Đồ án tốt nghiệp ngành dầu khí - bộ môn khoan khai thác : Xử lý dầu bằng hóa phẩm nhằm ngăn ngừa lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển dầu từ RP-3 đến CTP-

CHƯƠNG 1: THÀNH PHẦN, TÍNH CHẤT CỦA DẦU THÔ MỎ RỒNG 1.1 Thành phần hóa học của dầu mỏ: 1.1.1Hydrocacbon trong dầu mỏ Hydrocacbon là thành phần chính của dầu mỏ, chủ yếu thuộc 3 họ parafin, naphten và aromatic. Chúng chiếm 60-90% khối lượng dầu thô. 1.1.1.1 Hydrocacbon họ parafin -Hydrocacbon họ parafin là các alkan mạch thẳng với công thức : CnH2n+2 (n là số nguyên dương), gồm n-parafin (là n-alkan) và iso-alkan(là những alkan mạch thẳng có nhánh, khái niệm iso-parafin trong dầu khí không trùng với khái niệm iso-alkan trong hóa học). -Parafin là họ hydrocacbon có nhiều thứ hai trong dầu mỏ, chỉ kém naphten. Nó chiếm 20-30% dầu thô, nếu không kể C4-. Nếu kể cả C4- hòa tan trong lòng đất thì có thể đạt 40-60%. Nếu tính thêm cả hydrocacbon naphten, aromatic thường mang các nhóm alkyl thì tính parafin của dầu mỏ còn cao hơn nhiều. Tóm lại, kiểu cấu trúc cơ bản của dầu mỏ là cấu trúc parafin. -n-parafin thường nhiều hơn iso-parafin. Phân tử iso-parafin thường mang không nhiều nhánh, các nhánh thường không dài, đa số là nhánh –CH3 . Các nhánh alkyl thường nằm ở những nguyên tử cacbon nằm đầu mạch cacbon. -Họ hydrocacbon có nhiệt độ nóng chảy cao hơn các họ hydrocacbon khác nên dầu mỏ chứa nhiều parafin có nhiệt độ nóng chảy cao có thể đông đặc ở nhiệt độ thường. 1.1.1.2 Hydrocacbon họ naphten -Hydrocacbon họ naphten là các cycloalkan. -Naphten là họ hydrocacbon có nhiều nhất trong dầu mỏ. -Các dẫn xuất của cycloalkan, cyclhexan là dạng tồn tại chủ yếu. Loại vòng có nhiều hơn 5, 6 nguyên tử cacbon có rất ít. -Loại một vòng có hàm lượng lớn nhất. -Naphten đa vòng trong dầu mỏ ở dạng cầu và dạng ngưng tụ. Dạng ngưng tụ có nhiều hơn. 1.1.1.3 Hydrocacbon họ aromatic -Aromatic là họ hydrocacbon thơm. -Dầu mỏ luôn chứa aromatic với hàm lượng ít hơn parafin, naphten, thường chỉ mươi lăm phần trăm, song cũng có dầu chứa nhiều aromatic hơn ( như dầu Chusovo ở Nga có tới 35% aromatic). -Benzen có ít hơn nhiều các aromatic khác. Đa số các nhánh thường nhỏ, chất đồng phân nhiều nhánh thường có nhiều hơn. Hydrocacbon mang nhánh bé có nhiều hơn. Aromatic đa vòng có hàm lượng bé hơn, trong đó dẫn xuất của naphtalen thường có nhiều hơn. -Hydrocacbon vừa mang vòng thơm, vừa mang vòng no là hydrocacbon lai hợp. ở một mức độ nào đó có thể coi các hydrocacbon lai hợp cũng thuộc họ hydrocacbon thơm vì tính thơm thường ảnh hưởng mạnh hơn tính vòng no. 1.1.2 Các chất nhựa, asphalten Dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon có cấu trúc rất phức tạp và phân tử lượng lớn hàng nghìn đơn vị cacbon, rất kém tan hoặc không tan, tồn tại chủ yếu ở dạng huyền phù. Trong phân tử của chúng, ngoài C, H luôn có thêm các dị nguyên tố. Có thể chia chúng thành ba nhóm theo khả năng hòa tan của chúng trong các dung môi nhất định đó là: -Dầu nhựa đường (có khi còn gọi là DAO- oil deasphalten) : Cặn chân không thu được khi chưng cất dầu mỏ ở áp suất thấp được xử lí bằng propan lỏng( hoặc butan lỏng). Phần tan trong propan là dầu nhựa đường. -Gum : thêm n-pentan hoặc n-hexan vào phần cặn không tan ở trên sẽ được các chất tan, đó là gum. Các chất nhựa có phân tử lượng 700-1000, là những aromatic ngưng tụ lai hợp chứa các nguyên tố kim loại có màu sẫm đen, quánh nhớt. -Nhựa đường asphalten : các chất không tan trong n-pentan họp thành nhóm chất nhựa đường asphalten. Asphalten có thể tan trong benzen nóng có màu đen, sẫm đen, ở dạng bán rắn. Nó không nóng chảy mà mất dần tính rắn, chuyển sang dạng quánh nhớt khi nhiệt độ tăng. Nó có tỉ khối lớn hơn 1, phân tử lượng 2000-140000. 1.2 Tính chất dầu thô mỏ Rồng

LỜI NÓI ĐẦU

Từ những năm 1986 khi ngành dầu khí đón dòng dầu khai thác đầu tiên, Việt Nam đã trở thành một trong những nước khai thác và xuất khẩu dầu thô trên thế giới Cho đến nay ngành dầu khí quốc gia Việt Nam luôn đóng góp rất lớn vào ngân sách nước nhà, nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn Do đó nhiệm vụ của người kỹ sư Khoan – Khai thác là phải nắm rõ và áp dụng các công nghệ mới vào khai thác nhằm nâng cao hiệu quả khai thác dầu giúp cho ngành dầu khi quốc gia ngày càng phát triển vững chắc

Dầu thô ở mỏ Rồng được đặc trưng bởi nồng độ cao các hydrocacbon nặng (còn gọi là parafin) Việc dịch chuyển của dầu thô từ vỉa lên miệng giếng, các giếng lên

hệ thống chứa và các mỏ với nhau trở nên khó khăn, phức tạp do có sự hình thành lắng đọng parafin trong các ống dẫn Hơn nữa, hiện nay hầu hết các giếng khai thác

ở mo Rồng đều đã ngừng khai thác tự phun, mà chuyển qua khai thác gaslift Chính điều này đã tác động nhanh chóng đến việc suy giảm áp suất vỉa, dẫn đến giảm lưu lượng, khiến cho tình trạng lắng đọng parafin trở nên phức tạp hơn Vì thế ta phải nắm rõ quá trình hình thành và kết tinh parafin cũng như các phương pháp hạn chế

và xử lý lắng đọng parafin để nâng cao hiệu quả khai thác và vận chuyển

Được sự cho phép của bộ môn Khoan – Khai thác, khoa Dầu khí và trải qua quá trình thực tập tại Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển, phòng Thí nghiệm vận chuyển dầu khí – Liên doanh VietsovPetro, em đã làm đồ án với đề tài

“Xử lý dầu bằng hóa phẩm nhằm ngăn ngừa lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển dầu từ RP-3 đến CTP-2 ” Với kiến thức em thu nhận được trong thời

gian học tập và thời gian thực tế tại phòng thí nghiệm, đặc biệt là cùng với sự chỉ

bảo tận tình của thầy giáo hướng dẫn Ths Nguyễn Văn Thành, các thầy cô giáo

thuộc bộ môn Khoan – Khai thác cùng các cán bộ kỹ sư công nghệ thuộc Liên doanh Vietsovpetro, bản đồ án của em đã được hoàn thành

Mặc dù em đã rất cố gắng trong quá trình thực hiện song do kiến thức còn hạn chế, bản đồ án không tránh khỏi những sai sót nhất định về mặt kiến thức chuyên ngành cũng như cách trình bày Em rất mong nhận được sự phê bình và góp ý tâm huyết của các thầy cô giáo và các bạn bè đồng nghiệp để bản đồ án này hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày tháng năm 2016

