Bài viết trình bày các kết quả nghiên cứu để đảm bảo quá trình vận chuyển sản phẩm được an toàn, hiệu quả thông qua việc phân tích các số liệu thực tế và hiệu quả làm việc của đường ống hiện thời tại mỏ và các số liệu thu được từ mô hình hóa dựa trên phần mềm chuyên dụng OLGA.
Journal of Mining and Earth Sciences Vol 62, Issue (2021), 65 - 78 65 Research on pipeline and flow assurance solutions of oil and gas transportation from Diamond WHP to FPSO Ruby II Thinh Van Nguyen 1,*, Chinh Duc Nguyen 2, Truong Hung Trieu 1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Petro Vietnam Exploration Production Corporation, Vietnam Vietnam ARTICLE INFO ABSTRACT Article history: Received 02nd Dec 2020 Accepted 23rd Feb 2021 Available online 30th Apr 2021 In offshore production of oil and gas, transporting products by subsea pipeline always has potential risks affecting the efficiency of the transportation process For the Diamond oilfield, the process of gathering products and transportation is carried out according to a closed scheme in which the exploited products are preliminarily treated The separated oil is transported to FPSO Ruby - II while the separated gas passed through the air compressor to increase pressure and then used for gaslift production In fact, the oil produced at the Diamond oilfield has a high paraffin content, which causes difficulties during transportation Therefore, the study on flow assurance to ensure the transportation of oil and gas from the Diamond oilfield to the FPSO Ruby - II is imperative This paper presents the results of the research on flow assurance to maintain the safety of the transportation basing on the analysis of field data and the capability of the current subsea pipeline in comparison with the data gained from models carried out with OLGA software The results show that the rate of wax deposition at normal steady state condition is relatively low In addition, the thickness of wax deposition build - up is relatively small by simulation results However, due to low temperature of transported oil which is lower than pour point temperature, a freeze layer will form on the surface of the pipeline Therefore, regular pigging is considered the most effective way to remove wax Keywords: Diamond WHP, Flow assurance, Wax deposition Copyright © 2021 Hanoi University of Mining and Geology All rights reserved _ *Corresponding author E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07 66 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 62, Kỳ (2021), 65 - 78 Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Nguyễn Đức Chính 2, Triệu Hùng Trường 1 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam vệ tinh nhỏ, Viện công nghệ vũ trụ, Việt Nam Trung tâm điều khiển khai thác THƠNG TIN BÀI BÁO TĨM TẮT Q trình: Nhận 02/12/2020 Chấp nhận 23/02/2021 Đăng online 30/4/2021 Trong hoạt động khai thác dầu khí biển, vận chuyển sản phẩm đường ống ngầm tiềm ẩn nguy gây ảnh hưởng đến hiệu trình vận chuyển Đối với mỏ dầu khí Diamond, q trình thu gom vận chuyển sản phẩm thực theo sơ đồ thu gom kín, tức sản phẩm khai thác xử lý tách pha sơ Dầu sau tách khí sơ vận chyển tàu chứa FPSO Ruby - II Khí sau tách đưa qua máy nén khí để tăng áp suất sử dụng cho hoạt động khai