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 năm 1986 ngành dầu khí đón dòng dầu khai thác đầu tiên, Việt Nam trở thành nước khai thác xuất dầu thô giới Cho đến ngành dầu khí quốc gia Việt Nam đóng góp lớn vào ngân sách nước nhà, nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn Do nhiệm vụ người kỹ sư Khoan – Khai thác phải nắm rõ áp dụng công nghệ vào khai thác nhằm nâng cao hiệu khai thác dầu giúp cho ngành dầu quốc gia ngày phát triển vững Dầu thô mỏ Rồng đặc trưng nồng độ cao hydrocacbon nặng (còn gọi parafin) Việc dịch chuyển dầu thô từ vỉa lên miệng giếng, giếng lên hệ thống chứa mỏ với trở nên khó khăn, phức tạp có hình thành lắng đọng parafin ống dẫn Hơn nữa, hầu hết giếng khai thác mo Rồng ngừng khai thác tự phun, mà chuyển qua khai thác gaslift Chính điều 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 Vì ta phải nắm rõ trình hình thành kết tinh parafin phương pháp hạn chế xử lý lắng đọng parafin để nâng cao hiệu khai thác vận chuyển Được cho phép môn Khoan – Khai thác, khoa Dầu khí trải qua trình thực tập Viện nghiên cứu khoa học thiết kế dầu khí biển, phòng Thí nghiệm vận chuyển dầu khí – Liên doanh VietsovPetro, em làm đồ án với đề tài “Xử lý dầu hóa phẩm nhằm ngăn ngừa lắng đọng parafin đường ống vận chuyển dầu từ RP-3 đến CTP-2 ” Với kiến thức em thu nhận thời gian học tập thời gian thực tế phòng thí nghiệm, đặc biệt với bảo tận tình thầy giáo hướng dẫn Ths Nguyễn Văn Thành, thầy cô giáo thuộc môn Khoan – Khai thác cán kỹ sư công nghệ thuộc Liên doanh Vietsovpetro, đồ án em hoàn thành Mặc dù em cố gắng trình thực song kiến thức hạn chế, đồ án không tránh khỏi sai sót định mặt kiến thức chuyên ngành cách trình bày Em mong nhận phê bình góp ý tâm huyết thầy cô giáo bạn bè đồng nghiệp để đồ án hoàn thiện 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 RỒNG 1.1 Thành phần hóa học dầu mỏ: 1.1.1 Hydrocacbon dầu mỏ Hydrocacbon thành phần dầu mỏ, chủ yếu thuộc họ parafin, naphten aromatic Chúng chiếm 60-90% khối lượng dầu thô 1.1.1.1 Hydrocacbon họ parafin -Hydrocacbon họ parafin alkan mạch thẳng với công thức : C nH2n+2 (n số nguyên dương), gồm n-parafin (là n-alkan) iso-alkan(là alkan mạch thẳng có nhánh, khái niệm iso-parafin dầu khí không trùng với khái niệm isoalkan hóa học) -Parafin họ hydrocacbon có nhiều thứ hai dầu mỏ, naphten Nó chiếm 20-30% dầu thô, không kể C 4- Nếu kể C4- hòa tan lòng đất đạt 40-60% Nếu tính thêm hydrocacbon naphten, aromatic thường mang nhóm alkyl tính parafin dầu mỏ cao nhiều Tóm lại, kiểu cấu trúc dầu mỏ cấu trúc parafin -n-parafin thường nhiều iso-parafin Phân tử iso-parafin thường mang không nhiều nhánh, nhánh thường không dài, đa số nhánh –CH Các nhánh alkyl thường nằm nguyên tử cacbon nằm đầu mạch cacbon -Họ hydrocacbon có nhiệt độ nóng chảy cao họ hydrocacbon khác nên dầu mỏ chứa nhiều parafin có nhiệt độ nóng chảy cao đông đặc nhiệt độ thường 1.1.1.2 Hydrocacbon họ naphten -Hydrocacbon họ naphten cycloalkan -Naphten họ hydrocacbon có nhiều dầu mỏ -Các dẫn xuất cycloalkan, cyclhexan dạng tồn chủ yếu Loại vòng có nhiều 5, nguyên tử cacbon có -Loại vòng có hàm lượng lớn -Naphten đa vòng dầu mỏ dạng cầu dạng ngưng tụ Dạng ngưng tụ có nhiều 1.1.1.3 Hydrocacbon họ aromatic -Aromatic họ hydrocacbon thơm -Dầu mỏ chứa aromatic với hàm lượng parafin, naphten, thường mươi lăm phần trăm, song có dầu chứa nhiều aromatic ( dầu Chusovo Nga có tới 35% aromatic) -Benzen có nhiều aromatic khác Đa số nhánh thường nhỏ, chất đồng phân nhiều nhánh thường có nhiều Hydrocacbon mang nhánh bé có nhiều Aromatic đa vòng có hàm lượng bé hơn, dẫn xuất naphtalen thường có nhiều -Hydrocacbon vừa mang vòng thơm, vừa mang vòng no hydrocacbon lai hợp mức độ coi hydrocacbon lai hợp thuộc họ hydrocacbon thơm tính thơm thường ảnh hưởng mạnh tính vòng no 1.1.2 Các chất nhựa, asphalten Dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon có cấu trúc phức tạp phân tử lượng lớn hàng nghìn đơn vị cacbon, tan không tan, tồn chủ yếu dạng huyền phù Trong phân tử chúng, C, H có thêm dị nguyên tố Có thể chia chúng thành ba nhóm theo khả hòa tan chúng dung môi định là: -Dầu nhựa đường (có gọi DAO- oil deasphalten) : Cặn chân không thu chưng cất dầu mỏ áp suất thấp xử lí propan lỏng( butan lỏng) Phần tan propan dầu nhựa đường -Gum : thêm n-pentan n-hexan vào phần cặn không tan chất tan, gum Các chất nhựa có phân tử lượng 700-1000, aromatic ngưng tụ lai hợp chứa nguyên tố kim loại có màu sẫm đen, quánh nhớt -Nhựa đường asphalten : chất không tan n-pentan họp thành nhóm chất nhựa đường asphalten Asphalten tan benzen nóng có màu đen, sẫm đen, dạng bán rắn Nó không nóng chảy mà dần tính rắn, chuyển sang dạng quánh nhớt nhiệt độ tăng Nó có tỉ khối lớn 1, phân tử lượng 2000-140000 1.2 Tính chất dầu thô mỏ Rồng 1.2.1 Thành phần dầu thô mỏ Rồng: Dầu thô khai thác từ mỏ Rồng Vietsov có đặc điểm chung dầu thô nước ta, thuộc loại dầu (chứa lưu huỳnh) có hàm lượng parafin cao Hàm lượng lưu huỳnh dầu thô có ảnh hưởng lớn đến giá trị dầu, chúng có liên quan đến vấn đề ăn mòn thiết bị, ngộ độc xúc tác ô nhiễm môi trường Dầu thô chia theo hàm lượng lưu huỳnh: - Dầu lưu huỳnh: ÷ 0.5% - Dầu lưu huỳnh trung bình: 0.5 ÷ 1% - Dầu lưu huỳnh: ÷ 3% - Dầu nhiều lưu huỳnh: >3% Dầu chua hiểu loại dầu có hàm lượng H 2S lớn 0.05cu ft hòa tan 100gal dầu Theo bảng 1.1 cho thấy, dầu thô Rồng có hàm lượng lưu huỳnh thấp (0.066 ÷ 0.120) Vì dầu nên không cần thực biện pháp loại bỏ lưu huỳnh, ni-tơ đến giới hạn cho phép trình xúc tác Chúng sử dụng trực tiếp lò công nghiệp mà không cần chế biến Hàm lượng paraffin yếu tố ảnh hưởng tới tính chất học, độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu Paraffin dầu thô mỏ XNLD VSP có hàm lượng cao Hàm lượng paraffin dầu mỏ Rồng từ 12.29-23.40%, phụ thuộc vào đối tượng khai thác Bảng 1.0 Thành phần tính chất lí hóa dầu thô mỏ Rồng Tính chất dầu thô Mỏ Rồng Khối lượng riêng (kg/m³) 820-860 Độ nhớt 50oC 8.96-19.48 70oC 4.92-10.23 Nhiệt 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 dầu 80-105 Về bản, dầu thô mỏ Rồng loại dầu có nhiều parafin nên khó khăn trình khai thác vận chuyển Nhưng hàm lượng lưu huỳnh kim loại tạp chất thấp, nên dầu thô mỏ Rồng loại dầu có giá trị 1.2.2 Tính chất dầu mỏ Rồng 1.2.2.1 Độ nhớt: Độ nhớt đại lượng đặc trưng cho mức độ cản trở hai lớp chất lưu chúng chuyển động tương đối, trượt lên Độ nhớt dầu có liên quan đến trình bơm vận chuyển dầu thô Độ nhớt phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ Độ nhớt dầu mỏ giảm nhiệt độ tăng lên Trong kĩ thuật, người ta phân thành hai loại độ nhớt: η * Độ nhớt động lực học ( ) Độ nhớt động lực học tỉ số ứng suất trượt tốc độ trượt biểu thị cho chất lưu dòng gia tốc, tính theo công thức: η = t C (1 1) Trong đó: η : độ nhớt động lực học (Pa s) t: thời gian chảy chất lỏng (s) C: số nhớt kế, không phụ thuộc nhiệt độ mà phụ thuộc kích thước hình học nhớt kế Độ nhớt động lực tính poise (P) hay centipoise (cP) 1P=100cP=100mPa s=0 1N s/cm2=1g/cm s ν *Độ nhớt động học ( ) Độ nhớt động học tỉ số độ nhớt động lực học tỉ trọng chất lỏng (cả hai xác định nhiệt độ áp suất) Nó số đo lực cản chảy chất lưu tác dụng trọng lực ν η = /d (1 2) Trong đó: ν : độ nhớt động học (St hay cSt) η : độ nhớt động lực học(P hay cP) d: trọng lượng riêng (G/cm³) Trong hệ SI đơn vị đo độ nhớt động học m 2/s, thực tế người ta thường dùng đơn vị St cSt 1St =1cm2/s = 100cSt 1.2.2.2 Tỷ trọng: Tỷ trọng dầu khối lượng dầu so với khối lượng nước thể tích nhiệt độ xác định Phần lớn nước đo 20 oC (d204) 15.6oC tức 60oF (d15 615 6) Trong tài liệu Anh-Mỹ dùng độ oAPI: o 141.5 60 d 60 API = - 131, (1 3) Trong thương mại, dầu mỏ đánh giá dựa theo nhiều