Như đã trình bày ở trên, dầu thô là tập hợp của các hydrocarbon có độ dài mạch khác nhau và các hợp chất dị vòng như nhựa, asphaltene. Trong quá trình vận chuyển dầu thô từ vỉa đến các hệ thống thu gom, do có sự thay đổi nhiệt độ nên đã xảy ra hiện tượng lắng đọng các hợp chất hữu cơ trên thành ống. Các kết quả nghiên cứu đã chỉ ra rằng sự lắng đọng paraffin trong các giếng dầu có liên quan tới các
33
quá trình hóa – lý phức tạp xảy ra trong quá trình khai thác dầu thô từ vỉa lên đến mặt đất [3].
Khi paraffin lắng đọng bám trên thành giếng sẽ làm giảm lưu lượng của giếng khai thác, làm tăng chi phí cho các thiết bị khai thác cũng như vận chuyển. Loại bỏ sự lắng đọng paraffin trong thân giếng đòi hỏi mất nhiều công sức và chi phí.
Để xử lý các vấn đề liên quan đến paraffin, thông thường người ta sử dụng các phương pháp sau [7]:
Phương pháp cơ học; Phương pháp nhiệt học; Phương pháp hóa học; Và các phương pháp khác.
Trong đó, phương pháp cơ học là phương pháp đơn giản nhất. Phương pháp hóa học bằng cách sử dụng các phụ gia làm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến của dầu thô và giảm lắng đọng paraffin được coi là một trong những phương pháp tiết kiệm và kinh tế hơn cả.
Trên thị trường trong và ngoài nước hiện đang có nhiều loại phụ gia PPD khác nhau. Tùy thuộc vào bản chất của từng loại dầu thô và điều kiện khai thác vận chuyển mà người ta lựa chọn phụ gia cho phù hợp.
Hiện nay, sản lượng khai thác toàn mỏ của PCVL là 20.000 thùng/ngày đêm, chủ yếu là từ mỏ Diamond. Trong quá trình khai thác và vận chuyển dầu, lắng đọng paraffin xuất hiện trên đường ống thu gom dầu, trong các bình chứa, các phin lọc hay các van nằm trên đường thu gom thậm chí ở trong cần khai thác khi nhiệt độ còn rất cao 90 – 100 oC. Việc xử lý và vận chuyển dầu thô từ các giếng khai thác về tàu chứa là một công việc khó khăn và phức tạp do đặc tính nhiều paraffin của dầu thô mỏ Diamond. Hàm lượng n-paraffin trong khoảng từ 25% khối lượng, nhiệt độ đông đặc cao khoảng 33 – 36 oC. Trong điều kiện đường ống vận chuyển dầu thô không được cách nhiệt với môi trường nước biển ở vùng cận đáy mỏ Diamond dao động từ 22 – 25 oC thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu thô khoảng 14 oC.
34
Dầu thô được vận chuyển từ miệng giếng khoan tới tàu chứa dầu bằng các đường ống ngầm dưới biển không được bảo ôn. Việc chống lắng đọng paraffin trong đường ống và thành giếng khoan đang là nhiệm vụ rất được quan tâm ở PCVL.
Những phương pháp chủ yếu được sử dụng ở PCVL là gia nhiệt dầu thô kết hợp với phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc. Các hoá phẩm trước đâyđang sử dụng được nhập khẩu từ các nhà cung cấp nước ngoài như: Baker Petrolite và Nalco. Nhưng gần đây, PCVL đã sử dụng hóa phẩm được nghiên cứu và sản xuất trong nước và được cung cấp bởi Công ty DMC-WS. Tuy nhiên, tùy thành phần của dầu thô đặc biệt là hàm lượng paraffin mà các đơn vị khai thác sử dụng các hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc khác nhau với nồng độ riêng biệt.
Nhiệt độ dầu thô ban đầu tại Diamond WHP đạt 70 – 80 oC và đến tàu FPSO Ruby II giảm còn khoảng 22-28oC, tương đương với nhiệt độ nước biển.