Sinh viên thực hiện:

Nguyễn Việt Phú

CHƯƠNG 1: THÀNH PHẦN, TÍNH CHẤT CỦA DẦU THÔ MỎ RỒNG1.1 Thành phần hóa học của dầu mỏ:

1.1.1 Hydrocacbon trong dầu mỏ

Hydrocacbon là thành phần chính của dầu mỏ, chủ yếu thuộc 3 họ parafin, naphten và aromatic Chúng chiếm 60-90% khối lượng dầu thô

1.1.1.1 Hydrocacbon họ parafin

-Hydrocacbon họ parafin là các alkan mạch thẳng với công thức : CnH2n+2 (n là

số nguyên dương), gồm n-parafin (là n-alkan) và iso-alkan(là những alkan mạch thẳng có nhánh, khái niệm iso-parafin trong dầu khí không trùng với khái niệm iso-alkan trong hóa học)

-Parafin là họ hydrocacbon có nhiều thứ hai trong dầu mỏ, chỉ kém naphten Nó chiếm 20-30% dầu thô, nếu không kể C4- Nếu kể cả C4- hòa tan trong lòng đất thì

có thể đạt 40-60% Nếu tính thêm cả hydrocacbon naphten, aromatic thường mang các nhóm alkyl thì tính parafin của dầu mỏ còn cao hơn nhiều Tóm lại, kiểu cấu trúc cơ bản của dầu mỏ là cấu trúc parafin

-n-parafin thường nhiều hơn iso-parafin Phân tử iso-parafin thường mang không nhiều nhánh, các nhánh thường không dài, đa số là nhánh –CH3 Các nhánh alkyl thường nằm ở những nguyên tử cacbon nằm đầu mạch cacbon

-Họ hydrocacbon có nhiệt độ nóng chảy cao hơn các họ hydrocacbon khác nên dầu mỏ chứa nhiều parafin có nhiệt độ nóng chảy cao có thể đông đặc ở nhiệt độ thường

1.1.1.2 Hydrocacbon họ naphten

-Hydrocacbon họ naphten là các cycloalkan

-Naphten là họ hydrocacbon có nhiều nhất trong dầu mỏ

-Các dẫn xuất của cycloalkan, cyclhexan là dạng tồn tại chủ yếu Loại vòng có nhiều hơn 5, 6 nguyên tử cacbon có rất ít

-Loại một vòng có hàm lượng lớn nhất

-Naphten đa vòng trong dầu mỏ ở dạng cầu và dạng ngưng tụ Dạng ngưng tụ có nhiều hơn

1.1.1.3 Hydrocacbon họ aromatic

-Aromatic là họ hydrocacbon thơm

-Dầu mỏ luôn chứa aromatic với hàm lượng ít hơn parafin, naphten, thường chỉ mươi lăm phần trăm, song cũng có dầu chứa nhiều aromatic hơn ( như dầu Chusovo

ở Nga có tới 35% aromatic)

-Benzen có ít hơn nhiều các aromatic khác Đa số các nhánh thường nhỏ, chất đồng phân nhiều nhánh thường có nhiều hơn Hydrocacbon mang nhánh bé có nhiều hơn Aromatic đa vòng có hàm lượng bé hơn, trong đó dẫn xuất của naphtalen thường có nhiều hơn.

-Hydrocacbon vừa mang vòng thơm, vừa mang vòng no là hydrocacbon lai hợp ở một mức độ nào đó có thể coi các hydrocacbon lai hợp cũng thuộc họ hydrocacbon thơm vì tính thơm thường ảnh hưởng mạnh hơn tính vòng no

1.1.2 Các chất nhựa, asphalten

Dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon có cấu trúc rất phức tạp và phân tử lượng lớn hàng nghìn đơn vị cacbon, rất kém tan hoặc không tan, tồn tại chủ yếu ở dạng huyền phù Trong phân tử của chúng, ngoài C, H luôn có thêm các dị nguyên tố Có thể chia chúng thành ba nhóm theo khả năng hòa tan của chúng trong các dung môi nhất định đó là:

-Dầu nhựa đường (có khi còn gọi là DAO- oil deasphalten) : Cặn chân không thu được khi chưng cất dầu mỏ ở áp suất thấp được xử lí bằng propan lỏng( hoặc butan lỏng) Phần tan trong propan là dầu nhựa đường

-Gum : thêm n-pentan hoặc n-hexan vào phần cặn không tan ở trên sẽ được các chất tan, đó là gum Các chất nhựa có phân tử lượng 700-1000, là những aromatic ngưng tụ lai hợp chứa các nguyên tố kim loại có màu sẫm đen, quánh nhớt

-Nhựa đường asphalten : các chất không tan trong n-pentan họp thành nhóm chất nhựa đường asphalten Asphalten có thể tan trong benzen nóng có màu đen, sẫm đen, ở dạng bán rắn Nó không nóng chảy mà mất dần tính rắn, chuyển sang dạng quánh nhớt khi nhiệt độ tăng Nó có tỉ khối lớn hơn 1, phân tử lượng 2000-140000

1.2 Tính chất dầu thô mỏ Rồng

1.2.1 Thành phần dầu thô ở mỏ Rồng:

Dầu thô khai thác được từ mỏ Rồng của Vietsov đều có những đặc điểm chung của dầu thô nước ta, đó là thuộc loại dầu ngọt (chứa rất ít lưu huỳnh) và có hàm lượng parafin cao

Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô có ảnh hưởng rất lớn đến giá trị của dầu, do chúng có liên quan đến các vấn đề về ăn mòn thiết bị, ngộ độc xúc tác và ô nhiễm môi trường Dầu thô có thể được chia theo hàm lượng lưu huỳnh:

- Dầu ít lưu huỳnh: 0 ÷ 0.5%

- Dầu lưu huỳnh trung bình: 0.5 ÷ 1%

- Dầu lưu huỳnh: 1 ÷ 3%

- Dầu nhiều lưu huỳnh: >3%

Dầu chua có thể hiểu là loại dầu có hàm lượng H2S lớn hơn 0.05cu ft hòa tan trong 100gal dầu

Theo bảng 1.1 cho thấy, dầu thô Rồng có hàm lượng lưu huỳnh thấp (0.066 ÷ 0.120) Vì dầu sạch nên không cần thực hiện các biện pháp loại bỏ lưu huỳnh, ni-tơ đến giới hạn cho phép đối với từng quá trình xúc tác Chúng có thể được sử dụng trực tiếp trong các lò công nghiệp mà không cần chế biến.

Hàm lượng paraffin là yếu tố cơ bản ảnh hưởng tới các tính chất cơ học, độ nhớt

và nhiệt độ đông đặc của dầu Paraffin trong dầu thô tại các mỏ của XNLD VSP có hàm lượng khá cao Hàm lượng paraffin trong dầu mỏ Rồng từ 12.29-23.40%, phụ thuộc vào từng đối tượng khai thác

Bảng 1.0 Thành phần và tính chất lí hóa của dầu thô tại mỏ Rồng

Tính chất cơ bản của dầu thô Mỏ Rồng

Khối lượng riêng (kg/m³) 820-860

Độ nhớt ở 50oC

70oC

8.96-19.484.92-10.23Nhiệt độ đông đặc (oC) 30

Hàm lượng lưu huỳnh.( %) 0.066-0.120

Hàm lượng paraffin (%) 12.29-23.40

Hàm lượng nhựa – asphalten(%) 1.02-3.60

Nhiệt độ nóng chảy paraffin 57.0-62.0

Nhiệt độ bắt đầu sôi của dầu 80-105

Về cơ bản, dầu thô mỏ Rồng là loại dầu có nhiều parafin nên khó khăn trong quá trình khai thác và vận chuyển Nhưng do hàm lượng lưu huỳnh và kim loại tạp chất rất thấp, nên dầu thô mỏ Rồng vẫn là loại dầu có giá trị

* Độ nhớt động lực học (η

)

Độ nhớt động lực học là tỉ số giữa ứng suất trượt và tốc độ trượt được biểu thị cho các chất lưu dòng không có gia tốc, được tính theo công thức:

t: thời gian chảy của chất lỏng (s)