tính chất khác dựa vào tỷ trọng Dầu thô mỏ XNLD VSP có giá - - trị kinh tế tương đối cao tỷ trọng dầu mỏ Rồng thấp, nằm giới hạn 0.83 – 0.850 Như số loại dầu nhẹ: dầu thô Oligocene (38.2 oAPI), dầu thô tầng móng (37.3oAPI), số thuộc loại dầu trung bình tầng móng mỏ Rồng (36.15oAPI) Rồng 1.2.2.3 Một số tính chất nhiệt độ thấp: Nhiệt độ hóa đục (cloud point): Là nhiệt độ mà hệ bắt đầu xuất tinh thể hạ nhiệt độ Độ tan chất nói chung giảm nhiệt độ hạ xuống Paraffin có nhiệt độ nóng chảy cao hẳn hydrocacbon khác nên chúng dễ kết tinh nhiệt độ sản phẩm dầu mỏ giảm xuống Sự xuất tinh thể paraffin làm cho dầu thô giảm tính linh động Khi nồng độ tinh thể chưa nhiều, tinh thể chưa lớn, chưa hình thành mạng tinh thể dầu có khả chảy Nếu nhiệt độ tiếp tục giảm xuống, tinh thể to lên, nhiều lên, liên kết với tạo thành mạng đến mức ngăn cản mạnh chảy chất lỏng Nhiệt độ đông đặc (điểm đông) hay gọi nhiệt độ rót (pour point): Là nhiệt độ mà hệ lỏng dầu đựng ống nghiệm có mặt thoáng không thay đổi nghiêng ống nghiệm Phần lớn dầu khai thác mỏ thuộc XNLD VSP xếp vào loại dầu có nhiệt độ đông đặc cao, nhiệt độ đông đặc dầu biến đổi khoảng 28-34 oC Do có mặt paraffin với hàm lượng cao dầu làm cho dầu tính linh động nhiệt độ thấp nhiệt độ bình thường Ảnh hưởng tới nhiệt độ đông đặc dầu paraffin có thành phần nhựa asphalten Hàm lượng chất dầu khai thác mỏ Rồng dao động khoảng 2.6-19.7% Ở điều kiện hàm lượng paraffin dầu không thay đổi, hàm lượng nhựa asphalten cao làm tăng độ nhớt lại làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu Trong khoảng nhiệt độ cao, dầu coi chất lỏng Newton Ở nhiệt độ 50oC, dầu với hàm lượng nhựa asphalten 19.7% có độ nhớt khoảng 62 – 70 mPa.s, lớn nhiều lần so với độ nhớt dầu (6.2mPa.s) có hàm lượng nhựa asphalten thấp (2.6%) Nhiệt độ đông đặc loại dầu tương ứng 23-28oC 32oC CHƯƠNG 2: CƠ CHẾ LẮNG ĐỌNG PARAFIN VÀ NGUYÊN NHÂN LẮNG ĐỌNG PARAFIN Ở CÁC ĐƯỜNG ỐNG DẪN MỎ RỒNG Để hiểu rõ trình kết tinh parafin, trước hết cần nghiên cứu trình tạo mầm phát triển tinh thể chất rắn dung dịch Chất tan M T β Dung môi N TS TC X XC XS Hình 2.0 Độ hòa tan chất tan dung môi Với: XS: số mol chất tan M dung dịch bão hòa TS XC: số mol chất tan M điểm xuất parafin XS /XC =β: độ bão hòa dung dịch TS: nhiệt độ dung dịch đạt độ bão hòa TC : nhiệt độ xuất tinh thể parafin Thực nghiệm cho thấy, đạt độ bão hòa dung dịch, trình kết tinh xảy Quá trình xảy theo giai đoạn: - Giai đoạn 1: xuất tinh thể dung dịch (gọi tạo mầm tinh thể) - Giai đoạn 2: phát triển tinh thể dung dịch Sự tạo mầm tinh thể: Bao gồm tạo mầm đồng thể tạo mầm dị thể Vì tạo mầm dị thể tương đối phức tạp nên xét tới tạo mầm đồng thể Người ta nghiên cứu tạo mầm đồng thể, hỗn hợp parafin hòa tan dung môi xem môi trường đồng với tiếp xúc phân tử parafin dung môi Khi nhiệt độ giảm, tiếp xúc phân tử parafin tăng Khi lực hút phân tử parafin mạnh lực hút parafin dung môi, phân tử parafin kết hợp lại để tạo thành mầm tinh thể Nếu nparafin hỗn hợp có độ dài mạch lớn kết tinh thành dung dịch sáp rắn Sự hòa tan n-parafin tăng lên nhiệt độ kết tinh giảm Sự phát triển tinh thể: Sự phát triển tinh thể xảy mạng tinh thể vị trí mà lượng bề mặt liên kết tinh thể parafin tự lớn Như vậy, phát triển diễn bề mặt gia tăng nhanh có bão hòa - Sự phát triển tinh thể hai chiều: Sự phát triển mầm xảy bề mặt tinh thể hoàn toàn khiếm khuyết Để lớp phân tử chiếm bề mặt tinh thể, phải tạo bề mặt mầm tinh thể hai chiều Sự phát triển tinh thể parafin hai chiều mô tả hình 3.1 Trục Y Trục X Trục Z Paraffin Mặt bên Mặt 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 bề mặt tinh thể có nhiều khiếm khuyết Theo lý thuyết này, bề mặt tinh thể parafin tồn nhiều loại khiếm khuyết khác trình phát triển tinh thể xảy khiếm khuyết Các phân tử khiếm khuyết liên tục phát triển theo kiểu bậc thang đường