Luận án Nghiên cứu giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả của đường ống thu gom dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng mỏ Bạch Hổ

ơng pháp xác định 
giá trị Entropi, đặc trưng cho mức độ hỗn loạn của các quá trình nhiệt động học [22], 
[24], [25], [32], [37]. 
Như vậy, Entropi đặc trưng cho mức độ hỗn loạn và tổn hao năng lượng của 
hệ động lực học quá trình chuyển động các phân tử. Để xác định giá trị Entropi của 
hệ động lực học trong đường ống vận chuyển hỗn hợp dầu-khí-nước, ta trở lại tập 
hợp các dữ liệu dao động ban đầu của áp suất hay lưu lượng theo thời gian Xi(t). Theo 
C. Shannon thì giá trị Entropi của hệ động lực học được xác định theo biểu thức sau: 
E(x) = − ∑ Pi 
n
i=1 ∗ lg(Pi) (2.6) 
Trong đó: Pi - là xác suất của hệ rơi vào trạng thái i; 
 i - là trạng thái của hệ; 
 lg- Logarit cơ số 2; 
 n - số điểm thuộc trạng thái i; 
66 
2.3.2.2. Đánh giá trạng thái thủy động lực học của hệ thống đường ống vận chuyển 
dầu BK-14 → CPP-3 trên cơ sở lý thuyết Entropi 
Trên cơ sở 928 số liệu đo thực tế hàng ngày trong thời gian 2011-2013 về giá 
trị áp suất và lưu lượng tại giàn BK-14 với đường kính ống dẫn dầu là 323,8x15,9mm, 
trong đó giá trị vận tốc dòng chảy của chất lưu trong đường ống tối thiểu là 0,01m/s 
và cực đại là 0,804m/s, giá trị áp suất cực đại là 40,3 atm và cực tiểu là 13,4 atm, để 
tính toán và xác định giá trị Entropi của hệ thống động học, trên cơ sở lý thuyết xác 
suất thống kê và lý thuyết tin lượng, phân chia số liệu theo từng nhóm vận tốc dòng 
chảy tương tự: 0-0,04, 0,04-0,08, 0,08-0,16, 0,16-3,32, 0,32-0,42, 0,42-0,6 và >0,6 
m/s [10]. Trong từng nhóm theo vận tốc dòng chảy sẽ phân nhóm tiếp theo giá trị áp 
suất, cụ thể: 28atm [13], [37]. Trong mỗi nhóm sẽ 
tính xác suất Pi, sau khi tính được Pi trong mỗi nhóm tiến hành tính toán logarit cơ số 
2 của Pi, cuối cùng tính toán E(x) = − ∑ Pi 
n
i=1 ∗ lg(Pi). Kết quả tính toán được trình 
bày trong bảng 2.6. 
Hình 2.16. Mối tương quan giữa giá trị Entropi với vận tốc dòng chảy 
trong đường ống 
67 
 Bảng 2.6. Kết quả tính toán xác suất và Entropi theo nhóm vận tốc dòng chảy và nhóm áp suất bơm của đường ống BK-14 –CPP-3 
P, atm 28 Tổng 
V<0,04 1 59 65 18 12 11 5 8 5 3 2 0 0 0 0 189 
Pi 0,01 0,31 0,34 0,10 0,06 0,06 0,03 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 
LOG(Pi) -7,56 -1,68 -1,54 -3,39 -3,98 -4,10 -5,24 -4,56 -5,24 -5,98 -6,56 0,00 0,00 0,00 0,00 
Entropi -0,04 -0,52 -0,53 -0,32 -0,25 -0,24 -0,14 -0,19 -0,14 -0,09 -0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 2,54 
0,04-0,08 2 25 69 66 40 5 7 5 2 1 0 0 0 0 0 222 
Pi 0,01 0,13 0,37 0,35 0,21 0,03 0,04 0,03 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 
LOG(Pi) -6,56 -2,92 -1,45 -1,52 -2,24 -5,24 -4,75 -5,24 -6,56 -7,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 
Entropi -0,07 -0,39 -0,53 -0,53 -0,47 -0,14 -0,18 -0,14 -0,07 -0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,55 