thác gaslift mỏ Thực tế cho thấy, dầu khai thác mỏ Diamond có hàm lượng paraffin cao Do vậy, vận chuyển loại dầu thường kèm theo phức tạp nảy sinh, gây ảnh hưởng đến hiệu trình vận chuyển Do vậy, cần phải có nghiên cứu đảm bảo chế độ dòng chảy để vận chuyển dầu an toàn từ mỏ Diamond tàu chứa FPSO Ruy - II Bài báo trình bày kết nghiên cứu để đảm bảo trình vận chuyển sản phẩm an tồn, hiệu thơng qua việc phân tích số liệu thực tế hiệu làm việc đường ống thời mỏ số liệu thu từ mơ hình hóa dựa phần mềm chuyên dụng OLGA Kết nghiên cứu rằng, tỷ lệ hình thành wax điều kiện ổn định bình thường tương đối thấp Độ dày lớp wax tạo tương đối nhỏ theo kết mô Tuy nhiên, nhiệt độ dầu vận chuyển thấp nhiệt độ đông đặc, lớp wax hình thành bám lên bề mặt đường ống Từ khóa: Bảo đảm dịng chảy, Giàn Diamond, Lắng đọng Wax © 2021 Trường Đại học Mỏ - Địa chất Tất quyền bảo đảm Tổng quan mỏ Diamond đặc tính chất lưu Mỏ Diamond thuộc Lơ 01&02, nằm cách mỏ Ruby gần 18 km phía bắc cách cảng Vũng _ *Tác giả liên hệ E-mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07 Tàu 155 km phía đơng, độ sâu nước biển 41,8 m (Hình 1) Hiện nay, mỏ Diamond khai thác giếng 1PS, 1PL, 2PS, 2PL, 3P, 4P 5P Sản phẩm khai thác mỏ Diamond xử lý qua thiết bị tách pha sơ để tách thành pha riêng biệt (pha khí pha lỏng) Dầu sau tách khí sơ vận chuyển tàu chứa FPSO Ruby - II thông qua đường ống ngầm đáy biển với chiều dài 18 km Khí sau tách đưa qua Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 máy nén khí để tăng áp suất sử dụng cho hoạt động khai thác gaslift, phần khí dư chuyển sang tàu FPSO Ruby - II Về bản, dầu khai thác mỏ Diamond có hàm lượng paraffin cao thay đổi phạm vi rộng (19÷27%) Nhìn chung, vận chuyển loại dầu thường kèm theo phức tạp nảy sinh, gây ảnh hưởng đến hiệu trình vận chuyển (Từ Thành Nghĩa nnk., 2015; Phung Dinh Thuc nnk., 2003) Do đó, vấn đề bảo đảm dịng chảy nội dung nghiên cứu quan trọng giúp cho trình vận chuyển an toàn (Ove Bratland, 2013) Kết phân tích dầu mỏ Diamond cho thấy, nhiệt độ nóng chảy paraffin thay đổi 55÷610C Nhiệt độ bão hịa paraffin dầu áp suất vỉa thay đổi 49÷560C, áp suất khí giá trị nằm khoảng 55÷600C, nhiệt độ đơng đặc dầu 32÷360C Kết nghiên cứu cho thấy, dầu mỏ Diamond thuộc loại dầu nặng, hàm lượng paraffin nhiệt độ đông đặc cao Nhiều nghiên cứu cho thấy, vận chuyển dầu có hàm lượng paraffin nhiệt độ đơng đặc cao thường gây yếu tố gây bất lợi cho trình vận chuyển đường ống ngầm, làm tăng q trình hình thành wax bám dính thành ống (Hyun Su Lee, 2008; Aiyejna nnk., 2011; Burger nnk., 1981).Dựa số liệu nghiên cứu dầu thơ mỏ Diamond (PVEP, 2018; 2019), đặc tích dầu Diamon tổng hợp Bảng 1÷3 Các đặc tính wax mẫu hỗn hợp dầu Diamond trình bày Bảng Bảng Đặc tính dầu tách khí mỏ Diamond Hình Sơ đồ vận chuyển sản phẩm mỏ Ruby Thông số kiểm tra Nhiệt độ đông đặc Khối lượng riêng Tỷ trọng API Tổng độ axit 67 Đơn vị 0C g/ml API mgKOH/g Giá trị 36 0,8557 33,78 0,408 68 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Bảng Thành phần hỗn hợp dầu Diamond Mẫu dầu tách khí từ giàn Diamond Thành phần Methane Ethane Propane i-Butane n-Butane neo-Pentane i-Pentane n-Pentane Hexanes Me-Cyclo-pentane Benzene Cyclo-hexane Heptanes Me-Cyclo-hexane Toluene Octanes Ethyl-benzene Meta/Para-xylene