C: hằng số nhớt kế, không phụ thuộc nhiệt độ mà chỉ phụ thuộc kích thước hình học của nhớt kế

Độ nhớt động lực được tính bằng poise (P) hay centipoise (cP)

1P=100cP=100mPa s=0 1N s/cm2=1g/cm s

*Độ nhớt động học (ν

)

Độ nhớt động học là tỉ số giữa độ nhớt động lực học và tỉ trọng của chất lỏng (cả hai đều xác định ở cùng nhiệt độ và áp suất) Nó là số đo lực cản chảy của một chất lưu dưới tác dụng của trọng lực

15 6)

Trong tài liệu của Anh-Mỹ còn dùng độ oAPI:

oAPI =

60 60

5.141

d

- 131, 5 (1 3)Trong thương mại, dầu mỏ được đánh giá dựa theo nhiều tính chất khác nhau trong đó cơ bản nhất là dựa vào tỷ trọng Dầu thô tại các mỏ của XNLD VSP có giá

trị kinh tế tương đối cao vì tỷ trọng của dầu tại các mỏ Rồng khá thấp, nằm trong giới hạn 0.83 – 0.850 Như một số loại dầu nhẹ: dầu thô Oligocene (38.2oAPI), dầu thô tầng móng (37.3oAPI), một số thuộc loại dầu trung bình như tầng móng mỏ Rồng (36.15oAPI) và Rồng 6

độ các sản phẩm dầu mỏ giảm xuống

Sự xuất hiện những tinh thể paraffin làm cho dầu thô giảm tính linh động Khi nồng độ các tinh thể chưa nhiều, các tinh thể chưa lớn, chưa hình thành mạng tinh thể thì dầu vẫn có khả năng chảy Nếu nhiệt độ tiếp tục giảm xuống, các tinh thể to lên, nhiều lên, có thể liên kết với nhau tạo thành mạng đến mức ngăn cản mạnh sự chảy của chất lỏng

- Nhiệt độ đông đặc (điểm đông) hay còn gọi nhiệt độ rót (pour point): Là nhiệt

độ mà tại đó hệ lỏng dầu đựng trong một ống nghiệm có mặt thoáng không thay đổi khi nghiêng ống nghiệm

Phần lớn dầu khai thác ở các mỏ thuộc XNLD VSP được xếp vào loại dầu có nhiệt độ đông đặc cao, nhiệt độ đông đặc của dầu biến đổi trong khoảng 28-34oC

Do sự có mặt của paraffin với hàm lượng cao trong dầu đã làm cho dầu mất tính linh động ở nhiệt độ thấp và ngay cả ở nhiệt độ bình thường

Ảnh hưởng tới nhiệt độ đông đặc của dầu ngoài paraffin còn có thành phần nhựa

và asphalten Hàm lượng các chất đó trong dầu khai thác tại mỏ Rồng dao động trong khoảng 2.6-19.7% Ở điều kiện hàm lượng paraffin trong dầu không thay đổi, hàm lượng nhựa và asphalten cao sẽ làm tăng độ nhớt nhưng lại làm giảm nhiệt

độ đông đặc của dầu Trong khoảng nhiệt độ cao, dầu được coi là chất lỏng Newton

Ở nhiệt độ 50oC, dầu với hàm lượng nhựa và asphalten 19.7% có độ nhớt khoảng 62 – 70 mPa.s, lớn hơn nhiều lần so với độ nhớt của dầu (6.2mPa.s) có hàm lượng nhựa và asphalten thấp (2.6%) Nhiệt độ đông đặc của loại dầu trên tương ứng là 23-28oC và 32oC

CHƯƠNG 2: CƠ CHẾ LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ NGUYÊN NHÂN LẮNG ĐỌNG PARAFIN Ở CÁC ĐƯỜNG ỐNG DẪN MỎ RỒNG

Để hiểu rõ được quá trình kết tinh parafin, trước hết cần nghiên cứu quá trình tạo mầm và phát triển tinh thể chất rắn trong dung dịch

Hình 2.0 Độ hòa tan của chất tan trong dung môi

Với: XS: số mol của chất tan M trong dung dịch bão hòa tại TS

XC: số mol của chất tan M tại điểm xuất hiện parafin đầu tiên

XS /XC =β: độ quá bão hòa của dung dịch

TS: nhiệt độ khi dung dịch đạt độ bão hòa

TC : nhiệt độ xuất hiện tinh thể parafin đầu tiên

Thực nghiệm cho thấy, khi đạt được độ bão hòa trong dung dịch, quá trình kết tinh sẽ xảy ra Quá trình này sẽ xảy ra theo 2 giai đoạn:

- Giai đoạn 1: sự xuất hiện tinh thể đầu tiên trong dung dịch (gọi là sự tạo mầm tinh thể).

- Giai đoạn 2: sự phát triển tinh thể trong dung dịch

và dung môi, các phân tử parafin kết hợp lại để tạo thành mầm tinh thể Nếu parafin trong hỗn hợp có độ dài mạch lớn sẽ kết tinh thành dung dịch sáp rắn Sự hòa tan của các n-parafin tăng lên thì nhiệt độ kết tinh giảm

n-Sự phát triển tinh thể:

Sự phát triển tinh thể xảy ra trong mạng tinh thể tại vị trí mà năng lượng bề mặt của sự liên kết giữa tinh thể và parafin tự do lớn nhất Như vậy, sự phát triển diễn ra trên bề mặt và gia tăng rất nhanh khi có sự quá bão hòa

- Sự phát triển tinh thể hai chiều:

Sự phát triển mầm xảy ra trên bề mặt tinh thể hoàn toàn không có khiếm khuyết

Để một lớp phân tử mới chiếm bề mặt tinh thể, nó phải tạo ra trên bề mặt đó một mầm tinh thể hai chiều Sự phát triển tinh thể parafin hai chiều được mô tả trong hình 3.1

Hình 2.1 Sự phát triển tinh thể parafin hai chiều.

- Sự phát triển tinh thể theo dạng parabol:

Sự phát triển tinh thể theo dạng parabol xảy ra khi bề mặt tinh thể đó có nhiều khiếm khuyết Theo lý thuyết này, bề mặt tinh thể parafin tồn tại nhiều loại khiếm khuyết khác nhau và quá trình phát triển tinh thể sẽ xảy ra tại những khiếm khuyết này Các phân tử khiếm khuyết trên liên tục phát triển theo kiểu bậc thang trên một đường ranh dài, tạo đường xoắn ốc xung quanh điểm khiếm khuyết và sau đó thoát

ra Sự phát triển tinh thể theo hình xoắn ốc được mô tả theo hình 3.2

Hình 2.2 Sự phát triển tinh thể theo hình xoắn ốc

Hình thái học của tinh thể parafin:

Tinh thể parafin nhận được khi pha loãng parafin mạch dài trong dung môi parafin mạch ngắn, sau đó kết tinh bằng cách làm lạnh hoặc làm bay hơi dung dịch Các tinh thể này được biểu hiện chủ yếu trên hai dạng:

n Dạng lá mỏng (lamelle) : Có hình dạng như những chiếc lá mỏng( còn gọi là

phiến hay tấm) thường nhận được trong quá trình kết tinh chậm Các đơn tinh thể có kích thước từ 2-3mm và thường được phát triển theo dạng xoắn ốc

-Dạng hình kim : Tinh thể hình kim thường nhận được trong trường hợp quá

trình kết tinh xảy ra nhanh tại nhiệt độ kết tinh thấp

Ngoài hai loại hình thái tinh thể cơ bản trên, người ta còn tìm thấy một vài dạng hình thái khác như có các tinh thể giống hình kim nhưng dài và dày hơn nhiều hoặc tinh thể hình nhánh cây Người ta cũng quan sát thấy một dạng khác của tinh thể gọi

là mạng lưới tinh thể Mạng lưới tinh thể được xem là tập hợp của các vi tinh thể.Trong dung dịch đạt được sự bão hòa, tại nhiệt độ bình thường, sự tạo mầm và

sự hòa tan xảy ra liên tục sao cho các đám tinh thể đủ lớn để tạo thành tinh thể nhỏ (gọi là mầm) và từ mầm này có sự phát triển của tinh thể Đám tinh thể lớn nhất sẽ tồn tại trước khi xảy ra sự kết tinh được gọi là đám tinh thể tới hạn Đám tinh thể tới hạn( critical cluster) được xem là tinh thể nhỏ nhất

2.1 Tính chất dầu nhiều parafin:

Dầu thô được phân loại theo hàm lượng parafin rắn trong dầu thô, cụ thể là:

- Dầu thô ít parafin: có hàm lượng parafin rắn <4% khối lượng

- Dầu thô parafin: có hàm lượng parafin rắn trong khoảng từ 4 ÷ 7% khối lượng

- Dầu thô nhiều parafin: có hàm lượng parafin rắn >7% khối lượng

Hoặc theo một số tài liệu của Nga, dầu chia thành 4 loại: không có parafin (<1%), dầu ít parafin (1 ÷ 2%), dầu parafin trung bình (2 ÷12%) và dầu nhiều parafin (>12%).