ranh dài, tạo đường xoắn ốc xung quanh điểm khiếm khuyết sau thoát Sự phát triển tinh thể theo hình xoắn ốc mô tả theo hình 3.2 Hình 2.2 Sự phát triển tinh thể theo hình xoắn ốc Hình thái học tinh thể parafin: Tinh thể parafin nhận pha loãng n-parafin mạch dài dung môi nparafin mạch ngắn, sau kết tinh cách làm lạnh làm bay dung dịch Các tinh thể biểu chủ yếu hai dạng: -Dạng mỏng (lamelle) : Có hình dạng mỏng( gọi phiến hay tấm) thường nhận trình kết tinh chậm Các đơn tinh thể có kích thước từ 2-3mm thường phát triển theo dạng xoắn ốc -Dạng hình kim : Tinh thể hình kim thường nhận trường hợp trình kết tinh xảy nhanh nhiệt độ kết tinh thấp Ngoài hai loại hình thái tinh thể trên, người ta tìm thấy vài dạng hình thái khác có tinh thể giống hình kim dài dày nhiều tinh thể hình nhánh Người ta quan sát thấy dạng khác tinh thể gọi mạng lưới tinh thể Mạng lưới tinh thể xem tập hợp vi tinh thể Trong dung dịch đạt bão hòa, nhiệt độ bình thường, tạo mầm hòa tan xảy liên tục cho đám tinh thể đủ lớn để tạo thành tinh thể nhỏ (gọi mầm) từ mầm có phát triển tinh thể Đám tinh thể lớn tồn trước xảy kết tinh gọi đám tinh thể tới hạn Đám tinh thể tới hạn( critical cluster) xem tinh thể nhỏ 2.1 Tính chất dầu nhiều parafin: Dầu thô phân loại theo hàm lượng parafin rắn dầu thô, cụ thể là: - Dầu thô parafin: có hàm lượng parafin rắn 7% khối lượng 10 Hình 4.0 Sơ đồ nguyên tắc xử lý dầu hóa phẩm để cải thiện tính lưu biến, ngăn ngừa lắng đọng parafin đường ống mỏ Rồng Hóa phẩm bơm từ bình chứa hóa phẩm vào vị trí số số để xử lý dầu Với thực tế vận hành đường ống dẫn dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ an toàn hiệu nhiều năm qua Vietsovpetro, chứng thực khả tác động tốt lên dầu thô hóa phẩm giảm điểm đông Tính toán lượng hóa phẩm sử dụng Dựa thông số vận chuyển dầu đường ống dẫn RP-3 → CTP-2 ( lưu lượng 3500 ÷ 3700m³/ ngày đêm, khối lượng riêng 820 ÷ 860 kg/m³) lượng hóa phẩm AP 1804 sử dụng với định lượng khoảng 1000g/t (có xê dịch để đồng thời theo dõi ảnh hưởng đến nhiệt độ đông đặc dầu), ta có bảng tính toán dự trù lưu lượng dầu thô vận chuyển lượng hóa phẩm AP 1804 sử dụng đường ống RP-3 đến CTP-2 Kết tính toán thể bảng 4.5 Bảng 4.5 Tính toán lưu lượng dầu thô vận chuyển qua đường ống dẫn RP-3 → CTP-2 lượng hóa phẩm AP 1804 sử dụng Nhiệt độ dầu bơm Q (tấn/ ngày đêm) từ RP-3 (ᴼC) Nhiệt độ dầu đến CTP-2 (ᴼC) Nồng độ AP 1804 (kg/tấn) Khối lượng phụ gia sử dụng ngày (kg) Nhiệt độ đông đặc (ᴼC) 3182 55 27.3 1.02 3245.6 20.3 3145 57 28.7 1.00 3145 21.5 3078 55 27.1 0.95 2924.1 20.3 45 Nhiệt độ dầu bơm Q (tấn/ ngày đêm) từ RP-3 (ᴼC) Nhiệt độ dầu đến CTP-2 (ᴼC) Nồng độ AP 1804 (kg/tấn) Khối lượng phụ gia sử dụng ngày (kg) Nhiệt độ đông đặc (ᴼC) 3112 56.2 27.9 0.95 2956.4 20.9 3139 57.7 28.5 1.01 3170.4 19.6 3200.5 56.5 27 1.00 3200.5 20.5 3067.3 55 27 0.98 3006 19.8 3170.3 56.5 27.4 0.95 3011.8 21.3 3029.5 55.5 27 0.97 2938.6 20.1 2962.7 55 26.5 1.01 2992.3 19.2 3045.8 56 26.3 1.00 3045.8 20 3026.8 57 27.5 0.98 2966.3 21.5 4.2.2 Condensate việc sử dụng Condensat để tăng tính linh động dầu thô: 4.2.2.1 Khái quát Condensate Về bản, condensate hỗn hợp Hydrocacbon lỏng tách từ khí đồng hành khí thiên nhiên Thành phần condensate chủ yếu Hydrocacbon mạch thẳng, bao gồm pentane hydrocacbon nặng (C 5+) Condensate có điểm sôi nằm dải điểm sôi xăng Tỷ trọng condensate rơi vào khoảng 80 API Condensate gọi khí ngưng tụ hay lỏng đồng hành, dạng trung gian dầu khí có màu vàng rơm Condensate hydrocacbon lỏng tỷ trọng thấp có mặt thành phần thể khí (phần lỏng ngưng tụ khí) đặc trưng cho phân đoạn C5+ Condensate không thu từ trình khai thác dầu mỏ, mà thu từ trình chất khí ngưng tụ, đường ống khí Trong trình khai thác dầu khí, condensate bị lôi theo khí đồng hành hay khí thiên nhiên, ngưng tụ thu hồi sau qua bước xử lý, tách khí