0,08-0,16 2 29 23 8 2 1 2 0 0 0 0 0 1 0 1 69 
Pi 0,01 0,15 0,12 0,04 0,01 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,01 
LOG(Pi) -6,56 -2,70 -3,04 -4,56 -6,56 -7,56 -6,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -7,56 0,00 -7,56 
Entropi 0,07 0,41 0,37 0,19 0,07 0,04 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,04 1,31 
0,16-0,32 0 0 1 15 18 13 1 3 0 0 0 0 0 0 0 51 
68 
Pi 0,00 0,00 0,01 0,08 0,10 0,07 0,01 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 
LOG(Pi) 0,00 0,00 -7,56 -3,66 -3,39 -3,86 -7,56 -5,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 
Entropi 0,00 0,00 0,04 0,29 0,32 0,27 0,04 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,05 
0,32-0,42 0 0 0 0 11 35 33 16 5 3 0 1 0 0 6 110 
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,19 0,17 0,08 0,03 0,02 0,00 0,01 0,00 0,00 0,03 
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 -4,10 -2,43 -2,52 -3,56 -5,24 -5,98 0,00 -7,56 0,00 0,00 -4,98 
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,45 0,44 0,30 0,14 0,09 0,00 0,04 0,00 0,00 0,16 1,86 
0,42-0,60 0 0 0 0 0 1 4 16 24 17 4 2 13 37 32 150 
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,02 0,08 0,13 0,09 0,02 0,01 0,07 0,20 0,17 
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -7,56 -5,56 -3,56 -2,98 -3,47 -5,56 -6,56 -3,86 -2,35 -2,56 
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,12 0,30 0,38 0,31 0,12 0,07 0,27 0,46 0,43 2,50 
> 0,6 0 0 0 0 0 2 5 12 17 19 11 20 19 31 0 136 
Pi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,03 0,06 0,09 0,10 0,06 0,11 0,10 0,16 0,00 
LOG(Pi) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -6,56 -5,24 -3,98 -3,47 -3,31 -4,10 -3,24 -3,31 -2,61 0,00 
Entropi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,14 0,25 0,31 0,33 0,24 0,34 0,33 0,43 0,00 2,45 
69 
Từ kết quả tính toán Entropi của 7 nhóm phân chia theo vận tốc dòng chảy cho 
phép xây dựng biểu đồ tương quan giữa Entropi tính toán với các giá trị vận tốc dòng 
chảy thực tế trong đường ống từ BK-14 đến CPP-3, kết quả cụ thể xem hình 2.16. 
Từ hình 2.16, cho phép xác định được vùng giá trị vận tốc dòng chảy mà ở đó 
Entropi có giá trị cực tiểu khi vận tốc dòng chảy bằng 0,28- 0,32m/s tương ứng với 
chi phí năng lượng thấp nhất. Điều này cho thấy rằng hệ thống động lực học đường 
ống ngầm vận chuyển dầu khí BK-14→CPP-3 sẽ đảm bảo tính bền động và hiệu quả 
với chi phí năng lượng thấp nhất [8], [24], [32], [37], [38]. 
2.3.2.3. Tính toán xác định cấu trúc dòng chảy trong đường ống 
Để xác định được cấu trúc dòng chảy của chất lỏng trong đường ống vận chuyển 
dầu, bằng việc tính toán giá trị số Reynolds (Re) cho từng loại chất lỏng vận chuyển 
ở vận tốc dòng chảy 0,28-0,32m/s. Công thức tính số Re có dạng sau: 
Re=V*Di*ρ / μ = V*Di / ν (2.7) 
Trong đó: 
 Di - là đường kính trong của ống – m; 
 V - là vận tốc trung bình của chất lỏng - m/s; 
 μ là độ nhớt động lực học của chất lỏng - Pa·s = N·s/m2 = kg/(m*s). 