Ortho-xylene Nonanes 1,2,4-Tri-Me-benzene Decanes Undecanes Dodecanes Tridecanes Tetradecanes Pentadecanes Hexadecanes Heptadecanes Octadecanes Nonadecanes Eicosanes Heneicosanes Docosanes Tricosanes Tetracosanes Pentacosanes Hexacosanes Heptacosanes Octacosanes Nonacosanes Triacontanes Hentriacontanes Dotriacontanes Tritriacontanes Tetratriacontanes Pentatriacontanes Hexatriacontanes plus Tổng : C36+ Trọng lượng phân tử (g/mol) C36+ T Trọng lượng riêng 60ºF (g/cm3) Hàm lượng Mol (%) 0,000 0,000 0,013 0,022 0,071 0,005 0,165 0,270 1,363 0,475 0,181 0,534 2,968 1,866 0,650 5,903 0,221 1,133 0,448 5,949 0,559 5,647 5,550 4,898 5,290 4,316 5,234 3,181 2,798 3,902 2,774 2,331 2,176 2,071 2,106 1,815 1,799 1,838 1,800 1,733 1,689 1,378 1,117 0,980 0,896 0,736 0,682 8,465 100,000 Trọng lượng (%) 0,000 0,000 0,002 0,005 0,016 0,002 0,046 0,076 0,457 0,155 0,055 0,175 1,156 0,712 0,233 2,621 0,091 0,467 0,185 2,965 0,261 3,123 3,171 3,065 3,598 3,187 4,190 2,745 2,577 3,807 2,835 2,491 2,461 2,455 2,603 2,334 2,412 2,564 2,616 2,613 2,638 2,228 1,867 1,692 1,595 1,349 1,288 22,814 100,000 693 0.9445 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 69 Bảng Thành phần hỗn hợp khí Diamond Loại mẫu Thành phần Methane Ethane Propane Iso - Butane N - Butane Neo - Pentane Iso - Pentane N - Pentane Hexanes Heptanes Octanes Nonanes C10 C11 C12+ Nitrogen CO2 C7+ MW C7+ density Tách áp suất cao Mol (%) 80,9414 9,7609 4,8226 0,9999 1,4381 0,0061 0,3893 0,3696 0,2958 0,2709 0,2293 0,0905 0,0338 0,0088 0,0045 0,204 0,1346 112,7 0,7034 Tách áp suất thấp Mol (%) 63,6135 10,6565 11,1438 2,5718 4,3446 0,0106 1,3219 1,3127 1,1149 1,0825 0,8616 0,3543 0,14 0,0208 0,0013 0,4064 1,0428 112,1 0,7028 Hỗn Hợp khí Mol (%) 78,8901 9,9478 5,5393 1,1758 1,7344 0,0066 0,4858 0,4644 0,3876 0,3602 0,2695 0,0983 0,0889 0,0648 0,0082 0,2331 0,2455 116,5 0,7073 Bảng Đặc tính wax hỗn hợp dầu mỏ Diamond Thông số kiểm tra Hàm lượng Wax Nhiệt độ xuất Wax Nhiệt độ hòa tan Wax Hàm lượng Asphaltene Đơn vị % KL oC oC % KL Bảng Các thông số đường ống Thơng số Chiều dài Độ dày Đường kính Độ nhám ống Vật liệu làm ống Độ dẫn nhiệt đường ống Độ dày bê tông Độ dẫn nhiệt bê tông Đơn vị Km mm mm mm - Giá trị 17,875 10 253 0,05 Carbon Steel ISO 3183 W/m.K 54 mm W/m.K 55 1,8 Mơ hình hóa đề xuất giải pháp đảm bảo chế độ dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby-II Giá trị 19,82 59,27 69,78 0,25 Bảng Dữ liệu đoạn ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby - II Thơng số Đường kính ngồi Độ dày Đường kính Độ nhám Độ dày lớp vỏ FBE Độ dày lớp vỏ Neoprene Độ dẫn nhiệt FBE Đơn vị mm mm mm mm mm mm W/m.K Giá trị 273 10 253 0,05 0,5 12,7 0,26 Độ dẫn nhiệt Neoprene W/m.K 0,24 Tuyến ống vận chuyển sản phẩm từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II có tổng chiều dài 18 km đặt cát đáy biển, chiều sâu nước biển khu vực trung bình 41,8 m 70 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình Hình dạng tuyến ống từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II.