phương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp thụ dầu Tính chất tùy thuộc vào nguồn ứng dụng 46 - Condensate có thành phần hydrocacbon no pentane, hexane, heptane… Ngoài có hyrocacbon mạch vòng, hydrocacbon thơm số tạp chất khác Ở nước ta, mỏ Bạch Hổ nguồn cung cấp condensate Condensate mỏ Bạch Hổ có tỷ trọng khoảng 59.7 API 4.2.2.2 Sử dụng condensate kết hợp với hóa phẩm giảm điểm đông để ngăn ngừa lắng đọng parafin đường ống RP-3 → CTP-2 Đường ống không bọc cách nhiệt RP-3→ CTP-2 Đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → CTP-2 có chiều dài 52km (RP-3 → RP-1 → RC-1 → BT-7 → CTP-2), cụ thể sau: ▪ RP-3 → RP-1 = 18km ▪ RP-1 → RC-1 = 12km ▪ RC-1 → BT-7 → CTP-2 = 22km Đường ống có cấp đường kính khác nhau: ▪ Ø RP-3 → RP-1 = 426 x 16mm ▪ ØRP-1 → RC-1 = 325 x 16mm ▪ ØRC-1 → CTP-2 = 426 x 16mm Ngoài ra, đường ống có đoạn ống đứng lên xuống RP-3, RP-1, RC-1, BT-7 CTP-2 Việc vận chuyển dầu theo ống RP-3 → RP-1 → PLEM (FSO-3) → RC-1 → BT7 → CTP-2 thực nửa đầu năm 2007 năm 2013, FSO-3 ngừng vận hành để sửa chữa Các thông số làm việc đường ống sau: Lưu lượng chất lỏng đường ống dao động mức 3200 ÷ 3500mᶾ/ngày đêm Áp suất dầu ống đứng RP-3 dao động mức 12 ÷ 12.5at Trên RP-1 9.5 ÷ 10at CTP-2 4.5at Nhiệt độ dầu ống đứng RP-3 55ºC Nhiệt độ dầu đến RP-1 32ºC Nhiệt độ dầu đến CTP-2 22ºC (tương đương nhiệt độ nước biển vùng cận đáy, xung quanh đường ống) Dựa vào thông số trên, ta thấy được, thực tế tổn hao áp suất từ RP-3 đến RP-1 khoảng 2.5at (chênh lệch áp suất ống đứng RP-3 RP-1) tổn hao áp suất từ RP-1 đến CTP-2 khoảng 5at Vận tốc chảy dòng dầu đường ống đạt 0.25 ÷ 0.5m/s Với tốc độ dòng chảy vậy, tượng lắng đọng parafin xảy mạnh tổn hao nhiệt lớn thể tích đường ống lớn, nên thời gian chuyển động dầu ống tăng lên Bên cạnh đó, nêu trên, nhiệt độ đầu vào mỏ Rồng thấp (thấp nhiệt độ bắt đầu xuất 47 parafin dầu 13ºC ÷ 15ºC) Để tăng cường khả vận chuyển dầu, đồng thời ngăn chặn khả lắng đọng parafin đường ống, ta phải sử dụng condensate để pha loãng dầu, làm giảm độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu Vietsovpetro thu gom condensate có trình xử lý khí mỏ Bạch Hổ trạm nén khí giàn công nghệ trung tâm giàn nén khí lớn mỏ Bạch Hổ để vận chuyển sang mỏ Rồng theo tuyến ống Tuyến ống lại vận chuyển dầu pha trộn với condensate để chuyển từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ Hai tuyến ống hình thành nên vòng khép kín sơ đồ hình 4.1 Hình 4.1 Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 → CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống không bọc cách nhiệt RP-3 →RP-1 →PLEM (FSO-3) →RC-1 →BT-7 →CTP-2 Sau tiến hành trộn lẫn condensate với hàm lượng ÷ 10% theo thể tích dầu xử lý hóa phẩm định lượng 1000g/t (tiến hành thí nghiệm phòng thí nghiệm - VSP), ta thu kết đặc tính lưu biến dầu bảng sau: 48 Bảng 4.6 Tính chất lưu biến hỗn hợp dầu thô mỏ Rồng RP-3 sau xử lý hóa phẩm với condensate Độ nhớt ứng suất trượt dầu mỏ Rồng RP-3 xử lý hóa phẩm hòa tan hàm lượng condensate khác Nhiệt độ 0% 5% 10% đo, Ứng suất Ứng suất Ứng suất oС Độ nhớt Độ nhớt dẻo Độ nhớt dẻo, trượt động, trượt động trượt động dẻo (mPa*s) (mPa*s) (mPa*s) (Pа) (Pа) (Pа) 35 12 30 0.01 21 13 6.5 28 0.03 33 0.01 19.3 7.0 26 0.08 35 0.04 21.5 0.01 7.6 24 0.20 46 0.09 27.4 0,035 9,0 22 0.55 82 0.14 38.6 0.056 15.0 Tđđ, oС 21 - 22 18 15 - 18 Dựa vào bảng trên, thấy ta tiến hành trộn lẫn condensate với hàm lượng ÷ 10% theo thể tích với dầu thô mỏ Rồng (đã xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc), nhiệt độ đông đặc dầu xử lý hóa phẩm giảm từ 18 ÷ 21ºC xuống 15 ÷ 18ºC tính linh động dầu tăng lên từ ÷ 10 lần Như vậy, thấy việc xử lý dầu hóa phẩm condensate đạt hiệu tốt, đặc tính lưu biến dầu cải thiện đáng kể, từ thấy khả lắng đọng parafin hạn chế ngăn chặn (do tinh thể parafin có khuynh hướng tan dung môi H-C