 ν (nu) là độ nhớt động học (ν = μ / ρ) - m2/s; 
 ρ là khối lượng riêng của chất lỏng - kg/m3. 
Phân biệt cấu trúc dòng chảy được thực hiện trên giá trị của số Re tính toán, cụ 
thể đối với chất lỏng Niu-tơn, khi giá trị số Re<2320 là dòng chảy có cấu trúc tầng và 
Re>2320 là dòng chảy có cấu trúc rối, còn đối với chất lỏng giả dẻo (phi Niu-tơn) giá 
trị Re là 2100. Ngoài ra để có cái nhìn chính xác hơn về cấu trúc dòng chảy, cũng cần 
nên đề cập thêm khái niệm dòng chảy Poiseuille, mức độ rối loạn có thể ban đầu được 
duy trì nếu số Reynolds lớn hơn một giá trị tới hạn khoảng 2040, hơn nữa, dòng chảy 
rối thường được xen kẽ với dòng chảy tầng cho đến khi số Reynolds đạt đến một giá 
trị lớn hơn (khoảng 4000). 
70 
Tính toán cụ thể số Reynolds (Re) tại đường ống từ BK-14/BT7 về giàn Công 
nghệ trung tâm số 3 (Ø323,8x15,9mm, chiều dài 8700m) với vận tốc dòng chảy tối 
ưu bằng 0,28-0,32m/s cho các loại dầu khai thác ở khu vực BK-14 tại nhiệt độ 50oC 
và 70oC (xem bảng 2.7). 
Như vậy, với vận tốc dòng chảy bằng 0,28-0,32m/s thì cấu trúc dòng chảy của 
dầu trong đường ống là dòng chảy rối. Với việc xác định được giá trị vận tốc dòng 
chảy tối ưu, cho phép tính toán xác định giá trị độ nhớt động học tối đa của chất lỏng 
vận chuyển để đảm bảo chi phí năng lượng thấp nhất cho vận hành hệ thống đường 
ống. Từ công thức Re= V*Di / ν ta có ν= V*Di/ Re, suy ra giá trị độ nhớt động học 
tối đa của chất lỏng vận chuyển là ν= 44,49 mm2/s. 
Tương tự như trên, đối với chất lỏng vận chuyển là nhũ tương dầu-nước, giá trị 
độ nhớt động thay đổi phụ thuộc vào tỷ lệ nước, nên chỉ khi tỷ lệ nước chiếm trên 
75%, thì dòng chảy mới có cấu trúc rối (xem bảng 2.8 và 2.9) 
Bảng 2.7. kết quả tính toán giá trị số Re cho các loại dầu khai thác ở khu vực 
BK14/BT7 
Đối tượng Mioxen dưới Oligoxen trên Móng 
Đường kính trong của 
ống dẫn dầu, m 
0,292 0,292 0,292 
Độ nhớt động học, mm2/s: ở 50oС 14,67 27,57 6,3 
ở 70oС 7,66 16,62 3,28 
Re ở vận tốc dòng chảy: 0,28m/s 5573 2965 12978 
 10674 4919 24927 
Re ở vận tốc dòng chảy: 0,32m/s 6369 3389 14832 
 12198 5622 28487 
Bảng 2.8. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 35oC 
Hàm lượng nước, % 50 55 60 65 70 75 
Độ nhớt động lực, 
mPa.s 
1417,44 1682,75 1939,92 2555,6 584,2 342,38 
Re (V= 0,28m/s) 519 437 379 288 1260 2150 
Re (V= 0,32m/s) 593 500 434 329 1440 2456 
71 
Bảng 2.9. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 55oC 
Hàm lượng nước, % 50 55 60 65 70 75 
Độ nhớt động lực, 
mPas 
608,76 908,16 983,65 1292,77 236,44 126,67 
Re (V= 0,28m/s) 1209 810 748 569 3112 5809 
Re (V= 0,32m/s) 1381 926 855 651 3557 6639 
Kết luận 
- Càng về cuối đời mỏ, tính chất hóa lý của dầu khai thác đã có những thay đổi 
rõ nét theo chiều hướng tăng cao như hàm lượng paraffin, độ nhớt động và nhiệt độ 
đông đặc; 
- Kết quả nghiên cứu về tính chất lưu biến của các dạng chất lưu cho phép định 