(đoạn đáy biển) Hình Hình dạng tuyến ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby - II (đoạn từ đáy biển nối lên tàu) Trên sở số liệu khảo sát địa hình tuyến đường ống từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II, mặt cắt dọc tuyến ống nằm mặt biển có dạng Hình đoạn ống đứng lên tàu FPSO Ruby II có dạng Hình 2.1 Các thơng số tuyến ống Các thông số tuyến ống trình bày Bảng Dựa biểu đồ dự đoán khai thác mỏ, nhóm tác giả sử dụng phần mềm OLGA để nghiên cứu đảm bảo dòng chảy cho 03 trường hợp với thông số lưu lượng thể Bảng - Xác định trạng thái ổn định dịng chảy Kết mơ hình hóa trạng thái ổn định lượng chất lỏng FPSO Ruby-II cho thấy, mức độ dao động chủ yếu tập trung vào trường hợp 1, Trường hợp khai thác với kịch lượng dầu khai thác thấp khơng có khí (trường hợp 3), mức độ dao động chất lỏng khơng xảy (Hình 4) Tương tự biến thiên tổng lượng chất lỏng đường ống cho trường hợp nghiên cứu thể Hình Do dịng chảy khơng ổn định, nên lượng chất lỏng không ổn định trường hợp nghiên cứu Chất lỏng tồn đọng đường ống cho trường hợp nghiên cứu thể Hình 6, chúng phụ thuộc vào tỷ số khí dầu (GOR) - Xác định độ biến thiên áp suất Hình thể kết mơ hình hóa biến thiên thơng số áp suất vị trí ống đứng nối lên tàu FPSO thời gian 24 cho trường hợp nghiên cứu Có thể thấy, mức độ dao động áp suất lớn xảy trường hợp 2, nguyên nhân lượng khí trường hợp lớn so với trường hợp cịn lại Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 71 Bảng Các trường hợp nghiên cứu bảo đảm dòng chảy Trường Kịch khai Năm Lưu lượng Lưu lượng hợp thác dầu, nước, (stb/d) (stb/d) Tối đa 2020 2.260 4.097 Trung bình 2023 771 3.970 Thấp nhất/ 2026 313 1.808 khơng có khí Lưu lượng Hàm lượng Lưu lượng Tỷ số khí chất lỏng, nước, (%) khí, dầu, (stb/d) (MMscf/d) (scf/stb) 6.357 645 279 909 4.741 837 2.538 1.346 2.122 852 1.425 Hình Trạng thái ổn định chất lỏng thời gian 12 FPSO Ruby-II Hình Tổng lượng chất lỏng đường ống thời gian 12 - 72 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình Chất lỏng tồn đọng dọc theo đường ống cho trường hợp nghiên cứu Hình Biến thiên áp suất ống đứng lên tàu FPSO cho trường hợp nghiên cứu 24 - Xác định độ biến thiên nhiệt độ Đối với trạng thái biến thiên nhiệt độ đường ống trường hợp nghiên cứu thể Hình Kết tính tốn mơ cho thấy, kể từ vị trí nửa cuối tuyến ống, nhiệt độ chất lỏng trường hợp nghiên cứu 220C Giá trị gần với nhiệt độ đáy biển, sản phẩm khai thác Diamond vận chuyển nhiệt độ đơng đặc (360C) Hiệu việc sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc dầu Qua phân tích cho thấy, khả xảy tượng đơng đặc dầu q trình vận chuyển cao Vì vậy, cần phải có giải pháp xử lý phù hợp để hạn chế vấn đề Căn vào điều kiện thực tế mỏ, việc sử dụng hóa phẩm giải pháp hiệu để làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình Biến thiên nhiệt độ dọc theo đường ống cho trường hợp nghiên cứu Hình Đồ thị áp suất trường hợp với với độ nhớt khác 73 74 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình 10 Đồ thị áp trường hợp với độ nhớt khác Hình 11 Đồ thị áp suất trường hợp với độ nhớt khác Các phân tích độ nhạy hiệu hóa phẩm giảm nhiệt độ đơng đặc (PPD) cho thấy, thông thường độ nhớt dầu giảm khoảng 5%, 10%, 15%, 20% so sánh với ảnh hưởng PPD kết phịng thí nghiệm Kết nghiên cứu Hình 9, 10, 11 cho kịch nghiên cứu Việc tăng độ nhớt dầu dẫn đến tăng khoảng biến động áp suất đoạn ống mềm DMDP - A ảnh hưởng đến ổn định điều kiện vận hành Đối với trường hợp (năm 2020) áp suất đoạn ống mềm DMDP - A ổn định với thay