Dựa vào các cách chia trên, dầu thô mỏ Rồng ở nước ta thuộc loại dầu thô nhiều parafin (hàm lượng parafin là 12.29 ÷ 23.4%) Vì là loại dầu nhiều parafin, nên dầu thô mỏ Rồng cũng có những tính chất, cụ thể như sau

2.1.1 Độ nhớt

Khác với các chất lỏng khác, tính chất nhớt của dầu thô được xem như tính chất của một hệ keo phân tán, trong những điều kiện xác định có xu hướng tạo cấu trúc thể tích Tính chất nhớt của dầu thô phụ thuộc vào nhiệt độ, hàm lượng các parafin rắn, các chất nhựa – asphalten và phụ thuộc vào trạng thái phân tán của chúng trong dầu Độ nhớt của dầu ảnh hưởng đến khả năng thực hiện các quá trình bơm, vận chuyển trong đường ống, khả năng thực hiện các quá trình phun

Yếu tố cơ bản làm thay đổi đột ngột độ nhớt của dầu thô là nhiệt độ và áp suất (đối với dầu thô chứa khí), độ phân tán của các hạt nước tạo nhũ trong dầu Ở nhiệt

độ cao hơn nhiệt độ vẩn đục của dầu thô, tinh thể parafin hòa tan tạo thành một dung dịch đồng nhất, độ nhớt của dầu thô không thay đổi theo gradient tốc độ khuấy trộn, tính chất lưu biến của dầu thô như tính chất của chất lỏng Newton Ngược lại

đo độ nhớt dưới nhiệt độ đông đặc của dầu thô các tinh thể parafin tạo gel dạng huyền phù sền sệt sau đó đông đặc dần Tính chất của dầu thô là tính chất của chất lỏng phi Newton Cần phải tác động một lực bên ngoài lớn hơn ứng lực tĩnh của các phân tử thì dầu thô mới chuyển động được Độ nhớt phụ thuộc vào tốc độ khuấy trộn, lực đưa vào càng lớn thì mạng tinh thể parafin càng dễ bị phá vỡ và dịch chuyển Người ta sử dụng các loại nhớt kế kiểu rôto để đo độ nhớt của dầu thô gần điểm đông đặc Ngoài ra, độ nhớt cũng thường được xác định trong các nhớt kế mao quản, ở đây chất lỏng chảy qua các ống mao quản có đường kính khác nhau, ghi nhận thời gian chảy của chúng qua mao quản, có thể tính được độ nhớt của chúng

2.1.2 Nhiệt độ đông đặc

Bên cạnh hàm lượng paraffin, nhiệt độ đông đặc của dầu thô cũng là một thông

số quan trọng trong việc vận chuyển dầu

Nhiệt độ đông đặc là nhiệt độ mà ở đó các phân đoạn dầu mỏ trong điều kiện thử nghiệm qui định mất hẳn tính linh động Như vậy, nhiệt độ đông đặc là đại lượng dùng để đặc trưng cho tính linh động của các phân đoạn dầu mỏ ở nhiệt độ thấp Sự mất tính linh động này có thể vì hạ nhiệt độ thấp, độ nhớt của phân đoạn dầu mỏ giảm theo và đặc lại dưới dạng các chất thù hình, đồng thời còn có thể do

tạo ra nhiều tinh thể paraffin rắn, các tinh thể này hình thành dưới dạng lưới (khung tinh thể) và những phần còn lại không kết tinh bị gói trong các khung tinh thể đó, nên làm cả hệ thống bị đông đặc lại Hình dạng các tinh thể tách ra phụ thuộc vào thành phần hóa học của hydrocacbon, còn tốc độ phát triển các tinh thể phụ thuộc vào độ nhớt của môi trường, vào hàm lượng và độ hòa tan của parafin ở nhiệt độ đó, cũng như tốc độ làm lạnh của nó.

Một số chất như nhựa lại dễ bị hấp phụ trên bề mặt tinh thể parafin nên ngăn cách không cho các tinh thể này phát triển, vì vậy dầu mỏ được làm sạch các chất này, nhiệt độ đông đặc lại lên cao Như vậy, nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào thành phần hóa học, và chủ yếu nhất là phụ thuộc vào hàm lượng paraffin rắn ở trong đó Dầu thô có hàm lượng paraffin càng nhiều thì nhiệt độ đông đặc càng cao và ngược lại Dầu thô của mỏ Rồng có nhiệt độ đông đặc khoảng 30ºC Dầu thô tại các mỏ khai thác khác của LD “Vietsovpetro” có nhiệt độ đông đặc cao, dao động từ 20 -

39 oC

2.1.3 Hàm lượng parafin rắn

Dầu thô sau khi tách các chất nhựa, asphanten bằng dung môi ete dầu mỏ và oxit nhôm, silicagen, phần còn lại được kết tinh ở -21oC để xác định hàm lượng parafin rắn Dầu thô có thể có hàm lượng parafin rắn gần giống nhau, nhưng khác nhau về

sự phân bố cấu tử của chúng thì sẽ có sự khác biệt về tính chất Sự kết tinh của parafin phụ thuộc vào điều kiện làm lạnh và tỉ lệ dung môi pha loãng

Bằng phương pháp phân tích sắc ký nhiệt độ cao xác định sự phân bố n-parafin trong dầu thô và trong mẫu lắng đọng, có thể biết được nhiệt độ nóng chảy của parafin để gia nhiệt dầu thô cho thích hợp

2.1.4 Hàm lượng nhựa-Asphalten

Nhựa và asphalten là hai thành phần có cấu thành khác nhau, asphalten chứa hầu hết các hợp chất vô cơ có trong dầu, mang tính phân cực có khả năng hoạt động bề mặt Asphalten là những mixen keo, có cấu tạo hình cầu, nhóm phân cực hướng vào tâm mixen, còn nhóm hydrocacbon không phân cực hướng ra ngoài, asphalten có khả năng phân tán đa dạng và tái phân tán, phân tử được slovat hóa bởi hydrocacbon thơm và napten

Nhựa có tính chất kiềm và trung tính, dầu thô có hàm lượng nhựa lớn thì nó làm tăng độ nhớt và tính bám dính lên đất đá có tính axit Vì thế người ta dùng phụ gia làm giảm khả năng bám dính của dầu trong lớp đá chứa để tăng hệ số thu hồi dầu… Bằng phương pháp siêu lọc, các chất nhựa và asphalten được tách ra khỏi dầu và phân tích cấu trúc nhóm cho thấy nhựa và asphalten đều là những hợp chất đa vòng thơm ngưng tụ và có cấu trúc phức tạp Trong quá trình vận chuyển, dầu thô có lẫn

nước, nhựa và asphalten là những thành phần có khả năng ổn định nhũ nước trong dầu.

và hydrocacbon nhẹ Độ phân tán của các hợp phần nặng nhựa, asphalten phụ thuộc vào thành phần hóa học của dầu thô: tỷ lệ các phân tử phân cực/không phân cực, tỷ

lệ hydrocacbon nhẹ /nặng, các hạt keo phân tán trong dầu là các yếu tố để duy trì