nhẹ) Với việc trộn lẫn condensate với hàm lượng mức 8% theo thể tích (hàm lượng condensate tối ưu để cải thiện tính lưu biến dầu nhằm mục đích vận chuyển), ta có thông số làm việc đường ống sau 49 Hình 4.2 Động thái làm việc đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 →RP-1 →PLEM (FSO-3) →RC-1→BT-7→CTP-2 vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ Phân tích động thái làm việc tuyến ống từ (Hình 6), ta thấy nhiệt độ đông đặc dầu sau xử lý hóa phẩm condensate giảm xuống 15ºC, tổn hao áp suất vận chuyển dầu RP-3 sang mỏ Bạch Hổ tăng nhanh theo thời gian, đặc biệt đoạn ống cuối RP-1 →PLEM (FSO-3) →BT-7 →CTP2 Sau khoảng 30 ngày vận hành đường ống, tổn hao áp suất tăng lên từ 5at →9at (tốc độ tăng áp suất đạt 0.13at/ngày đêm) Lý giải cho việc này, tượng lắng đọng parafin bên đường ống Thông qua việc tính toán mô phỏng, cho kết thấy tốc độ dòng nhỏ lượng lắng đọng parafin mềm đường ống vận chuyển dầu từ RP-3 mỏ Rồng lớn (ở đây, vận tốc dòng chảy đường ống đạt khoảng 0.25 ÷ 0.5m/s) Để dự đoán lượng parafin có đường ống, việc tính toán nhiệt thủy lực đường ống, với giả thiết bên ống có lớp lắng đọng parafin với độ dày toàn đường ống Kết mô trình bày bảng 4.7 50 Bảng 4.7 Dự đoán lắng đọng parafin mềm đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 →RP-1 →PLEM (FSO-3) →RC-1 →BT-7 →CTP-2 Chiều dày lắng đọng (mm) Tổn hao áp suất (at) Thể tích lớp paraffin (m ) Thể tích ống lại (m ) 4.7 3.529 10 5.2 190 3.339 20 6.4 374 3.155 30 9.0 554 2.975 40 12.0 728 2.801 50 17.1 896 2.633 Hình 4.3 Lắng đọng parafin đường ống RP-1 →PLEM (FSO-3) Từ kết bảng 4.7 cho thấy, tổn hao áp suất đạt 9at thể tích lắng đọng parafin đạt 554m³ Để giải quyết, ta tiến hành bơm thêm nước biển để gia tăng tốc độ dòng chảy đường ống, nhằm mục đích tẩy rửa lớp lắng đọng Tuy nhiên, thực tế cho thấy tổn hao áp suất đoạn ống sau bơm rửa nước biển giảm không đáng kể (từ hình 4.2) Sau đó, tốc độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0.35 ÷ 0.4at/ngày đêm, đạt đến 14at sau 10 ngày sau bơm rửa 51 - (lượng parafin lắng đọng đạt 750 ÷ 800m³) Để gia tăng hiệu vận chuyển nữa, Vietsovpetro chuyển sang vận chuyển dầu tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM (FSO-3) →CTP-3 →CTP-2 Đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → CTP-2 Việc sử dụng đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 để tối ưu hóa khả nhiệt dòng dầu vận chuyển với môi trường, từ ngăn ngừa lắng đọng parafin Đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 có tổng chiều dài 41km với cấp đường kính: ▪ RP-3 → PLEM (FSO-3) = 17km, ØRP-3 → PLEM (FSO-3) = 325x16mm ▪ PLEM (FSO-3) → CTP-3 = 21km, ØPLEM (FSO-3) → CTP-3 = 325x16mm 4km đầu, Ø = 426x16mm 17km sau ▪ CTP-3 → CTP-2 = 3km, ØCTP-3 → CTP-2 = 426x16mm Tiếp tục trộn lẫn condensate với hàm lượng ÷ 10% theo thể tích dầu xử lý hóa phẩm AP 1084(1000g/t) Các thông số làm việc đường ống sau: Lưu lượng chất lỏng ống 3500 ÷ 3700m³/ngày đêm Hàm lượng nước dầu khoảng ÷ 2.5% thể tích Áp suất dầu ống đứng RP-3 10 ÷ 11at CTP-2 4.1 ÷ 4.5at Nhiệt độ dầu RP-3 55 ÷ 57ºC, CTP-2 27ºC Nhiệt độ nước biển vùng cận xung quanh đường ống 25 ÷ 28ºC Nhiệt độ đông đặc dầu RP-3 lên đến CTP-2 vào khoảng 15÷17ºC Dựa vào thông số làm việc đường ống, ta thấy tổn hao áp suất đầu vào đầu khoảng ÷ 6at Ngoài ra, nhiệt độ dầu CTP-2 cao nhiệt độ đông đặc dầu khoảng 12 ÷ 10ºC Điều cho thấy tác dụng tốt hóa phẩm condensate Vietsovpetro tiến hành vận chuyển dầu đường ống bọc cách nhiệt RP3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 Tuyến ống lại dùng để vận chuyển condensate từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ rồng, tạo thành vòng khép kín 52 Hình 4.4 Sơ đồ vận chuyển dầu từ mỏ Rồng đến Bạch Hổ theo đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 Dựa vào thông số làm việc đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) →CTP-3 →CTP-2, ta thiết lập biểu đồ mô tả động thái làm việc (trong thời gian khoảng tháng) Cụ thể biểu thị hình Hình 4.5 Động thái làm việc đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ 53 Từ kết trên, thấy khoảng 30 ngày, tổn hao áp suất đường ống đạt từ 5÷6at lên 10at (tốc độ tăng áp trung bình khoảng 0,13 ÷ 0,15at/ngày đêm) Nguyên nhân tăng áp này, xảy tượng lắng đọng parafin đường ống Thực thí nghiệm để tính toán mô nhằm xác định lượng lắng đọng parafin mềm đường ống RP-3 →PLEM (FSO-3) →CTP-3 →CTP-2, với lưu lượng dầu bơm đường ống 3150m³/ngày đêm Kết thể bảng 5.8 Bảng 4.8 Dự đoán lắng đọng parafin mềm đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM (FSO-3) →CTP-3 →CTP-2 Chiều dày lắng đọng (mm) 10 20 30 Thể tích lớp Tổn hao áp suất (at) paraffin (m ) 193 380 737 1.070 4.6 4.9 5.4 7.0 9.8 Thể tích ống lại (m ) 3.370 3.170 2.990 2.633 2.300 Dựa vào bảng kết trên, dễ thấy tổn hao áp suất đạt ≈10at, thể tích lớp lắng đọng parafin đạt tới 1000m³ dày tới 30mm Như vậy, thấy rằng, việc sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc condensate pha loãng dầu giúp cho việc vận chuyển dầu đạt hiệu làm hạn chế lắng đọng parafin, xong giúp cho việc xử lý lắng đọng tồn bên đường ống dẫn Để tẩy rửa lớp lắng đọng parafin mềm ống dẫn, người ta tiến hành tẩy rửa đường ống cách bơm thêm lượng nước biển để gia tăng vận tốc dòng chảy ống Việc tẩy rửa đạt kết tốt 54 Hình 4.6 Các thông số bơm rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM (FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 Theo biểu đồ hình 10, thấy rằng, sau bơm rửa nước biển lần thứ khoảng 37 giờ, áp suất ống đứng RP-3 giảm xuống khoảng 11at, tức tổn hao áp suất sau bơm rửa gần với giá trị tổn hao áp suất lúc bắt đầu làm việc Điều chứng tỏ lượng lắng đọng parafin bên đường ống bị đẩy Theo dõi đường “tổn hao áp suất” (hình 10), ta thấy rằng, áp suất ống RP-3 đạt tới 37at, lưu lượng bơm chất lỏng ống đạt mức 220 ÷ 240m³/giờ Sau khoảng 24 bơm rửa, áp suất ống RP-3 giảm xuống khoảng 33at, lưu lượng bơm chất lỏng tăng lên 320 ÷ 330m³/giờ Qua đó, ta thấy sau tẩy rửa, việc vận chuyển dầu có tiến lớn Sau lần bơm rửa thứ 2, áp suất ống RP-3 giảm 11at, tức vào ổn định Nguyên nhân lúc này, lưu lượng dòng chảy bên đường ống đạt đến 4500m³/ngày đêm, dẫn đến vận tốc dòng chảy đường ống đạt tới 0,8 ÷ 1m/s (là tốc độ tối ưu để tẩy rửa lắng đọng parafin mềm đường ống dẫn) Như vậy, việc sử dụng đường ống bọc cách nhiệt RP-3 →PLEM (FSO-3) →CTP-3 →CTP-2, cộng với việc sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để xử lý dầu, trộn lẫn condensate với đinh lượng khoảng 8% bơm rửa đường ống nước biển làm tượng lắng đọng parafin hạn chế xử lý tối đa, giúp cho công tác vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ tiến hành thuận lợi liên tục 55 4.3 Những yêu cầu an toàn lao động xử lý dầu hóa phẩm bảo vệ môi trường 4.3.1 Những yêu cầu an toàn lao động xử lý dầu hóa phẩm Bồn chứa dung môi hữu cơ, dung dịch hóa phẩm cần phải lắp dụng cụ đo mực chất lỏng Bồn chứa phải trang bị cửa nắp có đậy sít chặt Tất bồn chứa dung môi hữu cơ, dung dịch hóa học vận chuyển chúng cần chịu tác động ăn mòn Các can, thùng phuy chứa dung môi hữu cơ, dung dịch hóa học cần phải đóng kín nút để vị trí kho chuyên dụng Tuyệt đối không để dụng cụ chứa dung môi gần nguồn dễ gây cháy nổ Các ống cao su ống mềm cần phải liên kết đầu nối kín chuyên dụng Khi rót dung môi hữu cơ, dung dịch hóa phẩm cần phải xử dụng xifon tự rót Công nhân làm việc với dung môi hóa phẩm phải đứng trước gió (đầu nguồn gió) Nơi rót dung môi hữu cơ, hóa phẩm cần phải nơi thông thoáng Công nhân cần phải trang bị quần áo bảo hộ đầy đủ (kính, găng tay cao su, tạp dề…) Các bồn dung môi hữu cơ, dung dịch hóa phẩm, máy bơm, buồng điều khiển cần đặt