hướng và lựa chọn các giải pháp công nghệ vận chuyển trong giai đoạn sản lượng 
khai thác suy giảm; 
- Việc ứng dụng lý thuyết Catastrophe cho phép khẳng định hệ thống đường ống 
vận chuyển dầu từ BK14 về CPP-3 có trạng thái thủy động học dao dộng liên tục, tức 
là thường xuyên rơi vào trạng thái mất ổn định và có tính bền động học kém. Trạng 
thái bất ổn định này được thể hiện rõ thông qua các xung động áp suất của hệ thống 
đường ống; 
- Kết quả nghiên cứu theo lý thuyết Catastrophe, cho phép xác định tần suất và 
chu kỳ cần phải xử lý bằng các giải pháp công nghệ, nhằm nâng cao tính bền động 
và ổn định trạng thái của toàn bộ hệ thống trong quá trình vận chuyển dầu một cách 
an toàn nhất trong giai đoạn suy giảm sản lượng của mỏ; 
- Kết quả nghiên cứu theo lý thuyết Entropi cho phép xác định được dải các giá 
trị dòng chảy của chất lưu trong đường ống từ BK-14 về CPP-3 với chi phí năng 
lượng thấp nhất, nhằm làm cơ sở tính toán và xác định chế độ công nghệ làm việc 
của hệ thống đường ống ngầm luôn đảm bảo an toàn trong vận hành và hiệu quả thu 
gom dầu tốt nhất phù hợp với giai đoạn suy giảm sản lượng của mỏ. 
72 
CHƯƠNG 3 
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ 
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM 
SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ 
3.1. Nghiên cứu lựa chọn tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ - kỹ thuật nâng 
cao hiệu quả thu gom dầu bằng đường ống ngầm trong điều kiện suy giảm 
sản lượng của mỏ Bạch Hổ 
3.1.1. Nghiên cứu quá trình hình thành và lắng đọng của paraffin 
3.1.1.1. Cấu trúc phân tử hóa học các paraffin trong dầu thô 
Như trên đã trình bày, nguồn lắng đọng hữu cơ trong hệ thống đường ống vận 
chuyển là thành phần tự nhiên có trong dầu thô. Trong đó paraffin được cấu thành từ 
các nguyên tử cacbon và hydro với chiều dài mạch cacbon từ C18-20 đến C70 hoặc cao 
hơn. Thông thường, paraffin là hydrocacbon mạch thẳng, nhưng chúng cũng có thể 
chứa nhánh alkyl khác nhau hoặc những nhóm mạch vòng (hình 3.1 và 3.2) [15], [41]. 
Hình 3.1. Cấu trúc các paraffin trong dầu thô 
Asphalten là các cao phân tử dị vòng không bão hòa, thành phần chủ yếu là 
cacbon, hydro và số ít các cấu tử như là lưu huỳnh, oxy, nitơ và một vài kim loại nặng 
[7], [41]. 
73 
Asphalten Nhựa 
Hình 3.2. Cấu trúc asphalten và nhựa trong dầu thô 
Những thành phần nặng hơn của dầu thường ở trạng thái cân bằng trong điều 
kiện vỉa. Khi dầu được khai thác, trạng thái cân bằng này bị phá vỡ bởi nhiều yếu tố 
như: sự giảm nhiệt độ, giảm áp suất, bơm ép khí và nước, xử lý axit, gia nhiệt cho vỉa 
và những hoạt động khácCơ chế chính của quá trình lắng đọng paraffin là sự giảm 
nhiệt độ. Giảm nhiệt độ sẽ làm tăng lắng đọng paraffin. Trong khi đó, cơ chế của quá 
trình lắng tụ asphalten là do quá trình giảm áp suất và sự trộn lẫn của các chất lỏng 
không tương thích [41]. 