độ bền vững của hệ keo dầu mỏ đa phân tán

Các hạt keo thường có bề mặt riêng lớn, không bền về nhiệt động học, dễ tập hợp thành những hạt lớn dưới tác dụng của điều kiện bên ngoài như nhiệt độ, áp suất, Trong quá trình khai thác,vận chuyển, tàng trữ, do có sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, tốc độ dòng chảy và ngay cả khi pha trộn các loại dầu thô sẽ làm thay đổi trạng thái cân bằng động học của dầu thô và vì thế xảy ra hiện tượng lắng đọng “Hệ keo” trên thành đường ống cũng như thiết bị, tàu chứa Để giải thích cơ chế lắng đọng người ta đã đưa ra nhiều cách giải thích Năm hiệu ứng và cơ chế giải thích nguyên nhân gây phá vỡ cân bằng của hệ keo,tạo hiện tượng lắng đọng đã được thừa nhận

2.2.1 Hiệu ứng hòa tan:

Sự lắng đọng các phân tử hữu cơ nặng có thể được giải thích bởi sự phá vỡ cân bằng đa phân tán của các cấu tử trong dầu Bất kì sự thay đổi nào về nhiệt độ, áp suất hoặc thành phần dầu thô đều có thể làm mất ổn định hệ keo dầu Khi đó sự cân bằng đa phân tán của các cấu tử trong dầu bị phá vỡ, sự lắng đọng các hợp phần nặng sẽ xảy ra Các chất hữu cơ nặng và phân cực tách ra khỏi dầu đi vào mixen hoặc đi vào kết tủa rắn

2.2.2 Hiệu ứng keo tụ:

Các hợp phần nặng trong dầu thô (đặc biệt là asphalten) là những phân tử có cấu trúc phức tạp, có các nhóm phân cực Chúng không hòa tan trong hydrocacbon parafin mà phân tán trong dầu thô với các hạt kích thước rất nhỏ Các hạt này hấp phụ lên bề mặt parafin tạo lớp vỏ slovat hóa và làm các phân tử parafin lơ lửng trong dầu Khi hàm lượng nhựa thay đổi, hiện tượng hấp phụ các phân tử nặng lên

bề mặt parafin, làm biến đổi về cấu trúc và làm chúng keo cụm lại, gây ra sự ảnh hưởng đến tính chất lưu biến của dầu

2.2.3 Hiệu ứng điện động học:

Khi dầu thô chảy trong ống dẫn, sự va chạm giữa các phân tử gây nên sự tích điện trái dấu Chính sự tích điện này là nguyên nhân dẫn đến sự tích tụ của các hạt keo và làm chúng sa lắng vào thành ống Ảnh hưởng đến hiệu ứng điện động học là các đặc tính điện và nhiệt của ống dẫn, chế độ dòng chảy và tính chất của các hợp phần phân cực có trong dầu

2.2.4 Cơ chế khuếch tán phân tử:

Cơ chế khuếch tán phân tử xảy ra do sự chênh lệch hàm lượng parafin trong tiết diện ống dẫn

Khi dầu được vận chuyển trong đường ống, sẽ xảy ra sự mất nhiệt độ của dòng dầu do sự trao đổi nhiệt với môi trường bên ngoài qua thành ống (trong trường hợp đường ống không được bảo ôn) Sự khuếch tán phân tử xảy ra ngay khi nhiệt độ thành ống đạt đến điểm xuất hiện parafin Các phân tử parafin có nhiệt độ nóng chảy cao sẽ tách ra và bám dính vào thành ống, làm giảm lượng parafin hòa tan so với tâm ống và parafin sẽ khuếch tán từ tâm ra phía thành ống Sự bám dính này phụ thuộc vào lực hấp phụ, năng lượng bề mặt tự do của parafin và độ thấm ướt của thành ống Khi các phân tử parafin bám dính vào thành ống, sẽ làm cho thành ống

xù xì, tạo điều kiện sa lắng cho các phân tử parafin tiếp theo

Tốc độ khuếch tán của parafin được biểu thị theo công thức :

dr

dT dT

dC D dr

η : Khối lượng phân tử parafin hòa tan đến thành ống(kg/s.m2)

ρ : Khối lượng riêng của parafin rắn kg/m3

D : Hệ số khuếch tán phân tử phân tử của parafin

dC/dr : Gradient nồng độ của parafin hòa tan tới thành ống, liên quan đến khoảng cách (mỗi met)

dC/dT: Gradient nồng độ của parafin hòa tan liên quan tới nhiệt độ °C

dT/dr : Gradient nhiệt độ xuyên tâm gần thành ống (°C/m)

Hệ số khuếch tán của mỗi dầu thô tỷ lệ nghịch với độ nhớt động lực học của nó :

Hình 2.3 Sự lắng đọng điện động học trong đường ống

Sự kết tụ và phát triển các chất keo hữu cơ nặng và sự lắng đọng

của chúng.

2.2.5 Cơ chế phân tán trượt:

Khi vận chuyển dầu thô, do giảm nhiệt độ, các phân tử parafin tách ra và khi còn nhỏ tạo thành huyền phù trong dòng chảy, có khuynh hướng chuyển động theo dòng chảy Sự trượt giữa chất lỏng gần thành ống gây nên sự di chuyển ngang của các hạt parafin và “giãn” các hạt parafin từ lõi chảy rối đến thành ống Kết quả là các hạt parafin từ lõi chảy rối sa lắng xuống thành ống nơi đã có các phân tử parafin

sa lắng trước đó theo cơ chế khuếch tán phân tử

Phân tán trượt vận chuyển các hạt parafin rắn, không có khuynh hướng tạo mầm kết tinh trên bề mặt thành ống nên kém bền vững Lắng đọng do cơ chế phân tán trượt không bền bằng lắng đọng do cơ chế khuếch tán phân tử Sự lắng đọng parafin trong trong thực tế là sự tổ hợp của hai cơ chế : khuếch tán phân tử và phân tán trượt Ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin, cơ chế khuếch tán phân tử chiếm ưu thế hơn, còn ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin thì cơ chế phân tán trượt trội hơn

2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng:

Khi ở trạng thái bão hòa khí trong mỏ, do ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, nên các phân tử parafin có nhiệt độ nóng chảy cao sẽ nằm ở trạng thái cân bằng hòa tan Khi khai thác, do có sự thay đổi về cân bằng nhiệt động và sự tách khí từ dầu, các phân tử parafin bắt đầu sa lắng và keo tụ lại, kết thành mạng tinh thể Các yếu tố ảnh hưởng đến sự lắng đọng parafin là: nhiệt độ, áp suất, hàm lượng parafin và khí hòa tan, tốc độ dòng chảy

2.3.1 Nhiệt độ

Thông số chính ảnh hưởng đến khả năng hòa tan parafin là nhiệt độ Cấu trúc của parafin khiến chúng chỉ có một giới hạn hòa tan trong dầu thô Khả năng hòa tan parafin giảm khi nhiệt độ giảm Khi nhiệt độ dầu thô xuống thấp hơn nhiệt độ hóa đục, parafin bắt đầu kết tinh

Khi nhiệt độ đến gần nhiệt độ đông đặc( cao hơn nhiệt độ đông đặc 5-10°C), dầu

ở thể huyền phù với những hạt parafin tự do Khi nhiệt độ dòng dầu giảm xuống, các hạt parafin sẽ hình thành mạng tinh thể Cần tác dụng một lực bên ngoài lớn hơn lực tĩnh của các cấu trúc parafin để dầu có thể chuyển động được Lực bên ngoài đưa vào càng mạnh thì càng dễ phá vỡ cấu trúc parafin và dịch chuyển dòng dầu

2.3.2 Áp suất:

Hình 2.4 Hiệu ứng keo tụ

Dầu ở áp suất lớn hơn áp suất bão hòa thì không phụ thuộc vào yếu tố khí Nhiệt

độ bắt đầu kết tinh sẽ tăng tuyến tính với sự tăng áp suất, khoảng 6-7ºC/10at

Trong vùng áp suất nhỏ hơn áp suất bão hòa, người ta ghi nhận sự gia tăng đáng

kể của nhiệt độ bắt đầu kết tinh khi giảm áp

Khi dầu thô chảy dọc theo thân giếng, áp suất dòng dầu giảm dần, các phân đoạn nhẹ trong dầu bay hơi Sự giãn nở nhanh của khí đã làm nhiệt độ dòng dầu giảm, đồng thời giảm độ hòa tan của các phân đoạn parafin có nhiệt độ nóng chảy cao trong dầu, khiến gia tăng sự lắng đọng

2.3.3 Thành phần, hàm lượng parafin và khí hòa tan:

Dầu có chứa thành phần các paraffin có phân tử lượng lớn, nhiệt độ nóng chảy cao càng lớn thì càng dễ xảy ra sự lắng đọng Sự lắng đọng xảy ra, các parafin có phân tử lượng lớn sẽ lắng đọng trước, tạo điều kiện cho các sự lắng đọng tiếp theo Với loại dầu thô có hàm lượng paraffin rắn trên 40%, quá trình lắng đọng xảy ra nhanh và chất lắng đọng có độ cứng khá cao, rất khó xử lý theo bất kì phương pháp nào

Khi các khí (hydrocacbon nhẹ) hòa tan trong dầu thì sẽ làm gia tăng khả năng hòa tan của tan của các paraffin trong dầu vì các paraffin dễ dàng tan trong dung môi các paraffin nhẹ Khi có sự tách khí thì làm giảm khả năng hòa tan các paraffin đồng thời dẫn đến sự mất nhiệt nên làm gia tăng sự lắng đọng paraffin

Sự có mặt của nước làm thay đổi tính thấm ướt bề mặt, nước thấm ướt bề mặt ống làm giảm sự kết dính giữa dầu và thành ống (vì nước phân cực, không ưa dầu) nên có thể làm giảm sự lắng đọng Nếu hàm lượng nước tăng lên không gây nên việc làm cho bề mặt kim loại thấm ướt, sự lắng đọng vẫn có thể tiếp tục xảy ra Tuy nhiên sự thấm ướt bề mặt kim loại làm gia tăng sự ăn mòn

2.3.4 Tốc độ dòng chảy:

Sự tích tụ các chất lắng đọng, ban đầu gia tăng theo sự tăng tốc độ của dòng chảy, do sự gia tăng vận chuyển các hạt Sau đó, cường độ tích tụ các chất lắng đọng giảm xuống do gia tăng sự va chạm của dòng chảy đến ngưỡng vượt quá độ bền của các parafin bám dính trên bề mặt kim loại Ở những tốc độ dòng lớn, các hạt parafin được giữ trôi nổi theo dòng dầu

∗Ngoài các yếu tố trên, bề mặt đường ống đóng vai trò không kém phần quan trọng Mức độ xử lí bề mặt đường ống có tác động đáng kể lên độ bám dính của chất lắng đọng parafin lên bề mặt đường ống Độ nhẵn bóng của bề mặt càng tăng,

sự bám dính của chất lắng đọng lên đó càng yếu, lớp parafin có thể tách khỏi thành ống dễ dàng

2.4 Lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển dầu RP-3 đến CTP-2

2.4.1 Nguyên nhân:

Như những phần trên đã trình bày, dầu khai thác ở khu vực mỏ Rồng có đặc điểm

là hàm lượng parafin, asphalten, keo nhựa và độ nhớt cao Các tính chất đặc trưng

đó là một trong các nguyên nhân chính yếu gây nên những biểu hiện phức tạp trong tính chất lưu biến của dầu Tại nhiệt độ tiệm cận nhiệt độ đông đặc của dầu, quá trình lắng đọng parafin- keo nhựa xảy ra mạnh mẽ trên đường ống vận chuyển Điều này có thể được giải thích qua các nguyên nhân sau:

- Do hàm lượng parafin- keo nhựa trong thành phần dầu thô của mỏ Rồng cao, nên thường xuyên xảy ra quá trình lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển

và khai thác

- Nhiệt độ trong dầu giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh của parafin Khi vận chuyển dầu qua đường ống, sự thất thoát về nhiệt độ ra ngoài môi trường qua thành ống vận chuyển là diều tất yếu Nhất là khi đường ống không được bảo ôn, sự lắng đọng lại càng xảy ra mạnh mẽ

- Sau thời kỳ khai thác tự phun, có những giếng chuyển sang khai thác gaslift Phương pháp này duy trì được sản lượng khai thác trên các mỏ, song đồng thời làm trầm trọng thêm tình hình lắng đọng parafin trong đường ống vận chuyển và trong ống khai thác do nhiệt độ của dầu giảm đi đáng kể

- Sự tách khí ra khỏi dòng dầu cũng làm tăng cường độ lắng đọng parafin, vì như chúng ta biết thì parafin dễ dàng hòa tan trong dung môi các parafin nhẹ Tách khí

ra khỏi dòng dầu dẫn đến sự gia tăng các hợp phần nặng trong dầu, nhiệt độ dầu giảm, dẫn đến lắng đọng parafin

- Bề mặt của đường ống vận chuyển được sử dụng lâu ngày sẽ không còn trơn nhẵn do sự ăn mòn của dung dịch và do sự ma sát với dòng dầu Bề mặt đường ống

xù xì tạo điều kiện cho các phân tử parafin bám dính và kết tụ

- Quá trình vận chuyển dầu bằng đường ống có thể phải tạm dừng do dầu có độ nhớt cao và tiết diện đường ống nhỏ, dẫn đến giảm lưu lượng vận chuyển

2.4.3 Tính chất và thành phần vật chất lắng đọng parafin:

Nghiên cứu tính chất dầu và thành phần vật chất từ các mẫu lắng đọng ở mỏ Rồng, cho thấy:

- Dầu thô có hàm lượng parafin cao (<24%), nhiệt độ đông đặc 30ºC.

- Thành phần chính trong lắng đọng là n-parafin, chiếm >80%, nhựa và asphalten chỉ chiếm 3-4%, còn lại là các phân đoạn nhẹ của dầu và vật liệu vô cơ (SiO2, CaCO3 , Fe2O3 …)

- Phân bố n-parafin trong mẫu lắng đọng gồm 2 vùng rõ rệt, vùng thứ nhất có cực đại khoảng nC29 ÷ nC31, vùng thứ hai có cực đại khoảng nC43 ÷ nC47 trong khi đó mẫu dầu thô chỉ có một cực đại khoảng nC25 ÷ nC29 Ở hầu hết các mẫu lắng đọng,

% khối lượng (%KL) các n - Parafin của vùng 2 lớn hơn vùng 1 Vùng 1 đặc trưng cho mẫu dầu thô, vùng hai nói lên mức độ tích tụ các n-Paraffin nặng của mẫu

- Nhiệt độ nóng chảy của đa số mẫu lắng đọng hữu cơ ở dạng cao, ≈ 80ºC

Bảng 2.1 Nhiệt độ nóng chảy của các n-parafin

ra hiện tượng tắc nghẽn trong hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống.

