốn học nghiên cứu chế độ hoạt động của giếng trong trường hợp không dừng
tổng quát,
+ Cải tiến mơ hình tốn học để bao gồm cả giếng hay các hệ thống ống đứng và các hệ thống nằm
ngang,

+ Mở rộng nghiên cứu cho các hệ dầu - nước và dầu - khí - nước.


Tương ứng với các mơ hình lý thuyết được cải tiến, các chương trình tính tốn cần được xây dựng
phục vụ tính tốn so sánh với các số liệu thí nghiệm hay số liệu thực tế. Điều đó cũng đặt ra nhu cầu
xây dựng các mơ hình thí nghiệm vật lý với kích cỡ thu nhỏ trong phịng thí nghiệm để nghiên cứu
thực nghiệm quá trình kết tinh và lắng đọng paraffin trong các hệ thống ống đứng hay nằm ngang,
đồng thời cung cấp số liệu thí nghiệm cho các mơ phỏng tính tốn sử dụng các chương trình máy
tính. Tuy nhiên với các mơ hình thí nghiệm vật lý thu nhỏ nghiên cứu về tính đồng dạng của các tham
số đặc trưng của bài tốn trong thí nghiệm và trong thực tế là một vấn đề đầu tiên cần phải được giải
quyết.
Các tính tốn sử dụng chương trình máy tính sau khi so sánh kiểm nghiệm với các kết quả thí
nghiệm có thể được áp dụng vào nghiên cứu các trường hợp mỏ cụ thể trong thực tế. Trong điều
kiện Việt Nam cũng là một nước có nhiều mỏ khai thác dầu khí, điều đó có ý nghĩa khoa học và ứng
dụng hết sức to lớn.

Tài liệu tham khảo
1. Shagapov V.Sh., Musakaev N.G., Khabeev N.S. and Bailey S.S., 2004. Mathematical modelling of
two-phase flow in a vertical well considering paraffin deposits and external heat exchange.
International Journal of Heat and Mass Transfer, Vol.47, pp.843 - 851.
2. Ribeiro F. S., Mendes P. R. S., Braga S. L., 1997. Obstruction of pipelines due to paraffin
deposition during the flow of crude oils. Int. J. Heat Mass Transfer, Vol.40, Issue 18, pp.4319-4328.
3. Hamouda A.A. and Davidsen S., 1995. An Approach for Simulation of Paraffin Deposition in
Pipelines as a Function of Flow Characteristics With a Reference to Teesside Oil Pipeline. SPE
International Symposium on Oilfield Chemistry, DOI: 10.2118/28966-MS.
4. Brown T.S., Niesen V.G. and Erickson D.D., 1993. Measurement and Prediction of the Kinetics of
Paraffin Deposition. Soc. Pet. Eng., Paper No.26548, pp.353-368.
5. Noman Shahreyar, 2000. Review of paraffin control and removal in oil wells using Southwestern
Petroleum Short Course searchable database. A Master Thesis in Petroleum Engineering, Texas Tech
University, USA.

6. Armand A. A., 1950. Resistance in the process of flow of a two - phase system through horizontal
tube. Vsesoyuznogo Teplotekhn. Inst., No. 2.
7. Chisholm D., 1983. Two - phase flow in pipelines and heat exchangers. Longman Higher
Education, London.
8. Goodman J., 1958. The heat balance integral and its application to problem involving change of
phase. Trans Soc. Mech. Engrs., Vol.80, pp.335 - 442.
9. GS.TSKH. Dương Ngọc Hải, 2003, Xây dựng bộ chương trình tính trên máy tính cá nhân chuyển
động khơng đẳng nhiệt của hỗn hợp dầu - khí - nước có xét đến kết tinh paraffin. Hà Nội.
10. Hewitt G. and Butterworth D. (Eds.), 1977. Two - phase Flow and Heat Transfer. Oxford University
Press.
11. Nigmatulin R.I. (1991), Dynamics of Multiphase Media, Hemi-sphere Publ. Corp, NewYork.
12. Sloan E.D. and Selim M.S., 1989. Heat and mass transfer during the dissociation of hydrates in
porous media. AIChe Journal, Vol.35, pp.1049 - 1052.
13. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Dương Ngọc Hải and Musakaev N.G., 2009.
Mathematical Modelling of Upward Flow of a Liquid - Gas Mixture in a Vertical Well. Proceeding of the
international Workshop on Thermal Hydrodynamics Of Multiphase Flows And Applications, pp.161172.
14. Encyclopedia Britanica, UK ().
15. Wikipedia Encyclopedia ().


16. GS.TSKH. Dương Ngọc Hải (chủ nhiệm đề tài),1987. Công nghệ khai thác và vận chuyển dầu
nhiều paraffin độ nhớt cao mỏ Bạch Hổ. Trung tâm Khoa học Tự nhiên và Công nghệ Quốc gia, Viện
Cơ học, Hà Nội, 88 trang.
17. GS.TSKH. Dương Ngọc Hải (chủ nhiệm đề tài), 1997. Xây dựng phương pháp và lập chương
trình tính trên máy tính cá nhân chuyển động khơng đẳng nhiệt hệ lỏng khí ba pha thành phần trong
ống khai thác thẳng đứng và nghiêng. Trung tâm Khoa học Tự nhiên và Công nghệ Quốc gia, Viện
Cơ học, Hà Nội, 138 trang.
18. Dương Ngọc Hải, Gubaidullin A., Musakaev N.G. và Đỗ Văn Chung, 2009. Mơ hình hóa, tính tốn
dịng chảy hỗn hợp hai pha lỏng - khí trong ống đứng. Tuyển tập cơng trình khoa học Hội nghị Cơ học
tồn quốc - Kỉ niệm 30 năm Viện Cơ học và Tạp chí Cơ học, NXB Khoa học Tự nhiên và Công nghệ,

Hà Nội, trang 421 - 429.
19. Nguyễn Duy Trọng (chủ nhiệm đề tài), 2010. Nghiên cứu lý thuyết dịng chảy khơng đẳng nhiệt
lỏng - khí trong ống đứng có kết tinh paraffin. Báo cáo đề tài nghiên cứu khoa học 2010 - Viện Cơ
học, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam.
Danh mục các ký hiệu:


Các chỉ số dưới
l: Pha lỏng
g: Pha khí

(l): Thành phần trung bình (s): Thành phần nặng
f: Tham số đầu vào đáy
(g): Thành phần nhẹ
giếng
Dương Ngọc Hải
Nguyễn Duy Trọng
Nguyễn Tất Thắng

Viện Cơ học, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam
Theo TCDK.