3.1.1.2. Nghiên cứu quá trình lắng đọng paraffin trong đường ống thu gom dầu thô 
khu vực mỏ Bạch Hổ 
Dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ, thuộc bồn trũng Cửu Long thềm lục địa nam 
Việt Nam là loại dầu nhiều paraffin, có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao. Trong khi 
đó, nhiệt độ môi trường nước biển xung quanh đường ống ở mức rất thấp. Các tính 
toán mô phỏng [11], [12], [15], [19], [27], [29] cho thấy, sau khi đi vào hệ thống 
đường ống ngầm không bọc cách nhiệt thì chỉ khoảng 2-3 km, nhiệt độ của dầu trong 
đường ống sẽ giảm xuống bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng cận đáy biển, giá trị 
này dao động trong khoảng 23-28oC, có nghĩa là thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu 
đến khoảng 10oC và thấp hơn nhiệt độ bắt đầu xuất hiện tinh thể paraffin trong dầu 
khoảng 35oC. Trong trường hợp vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống bọc 
cách nhiệt, có thể thực hiện với những khoảng cách xa hơn so với loại đường ống 
không bọc cách nhiệt. Tuy nhiên đối với chất lỏng phi Niu-tơn, vận chuyển dưới nhiệt 
74 
độ xuất hiện tinh thể paraffin và nguy cơ lắng đọng paraffin là rất lớn, nhất là trong 
giai đoạn hiện nay với tính chất lưu biến của dầu có chiều hướng xấu hơn, dẫn đến 
đường ống bị bó hẹp, gây tắc nghẽn là những nguy cơ gây mất an toàn trong vận 
chuyển dầu. Trong nhiều trường hợp có thể phải dừng đường ống và hệ thống thu 
gom, xử lý và vận chuyển dầu, gây hậu quả nghiêm trọng. 
Đối với dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro, kết quả nghiên cứu thí 
nghiệm quá trình kết tinh paraffin trong dầu theo nhiệt độ (hình 3.3) cho thấy, nhiệt 
độ bắt đầu xuất hiện các tinh thể paraffin trong dầu là 58-60oC và ở khoảng nhiệt độ 
32 – 40oС thì paraffin kết tinh ồ ạt. Trong khi đó, dầu vận chuyển trong đường ống 
thường có nhiệt độ dao động ở mức 34-45oС, tức ở khoảng nhiệt độ mà paraffin kết 
tinh mạnh mẽ nhất [2], [6], [15], [42]. 
Hình 3.3. Quá trình kết tinh parraffin trong dầu thô mỏ Bạch Hổ theo nhiệt độ 
Bằng kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm trên mô hình ngón tay lạnh 
(hình 3.4) về lắng đọng paraffin theo nhiệt độ cho thấy: 
- Ở nhiệt độ vận chuyển dầu trên 65oC: lắng đọng paraffin không đáng kể; 
- đến 35oC, lắng đọng paraffin là: 1,0 kg/m2/ngày; 
- đến 30oC, lắng đọng paraffin là: 3,5 kg/m2/ngày; 
- đến 25oC, lắng đọng paraffin là: 10 kg/m2/ngày. 
75 
Trong thực tế vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ đã có nhiều trường hợp đường 
ống bị lắng đọng paraffin gây tắc nghẽn. Cụ thể, hình 3.5 là hình ảnh thực tế sống 
động về lớp lắng đọng paraffin trong đường ống. 
Hình 3.4. Lắng đọng paraffin theo nhiệt độ của dầu chưa xử lý trên mô hình nghiên 
cứu “Ngón tay lạnh”. 
Hình 3.5. Lắng đọng paraffin trong đường ống trên CPP-3 
0
2
4
6
8
10
12
20 25 30 35 40 45 50 55 60 65
L
ắn
g
 đ
ọ
n
g
 p
ar
af
fi
n
, 
k
g
/m
2
/n
g
ày
Nhiệt độ dầu,oC
76 
3.1.2. Các phương pháp xử lý lắng đọng paraffin 
Để xử lý các vấn đề liên quan đến paraffin, thông thường người ta sử dụng các 
phương pháp sau [41]: 
 Phương pháp cơ học; 
 Phương pháp nhiệt học; 
 Phương pháp hóa học; 
 Và các phương pháp khác. 