đổi độ nhớt khoảng 5%, 10%, 15% 20% Đối với trường hợp (năm 2023) giảm khai thác dầu GOR tăng, áp suất đoạn ống mềm DMDP - A không ổn định, độ nhớt dầu tăng Tuy nhiên, theo mô cho thấy áp suất DMDP - Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 A khoảng 12÷18 bar Đối với trường hợp (năm 2026) vận chuyển khơng có khí, lượng dầu khai thác thấp hàm lượng nước cao Sự thay đổi độ nhớt không ảnh hưởng đến giá trị áp suất đoạn ống mềm DMDP - A Thảo luận kết nghiên cứu 4.1 Trường hợp dừng đường ống Trường hợp dừng đường ống vòng 24 Van chặn FPSO Ruby-II giả định đóng phút đầu giếng Topaz giảm khai thác từ 100% xuống 0% phút Chất lỏng tháo gom lại điểm thấp Lượng chất lỏng tích tụ sau 24 dừng đường ống cho trường hợp nghiên cứu thể Hình 12 Lượng chất lỏng tích tụ hệ thống trường hợp dừng đường ống trường hợp nghiên cứu trình bày Bảng Đối với đường ống không bọc cách nhiệt, nhiệt độ chất lỏng giảm xuống nhanh (Hình 13) Sau 75 dừng đường ống nhiệt độ giảm tiệm cận với nhiệt độ môi trường 4.2 Khởi động lại đường ống Áp suất khởi động đường ống xác định theo cơng thức: ∆P_s=(4Lσ_s)/D (1) Trong đó: ∆P_s- khoảng tăng áp suất khởi động (Pa); L - chiều dài đường ống (m); _s - ứng suất chảy vật liệu (Pa); D - đường kính ống (m) Kết tính tốn áp suất khởi động đường ống trình bày Bảng 10 Kết nghiên cứu cho thấy, thời gian dừng đường ống sau 24 giờ, áp suất khởi động trường hợp cao trường hợp (năm 2023) Áp suất khởi động cho trường hợp với sản phẩm vận chuyển khơng có khí, cao đáng kể, lượng dầu tồn đọng đường ống lớn Hình 12 Đồ thị tích tụ chất lỏng sau 24 dừng đường ống cho trường hợp 76 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình 13 Đồ thị nhiệt độ chất lỏng sau 24 dừng đường ống Hình 14 Độ dày lớp wax dọc theo đường ống sau 7, 14, 21, 28, 35, 42, 49 56 ngày hoạt động Bảng Thể tích chất lỏng dầu đường ống Trường hợp Năm 2020 2023 2026 Chất lỏng (Thùng) 3318 2987 5774 Dầu (Thùng) 990 572 1697 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 77 Bảng Áp suất khởi động đường ống trường hợp không sử dụng PPD TH (năm 2020) TH (năm 2023) TH (năm 2026) Chiều Áp suất khởi Chiều dài, Áp suất khởi Chiều Áp suất khởi dài, m động, bar m động, bar dài, m động, bar 3149 35 1814 20 4862 54 12 3163 39 1810 22 4995 61 24 3152 46 1815 26 5331 77 Bảng 10 Áp suất khởi động đường ống trường hợp có sử dụng PPD TH (năm 2020) TH (năm 2023) TH (năm 2026) Thời gian Chiều Áp suất khởi Chiều dài, Áp suất khởi Chiều Áp suất khời dài, m động, bar m động, bar dài, m động, bar 3149 22,4 1814 12,9 4862 34,5 12 3163 24,6 1810 14,1 4995 38,8 24 3152 28,7 1815 16,5 5331 48,5 Thời gian 4.3 Kiểm soát lắng đọng wax Kết phân tích hình thành wax cho thấy tốc độ hình thành lớp lắng đọng mức độ thấp Sau 56 ngày hoạt động, độ dày lớp wax lắng đọng đạt mức 0,25 mm (Hình 14) Đồng thời hình thành wax đoạn ống đứng dốc đạt giá trị lớn Tổng lượng wax hình thành đường ống thể Bảng 11 Sự hình thành lớp lắng đọng wax thành ống gây phức tạp cho trình vận chuyển sản phẩm Bảng 11 Tổng lượng wax hình thành đường ống Ngày Thùng Khối lương (kg) 0,17 12,81 14 0,33 25,62 21 0,50 38,45 28 0,66 51,29 35 0,83 64,14 42 1,00 77,02 49 1,16 89,93 56 1,33 102,85 Để loại bỏ lớp lắng đọng này, cần tiến hành nạo vét đường ống từ giàn Diamond tới