Bảng 2.2 Kết quả xác định thành phần và phân bố n-parafin

trong mẫu dầu thô mỏ Rồng

Số Cacbon của

n-parafin

%khối lượng

Số Cacbon của n-parafin %khối lượng

Số Cacbon của

n-parafin

%khối lượng

Số Cacbon của n-parafin %khối lượng

CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP NGĂN NGỪA VÀ XỬ LÝ LẮNG

ĐỌNG PARAFIN CHO ĐƯỜNG ỐNG 3.1 Các phương pháp hạn chế kết tinh lắng đọng parafin cho đường ống

Ta có thể hạn chế kết tinh parafin cho đường ống vận chuyển theo một số phương pháp sau đây:

- Khi thiết kế, sản xuất ống vận chuyển, ta sơn một lớp sơn đặc biệt (hoặc tráng epoxi, thủy tinh) bên trong ống để làm giảm độ nhám của thành ống Thành ống trơn nhẵn, sẽ làm hạn chế sự bám dính của các phân tử parafin, tránh tạo mầm kết tinh cho các phân tử tiếp theo sa lắng

- Tăng vận tốc dòng chảy, tức là tăng lưu lượng vận chuyển Bởi vì như ta đã biết, cường độ lắng đọng parafin đầu tiên tăng theo sự gia tăng của vận tốc dòng chảy, nhưng sau đó giảm dần do sự va chạm của dòng chảy vượt quá ngưỡng bền của các lắng đọng parafin

- Duy trì áp suất cao (10 ÷ 15at) trên ống thu gom để hạn chế việc tách khí và tốc

độ chảy cao để gây động lực ngăn cản sự lắng đọng

- Sử dụng hóa chất, trước hết là các hoạt chất bề mặt, ngăn cản sự hình thành nhũ tương dầu, thành ống sẽ tiếp xúc với nước chứ không tiếp xúc với dầu, giảm khả năng bám dính Đồng thời , hoạt chất sẽ hấp phụ trên bề mặt các tinh thể, làm chậm

hoặc cản hoàn toàn sự tăng trưởng của chúng , hạn chế sự lắng đọng Ở các nước phương tây các hóa chất được chia thành hai nhóm là “Bôi trơn” và “phân tán” Loại thứ nhất có khả năng tạo một lớp mỏng trên bề mặt thiết bị ngăn cản sự lắng đọng, còn loại thứ hai ngăn cản sự liên kết của các tinh thể parafin làm cho chúng ở trạng thái phân tán trong suốt quá trình vận chuyển Các hoạt chất bề mặt được sử dụng phổ biến ở nước ta hiện nay có các tên thương phẩm Sepaflux, Paravan, Sellowim…với hàm lượng 0,1 ÷ 0,005% có tác dụng hạ thấp nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến của dầu (400 ÷ 1000 g/tấn dầu).

- Vận chuyển dầu cùng khí hoặc nước, vì các phân tử parafin dễ hòa tan trong các dung môi nhẹ

- Sử dụng giải pháp nhiệt, hay còn gọi là vận chuyển dầu nóng, mà bản chất của

nó là duy trì dầu ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của parafin

3.2 Các phương pháp xử lý lắng đọng parafin cho đường ống

Sự cố lắng đọng parafin trong đường ống gây nhiều thiệt hại về mặt kinh tế, và

nó cũng luôn đồng hành với công nghiệp dầu mỏ Có nhiều phương pháp khác nhau để xử lý tình trạng này Căn cứ vào bản chất, người ta chia ra làm 3 nhóm chính là : phương pháp cơ học, phương pháp nhiệt và phương pháp hóa học

3.2.1 Phương pháp cơ học:

Đây là phương pháp được sử dụng rộng rãi và đơn giản nhất dựa trên việc sử dụng máy cào, máy nạo hoặc thoi đẩy Đường ống thu gom phải ít gấp khúc Nhược điểm là dễ gây tắc nghẽn và tổn hao dầu

Một phương pháp loại bỏ paraffin được sử dụng rộng rãi đối với giếng tự phun hay giếng khí nâng, là sử dụng một dao nạo nối với một dây cáp Hầu hết các dây này được điều khiển bằng tay, tuy nhiên một vài dao nạo được điều khiển tự động bằng một thiết bị định giờ Hệ thống khai thác yêu cầu phải đóng giếng trong thời gian dao nạo đi xuống đáy ống khai thác Khi quá trình khai thác bắt đầu hoạt động lại, dao nạo sẽ bung ra hay giãn nở ra và nạo paraffin khỏi ống khai thác khi nó di chuỷên tới bề mặt của ống Để vận hành được dụng cụ này,các giếng có thể ngưng khai thác và mở bằng tay hoặc điều khiển tự động nhờ một thiết bị định giờ

Một phương pháp sử dụng rộng rãi trong các giếng gaslift là sử dụng thiết bị chuyên dụng như vòng nạo và bi, người ta có thể gắn trên cần đẩy một bộ vòng nạo

và trong quá trình hoạt động, vòng nạo sẽ làm sạch luôn paraffin lắng đọng trên thành ống khai thác Paraffin có thể được loại khỏi ống khai thác của giếng gaslift với các piston rỗng đã được lắp đặt để làm tăng hiệu quả của khí nâng Các dao nạo cũng được nối với cần bơm để loại bỏ paraffin khi giếng được bơm

Các chất lắng đọng trong dòng chảy có thể được nạo cơ học bằng cách ép các nút vào đường ống Có 2 loại nút là nút tan (sáp kết tinh, naphtan ) và nút không tan (cao su, nhựa dạng hình cầu ) Các máy tự bơm thường được sử dụng để bơm định kỳ các khối cầu này vào đường ống, các dao nạo được giữ lại ở cuối đường ống và được tái sử dụng.

Ngoài ra, người ta còn sử dụng thoi đẩy, là vật thể rắn có hình dạng phù hợp với hệ thống đường ống Ở các thời điểm thích hợp, thoi được phóng đi để loại bỏ lắng đọng parafin, asphalten và nhựa

3.2.2 Phương pháp nhiệt:

Phương pháp nhiệt là dùng nguồn nhiệt làm tan chảy lắng đọng parafin Dựa vào bản chất và cách thức tiến hành, ta chia ra thành giải pháp nhiệt và giải pháp nhiệt kết hợp Giải pháp nhiệt gồm có bơm chuyển dầu nóng và bơm chuyển dầu đã xử lý nhiệt Còn giải pháp nhiệt kết hợp, ở đây chỉ trình bày về phương pháp xử lý hóa nhiệt

*Bơm chuyển dầu đã xử lý nhiệt:

Tiến hành phương pháp này, ta nung dầu đến nhiệt độ nóng chảy hết các parafin, sau đó để nguội, thực hiện quá trình tái kết tinh, tạo ra mạng hình cây không bền vững Nguyên nhân là trong quá trình tái kết tinh, thành phần nhựa có tác dụng như một hoạt chất bề mặt hấp phụ trên bề mặt các tinh thể, số lượng các tinh thể sẽ lớn và kích thước chúng bé, hình dáng tinh thể thay đổi Kết quả xử lý phụ thuộc vào nhiệt độ nung cần thiết cho mỗi loại dầu có hàm lượng keo khác nhau, tốc độ làm lạnh tối ưu để có kết quả và nhiệt độ cần duy trì sau khi xử lý

*Bơm chuyển dầu nóng:

Phương pháp này sử dụng hệ thống cấp nhiệt sưởi nóng các mạch đường ống dẫn, các máy bơm hút, các vật chứa sao cho nhiệt độ của dầu cao hơn nhiệt độ kết tinh của parafin, khiến chúng không thể kết tinh được Trên đường ống vận chuyển dầu, người ta đặt các trạm gia nhiệt Dầu thô có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sẽ

đi qua các trạm gia nhiệt này, nhiệt độ tăng lên sẽ bù lại cho phần nhiệt lượng mất đi

do sự thất thoát nhiệt với môi trường trường trong quá trình vận chuyển Các trạm gia nhiệt được bố trí trên tuyến ống sao cho nhiệt độ của dầu luôn luôn được giữ cao hơn nhiệt độ kết tinh của parafin

Để dầu cuối đường ống luôn đảm bảo ở trạng thái lỏng, người ta sử dụng các biện pháp sau:

1. Đặt đường ống trong đường hầm sưởi

2. Gia nhiệt cho đường ống bằng sợi dây nung mềm (nung bằng điện năng)

3. Sử dụng biện pháp cách nhiệt

4. Bảo ôn đường ống dẫn dầu với đường ống khác (đường ống dẫn hơi nước, đường ống dẫn nước nóng).

5. Trộn lẫn bổ sung dầu không parafin nóng trên đường vận chuyển

*Phương pháp hóa nhiệt:

Đây là phương pháp được sử dụng khá phổ biến hiện nay Bản chất của phương pháp này là sự dụng nguồn nhiệt sinh ra từ các phản ứng hóa học