Trong đó, phương pháp cơ học là phương pháp đơn giản nhất. Phương pháp hóa 
học bằng cách sử dụng các phụ gia làm giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu 
biến của dầu thô và giảm lắng đọng paraffin được coi là một trong những phương 
pháp tiết kiệm và kinh tế hơn cả. Tuy nhiên, hệ thống đường ống nội mỏ Bạch Hổ 
không tương thích cho việc thực hiện phương pháp cơ học (phóng thoi). 
3.1.2.1. Xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin bằng phương pháp gia nhiệt 
Quá trình xử lý gia nhiệt được thực hiện như sau: dầu được nung nóng đến 
nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy paraffin khoảng 10oC, sau đó làm lạnh trong 
những điều kiện phù hợp để cấu trúc tinh thể paraffin tạo thành có độ bền thấp nhất. 
Độ bền đó phụ thuộc vào nhiệt độ nung dầu, điều kiện làm lạnh (động và tĩnh) và 
hàm lượng paraffin rắn, nhựa, keo có trong dầu [4], [14], [30]. Mỗi loại dầu đều có 
nhiệt độ xử lý tối ưu riêng [41]. Khi nung dầu chưa đến nhiệt độ tối ưu, các tinh thể 
paraffin chưa nóng chảy hết, thì tính chất lưu biến của dầu sẽ xấu đi, độ nhớt của dầu 
không giảm, mà trong nhiều trường hợp có thể còn tăng lên. 
Kết quả nghiên cứu tiếp theo khẳng định rằng, tính chất lưu biến của dầu sau 
khi xử lý nhiệt thường không ổn định và sẽ xấu dần theo thời gian [17], [41], [42]. 
Gia nhiệt lại cho dầu ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ tối ưu cũng sẽ làm giảm đáng kể 
hiệu quả xử lý trước đó. Như vậy, nên xử lý dầu bằng cách gia nhiệt đến hoặc cao 
hơn nhiệt độ xử lý tối ưu. 
77 
Áp dụng xử lý nhiệt trên thực tế luôn đòi hỏi vốn đầu tư và chi phí sản xuất 
lớn do phải lắp đặt và duy trì khối lượng lớn lò nung, máy làm lạnh. 
Từ kết quả nghiên cứu phương pháp xử lý nhiệt cho dầu paraffin mỏ Bạch Hổ 
(hình 3.6) (cụ thể là dầu khai thác ở khu vực BK-14) để vận chuyển cho thấy: 
- Gia nhiệt cho dầu đến 45oC, sẽ làm tính lưu biến của dầu tồi đi (nhiệt độ đông 
đặc cao nhất); 
- Gia nhiệt cho dầu cao hơn 65oC, sẽ làm nhiệt độ đông đặc của dầu giảm đáng 
kể; 
- Nhiệt độ xử lý dầu của Vietsovopetro tốt ưu nhất là từ 75oC trở lên tương ứng 
với nhiệt độ đông đặc của dầu sau xử lý là thấp nhất. Kết quả cho thấy, nếu nhiệt 
độ xử lý của dầu ở mức lớn hơn 75- 80oC, thì nhiệt độ đông đặc của dầu sẽ ổn 
định và thấp nhất và bằng 29oC. 