có tính đến hướng gió, cho dung môi hữu hóa phẩm không bay vào nơi làm việc nhân viên phục vụ Tất đường ống bơm dung dịch dung môi hữu cơ, hỗn hợp axit amin cần phải ép thử áp suất 1,5 lần áp suất làm việc Trên đường ống bơm thiết phải lắp van ngược Trong thời gian ép thử đường ống bơm dung dịch dung môi hữu cơ, hỗn hợp axit amin, nhân viên phục vụ cần phải vị trí an toàn Đường ống từ máy bơm cần phải gắn chặt vào cấu kiện giàn 10 Cần đảm bảo liên lạc thường xuyên điện đàm tất nhân viên tham gia công việc: nhân viên giám sát; nhân viên điều chỉnh máy bơm dung môi hữu cơ,hóa phẩm; lãnh đạo công việc… 11 Trong trường hợp đường ống bơm bị rò rỉ, cần phải dừng bơm, giảm áp suất áp suất khí rửa đường ống nước 12 Khi hít lượng lớn khí dung môi hữu cơ, hóa phẩm hóa học bị ngộ độc, khó thở Trong trường hợp này, chuyển người bị nạn nơi thoáng khí nghỉ tư dễ thở Ngay gọi cho TRUNG TÂM CHỐNG ĐỘC bác sĩ 4.3.2 Bảo vệ môi trường 56 Ô nhiễm môi trường tác động làm thay đổi thành phần môi trường, tạo nên cân trạng thái môi trường, gây ảnh hưởng xấu tới sinh vật môi trường tự nhiên Chất gây ô nhiễm môi trường chất tự nhiên vốn có tự nhiên có hàm lượng lớn gây tác động có hại cho môi trường tự nhiên, cho người sinh vật sống Chất gây ô nhiễm tượng tự nhiên gây ô nhiễm phạm vi môi trường (núi lửa, cháy rừng, bão lụt…) hoạt động người gây nên (như hoạt động sản xuất công nghiệp, giao thông vận tải, sinh hoạt đô thị…) Dầu khí chất dễ cháy nổ thuộc nhóm chất thải nguy hại Khi kết thúc công việc cần bơm rửa đường ống hay làm việc liên quan đến chất thải nguy hại cần thu gom cẩn thận xả vào thùng chuyên dụng 57 KẾT LUẬN 1/Dầu khai thác mỏ Rồng Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro loại dầu nhiều parafin Thu gom, xử lý vận chuyển dầu thường kèm theo tượng lắng đọng parafin Lắng đọng parafin hệ thống thiết bị khai thác, thu gom, xử lý vận chuyển dầu làm cho hiệu làm việc hệ thống giảm đáng kể Trong nhiều trường hợp, phải ngừng làm việc, gây hiệu nghiêm trọng 2/Hàm lượng parafin dầu thô mỏ Rồng 12,29% ÷ 23,4% N-parafin thành phần chủ yếu chất lắng đọng, chiếm 60% khối lượng chất lắng đọng Hàm lượng n-parafin chất lắng đọng dầu thô mỏ Rồng 56% 3/Phụ gia giảm điểm đông có tác dụng giảm nhiệt độ đông đặc, giảm độ nhớt ngăn ngừa lắng đọng parafin nồng độ nhiệt độ thích hợp Tùy thuộc vào đặc tính kỹ thuật loại hóa phẩm khác mà lựa chọn hóa phẩm cách hiệu Việc kết hợp phương pháp hóa phẩm nhiệt có hiệu cao sử dụng phương pháp riêng lẻ 4/Kết nghiên cứu cho thấy, việc sử dụng hóa phẩm AP 1804 với nồng độ 1000g/t để xử lý cho dầu thô mỏ Rồng Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro tương đối hiệu quả, giúp cải thiện tính lưu biến dầu hạn chế đáng kể tượng lắng đọng parafin đường ống 5/Để giải vấn đề vận chuyển dầu đường ống từ RP-3 mỏ Rồng đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro tiến hành xử lý dầu thô hóa phẩm AP 1804 nồng độ ≈1000g/t, kết hợp với việc trộn lẫn condensate định lượng ≈ 8% Hiệu vận chuyển cải thiện nâng cao Lắng đọng parafin mềm đường ống xử lý cách bơm ép nước để rửa 58 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1.Lê Xuân Lân (2005), Thu gom – Xử lý Dầu – Khí – Nước, Giáo trình, Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội 2.Đinh Thị Ngọ (2006), Hóa học dầu mỏ khí đốt, Giáo trình, Đại học Bách khoa Hà Nội 3.Tống Cảnh Sơn, Lê Đình Hòe, Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều parafin đường ống mỏ dầu khí khơi Liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro”, Tài liệu, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro 4.Vietsovpetro, Nghiên cứu sử dụng hóa phẩm giảm điểm đông đặc lên dầu thô mỏ XNLD Vietsovpetro, Tài liệu, XNLDVSP 5.Tống Cảnh Sơn, Vấn đề sử dụng hóa phẩm khai thác vận chuyển dầu khí mỏ XNLD “Vietsovpetro”, Tài liệu, XNLDVSP 59