FPSO Ruby-II kỹ thuật phóng Pig làm đường ống (Pigging) Loại pig sử dụng Foam Pig, với tần suất tháng lần Trong trường hợp này, Pig phóng điểm đầu đoạn ống đứng giàn Diamond điểm thu hồi Pig FPSO Ryby-II Kết luận Áp suất vận chuyển dao động khoảng 13÷18 bar với trường hợp nghiên cứu Chất lỏng làm mát đến nhiệt độ đáy biển vận chuyển nhiệt độ đông đặc hầu hết đường ống Thời gian để chất lỏng làm mát đến nhiệt độ đáy biển khoảng kể từ Shut - down Tỷ lệ hình thành wax điều kiện ổn định bình thường tương đối thấp Wax phần đoạn cuối ống đứng dốc xuống tương đối nhiều nơi mà nhiệt độ chất lỏng bị làm mát đến khoảng nhiệt dễ tạo thành wax Sau 56 ngày hoạt động, độ dày lớn wax khoảng 0,25 mm Kết mô cho thấy, độ dày lớp paraffin tạo tương đối nhỏ Tuy nhiên, nhiệt độ dầu vận chuyển thấp nhiệt độ đơng đặc, dẫn đến lớp wax hình thành bám bề mặt đường ống Khi độ dày trung bình lớp wax xuất thành đường ống đạt khoảng mm, tiến hành sử dụng phương pháp nạo vét Đây cách loại bỏ paraffin hiệu Tần suất loại bỏ hợp lý tháng lần Đóng góp tác giả Nguyễn Văn Thịnh: xây dựng ý tưởng, bố cục báo, phân tích kết nghiên cứu, biên tập hiệu đính tồn báo (tỷ lệ đóng góp 70); Nguyễn Đức Chính: chạy mơ hình xuất kết tính tốn (tỷ lệ đóng góp 25%); Triệu Hùng Trường: cung cấp thông tin ý kiến bổ sung cho báo (tỷ lệ đóng góp 5%) 78 Nguyễn Văn Thịnh nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Tài liệu tham khảo Từ Thành Nghĩa, Phạm Bá Hiển, Phạm Xuân Sơn, Tống Cảng Sơn, Nguyễn Hồi Vũ, Ngơ Thường San, Nguyễn Văn Minh, Nguyễn Thúc Kháng, (2015) Những khó khăn thách thức Vietsovpetro vận chuyển dầu nhiều paraffin đường ống ngầm ngồi khơi Tạp chí Dầu khí số, 5/2015, trang 20 - 25 Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, V.P Vugovskoi, (2003) The problem in Transportation of High Waxy Crude oils Through Submarine Pipelines at JV Vietsovpetro Oil Fields, Offshore Vietnam Journal of Canadian Petroleum Technology, Solution for Production Optimization, Canada 2003 (42 ) trang 15 - 18 Hyun Su Lee, (2008) Computational and rheological study of wax deposition and gelation in subsea pipeline, The University of Michigan PVEP, (2019) Analysis report - Crude Oil Samples PVEP, (2018) Composition analysis report - Gas Samples Ove Bratland, (2013) Pipe Flow - Multi - phase Flow Assurance Aiyejna, A., Chakrabarti, D.P., Pilgrim, A., Sastry, M.K.S., (2011) Wax formation in Oil Pipelines: A critical Review International Journal of Multiphase Flow 37, pp 671 - 694 Burger, E.D., Perkins, T K, Striegler, J H, (1981) Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska Pipeline Journal of Petroleum Technology, pp 1075 - 1086 ... xuất giải pháp đảm bảo chế độ dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby- II Giá trị 19,82 59,27 69,78 0,25 Bảng Dữ liệu đoạn ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby -. .. Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 62, Kỳ (2021), 65 - 78 Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II Nguyễn Văn Thịnh 1,*,... Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 Hình Hình dạng tuyến ống từ giàn Diamond tàu FPSO Ruby - II. (đoạn đáy biển) Hình Hình dạng tuyến ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby - II (đoạn từ đáy biển nối lên tàu)