Hình 3.6. Mối tương quan giữa nhiệt độ xử lý dầu và nhiệt độ đông đặc của dầu sau 
khi xử lý nhiệt tại các nhiệt độ khác nhau 
Nếu vận chuyển dầu đã được xử lý gia nhiệt bằng đường ống không bọc cách 
nhiệt, nhiệt độ dầu trong đường ống sẽ giảm rất nhanh, tính chất lưu biến của dầu sẽ 
dần phục hồi trở về trạng thái ban đầu (cấu trúc paraffin bền vững dần). Qua đây cho 
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
40 50 60 70 80 90
N
h
iệ
t 
đ
ộ
 đ
ô
n
g
 đ
ặc
, 
o
C
Nhiệt độ xử lý dầu, oC
78 
thấy, tùy theo khoảng cách, phương pháp vận chuyển dầu có thể lựa chọn phương án 
đầu tư thiết bị gia nhiệt dầu phù hợp với chi phí sản xuất tối ưu. 
3.1.2.2. Xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin bằng phương pháp gia nhiệt kết 
hợp với xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc 
Như trên đã đề cập, việc gia nhiệt để xử lý lắng đọng của dầu thô nhiều paraffin 
trong quá trình vận chuyển bằng đường ống bằng phương pháp gia nhiệt đã góp phần 
trong việc hạn chế đáng kể khả năng lắng đọng của paraffin, tuy nhiên phương pháp 
này cũng không phải là giải pháp tốt nhất vì phụ thuộc vào điều kiện trang thiết bị 
trên các công trình công nghệ và thực tế của hệ thống đường ống. Để nâng cao hiệu 
quả của giải pháp gia nhiệt, trong thực tế trên thế giới đã đưa ra một giải pháp kết hợp 
đó là gia nhiệt kết hợp với xử lý bằng hóa chất nhằm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu 
thô. Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc PPD (Pour Point Depressant) được dùng trong 
xử lý dầu với mục đích làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu và cải thiện tính lưu biến 
của dầu thô (giảm độ nhớt và ứng suất trượt động) [6], [14], [15], [18]. Các chất giảm 
điểm đông không làm giảm độ nhớt của dầu ở nhiệt độ cao. Tác dụng của chúng chỉ 
thấy rõ ở những khoảng nhiệt độ thấp khi trong dầu xảy ra quá trình hình thành cấu 
trúc paraffin. 
Hiệu quả của phương pháp xử lý dầu phụ thuộc rất nhiều vào tính chất hóa lý 
của dầu và điều kiện xử lý. Thường hóa chất hạ điểm đông đặc được bơm vào dầu 
với hàm lượng 0,05% - 0,2% (dạng thương phẩm) ở điều kiện nhiệt độ, mà tại đó 
phần lớn paraffin ở trạng thái hòa tan. Hóa chất hạ điểm đông đặc tăng cường, củng 
cố và duy trì lâu dài hiệu quả xử lý nhiệt. Hiệu quả của hóa chất hạ điểm đông đặc 
phụ thuộc rất lớn vào thành phần và tính chất của dầu thô. Không có loại hóa phẩm 
hạ điểm đông nào chung cho tất cả các loại dầu. 
Để đảm bảo khả năng khai thác và thu gom dầu nhiều paraffin bằng đường 
ống ngầm ngoài khơi, điều quan trọng là phải đảm bảo dầu thô luôn ở trạng thái lỏng, 
hoặc giảm độ nhớt của dầu đến mức tối thiểu có thể. Thực hiện điều này có nhiều 
phương pháp khác nhau, chẳng hạn như duy trì dầu ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ kết 
79 
tinh paraffin, hoặc xử lý dầu để giảm tối đa nhiệt độ đông đặc và độ nhớt. Các thử 
nghiệm và kinh nghiệm khai thác dầu ngoài khơi cho thấy, phương pháp khả thi và 
hiệu quả hơn cả là sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để xử lý dầu thô, giảm 
độ nhớt của dầu và điều quan trọng là giảm lắng đọng paraffin trong quá trình khai 
thác và vận chuyển bằng đường ống [18]. Bảng 3.1 dưới đây trình bày một số kết quả 
nghiên cứu ở phòng thí nghiệm về tác dụng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của 
dầu thô khai thác tại khu vực BK-14 mỏ Bạch Hổ, được xử lý tại nhiệt độ 65oC. 
Hình 3.7. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt của dầu thô BK-14 
Trên cơ sở kết quả nghiên cứu nhiệt độ đông đặc