Để xử lý nhiệt hóa ta có thể dùng hai nhóm hóa chất Nhóm thứ nhất có xu hướng hình thành các slovate trong dầu và định hướng song song với dòng chảy, ngăn cản các chuyển động rối theo phương vuông góc, giảm tiêu hao năng lượng và cải thiện dòng chảy, hiệu quả nhất là CarboxyMetilXentulose Nhóm thứ hai có xu hướng kết hợp với mạng tinh thể parafin Các tinh thể được phụ gia bao bọc, lực liên kết lẫn nhau giảm đi, không thể tạo ra mạng vững chắc Thuần túy hóa chất cũng cần kết hợp với nhiệt để đạt hiệu quả cao

3.2.3 Phương pháp từ trường:

Đối với phương pháp này thường thì người ta đặt máy phát từ ở miệng giếng Nguyên tắc của máy là người ta cho dòng dầu đi qua một đoạn ống làm bằng vật liệu không nhiễm từ, trên ống có bố trí những cuộn cảm ứng và khi cho dòng điện

đi qua những cuộn cảm ứng này sẽ tạo ra từ trường biến thiên và làm cho dầu bị nhiễm từ

Cơ sở của phương pháp này là thiết lập một từ trường phù hợp trong hệ thống giếng khoan, hệ thống đường ống dẫn Từ trường này sẽ làm cho các cấu tử có phân

tử lượng lớn trong dầu bị nhiễm từ, làm xáo trộn lớp điện tử ngoài cùng hoặc tác động chuyển dịch điện tích bề mặt của các phân tử parafin, làm thay đổi hướng phát triển tinh thể, dẫn đến các cấu trúc tinh thể tạo thành không bền và sự lắng đọng khó xảy ra hơn

Các tác động ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng phương pháp : Mức độ tác động của từ trường phụ thuộc vào cường độ từ trường, vật liệu làm đường ống, các đặc trưng lý hóa của dầu thô, hàm lượng và thành phần nước khai thác đi kèm, tốc độ bơm dầu qua vùng từ trường

Hàm lượng nước biển gia tăng trong hỗừn hợp dầu/nước làm gia tăng tác động tích cực của từ trường Nhiệt độ tối ưu để đảm bảo tác động của từ trường là trong khoảng 40-50°C Những yếu tố này đảm bảo tính hiệu quả khi áp dụng sử dụng từ trường trong các giếng gaslift, trong hệ thống đường ống thu gom dầu đặc biệt khi sản lượng của dầu đã giảm, dầu lạnh hơn và chứa nhiều nước khai thác

Người ta nhận thấy rằng từ trường không chỉ làm giảm độ nhớt và lắng đọng của dầu thô nhiều parafin mà cặn lắng đọng còn mềm và dễ xử lí hơn

3.2.4 Phương pháp bao phủ đường ống:

Trong rất nhiều công trình liên quan đến vấn đề chất liệu và việc đánh bóng bề mặt thiết bị đối với mức độ nhiễm parafin đã chỉ ra rằng trạng thái bề mặt vật liệu

có ảnh hưởng đến mức độ nhiễm parafin Cùng một độ nhẵn như nhau, cùng một điều kiện thử nghiệm như nhau, một số chất liệu (polyetilen, teplon, F4.v.v.) bị nhiễm parafin, một số chất liệu khác như xenlulô, thủy tinh, một số poliamid lại không bị nhiễm Các kết quả thí nghiệm và các lý thuyết cho phép nhận định rằng

sự kết dính kém với parafin chỉ có ở các vật liệu có tính phân cực cao Thủy tinh là vật liệu có tính kết dính với parafin thấp nhất Ngoài ra thủy tinh là vâùt liệu sẵn có,

rẻ tiền và chịu được môi trường axit và hoàn toàn có thể được sử dụng khi là nguyên liệu kỹ thuật để tráng thủy tinh vào phía bên trong thành ống khai thác

Kỹ thuật bao phủ đường ống sử dụng các vật liệu sơn phủ đường ống có tính kết dính kém với parafin-nhựa-asphalten trong dầu thô Chẳng hạn như người ta sử dụng các ống thủy tinh có độ dày 0,8-1mm dính chặt vào bên trong đường ống khai thác Bề mặt của thủy tinh phản ứng với nước tạo thành nhóm -OH ưa nước và xuất hiện độ phân cực tương đối mạnh làm cho parafin khó liên kết chặt trên thành giếng dẫn đến giảm sự lắng đọng parafin

Ngày nay, người ta thường sử dụng các chất keo epoxy, nhựa cứng, thủy tinh lỏng hoặc các chất hợp chất polyme phủ lên bề mặt bên trong đường ống Cơ sở phương pháp này giống như phương pháp dùng ống thủy tinh nhưng hiệu quả và dễ thực hiện hơn

Ống được phủ chất dẻo được sử dụng trong một số trường hợp để làm giảm sự lắng đọng parafin và để ngăn cản sự ăn mòn Sự lắng đọng parafin lên bề mặt chất dẻo là chậm hơn lên bề mặt thép, nhưng sự tích tụ sẽ tiếp tục với cùng tốc độ lên ống thép sau khi ống chất dẻo đã được phủ đầy lớp parafin Do đó, mặc dù ống đã được phủ chất dẻo cũng cần phải kết hợp với quá trình làm sạch bằng phương pháp

cơ học, phương pháp tẩy rửa bằng dung môi, dầu nóng hay phương pháp khác Tuy nhiên, dung môi hoặc dầu nóng sẽ phá hỏng ống PVC Dầu nóng sẽ làm hỏng lớp chất dẻo trên đường ống có phủ chất dẻo.Vì vậy với ống có phủ chất dẻo phải chú ý việc giữ áp suất làm việc như đã định trong ống đồng thời nhiệt độ dầu nóng phải được xem xét trong áp suất làm việc của ống chất dẻo Nói chung áp suất làm việc

đã định phải được giảm khi ở nhiệt độ trên 150°F Lớp phủ phenolic có thể chịu được dầu nóng lên đến 300°F Nhiệt độ dầu nóng lớp phủ epoxy không nên vượt quá 150°F

3.2.5 Phương pháp hóa học:

Là phương pháp đưa các H-C nhẹ hoặc hóa chất vào trong dòng dầu để xử lý, ngăn ngừa lắng đọng parafin cũng như cải thiện tính chất lưu biến của dầu Để hòa tan các tích tụ parafin, người ta có thể sử dụng condensate, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hỏa, butan, pentan, xylene, toluene, benzene, CacbontetraClorit (CCl4) và Cacbondisulfit (CS2) Các condensate có hàm lượng thơm thấp thì không có khả năng hòa tan lắng đọng có chứa asphalten Tuy nhiên, condensate với hàm lượng thơm cao thì lại có khả năng hòa tan asphalten rất tốt Các H-C nhẹ sẽ hòa tan parafin, vì thế giảm lắng đọng parafin

3.2.5.1 Sử dụng chất hoạt động bề mặt:

Bản chất của việc sử dụng các chất hoạt động bề mặt chính là việc lợi dụng đặc tính quan trọng của nó: làm giảm sức căng bề mặt Sức căng bề mặt giảm đi khi nồng độ của chất hoạt động bề mặt ở liên diện tăng lên Sức căng bề mặt đạt đến giá trị tối thiểu khi bề mặt của liên diện được bao kín hoàn toàn bằng chất hoạt động bề mặt Nồng độ chất hoạt động bề mặt tại giá trị sức căng bề mặt tối thiểu gọi là nồng

độ Mixen tới hạn (CMC) Chúng sẽ ở dưới dạng tập hợp nhiều kiểu sắp xếp khác nhau chứ không riêng lẻ

Điểm đông (ºF)

Tỷ trọng ở 77ºF (lb/gal)

Trong dầu

Trong nước

NI9 Không

Các chất hoạt động bề mặt có tính chất hấp phụ, thấm ướt, phân tán Từ đó, cải thiện được tính chất lưu biến của dầu và ngăn ngừa sự lắng đọng parafin

3.2.5.2 Sử dụng hóa chất giảm nhiệt độ đông đặc PPD (Pour Point Depressant)