TRƢỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHIỆP TP.HCM KHOA CÔNG NGHỆ BÀI TIỂU LUẬN MÔN: TỒN TRỮ VÀ VẬN CHUYỂN CÁC SẢN PHẨM DẦU KHÍ ĐỀ TÀI: VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN BẰNG ĐƢỜNG ỐNG GVHD ThS. Nguyễn Thị Hồng Thắm SVTH: Nhóm 01 LỚP: DHHD7BLTTH DANH SÁCH NHÓM : 01 – LỚP : DHHD7BLTTH STT Họ Và Tên MSSV Ghi chú 1 Nguyễn Văn Đạt 11031233 2 Vũ Hông Đệ 11032153 3 Hoàng Tiến Hải 11026853 4 Nguyễn Trọng Hải 11031303 5 Lê Thị Hảo 11031253 6 Nguyễn Đình Huấn 11036793 7 Chu Văn Hùng 11029983 8 Trần Kim Hùng 11029953 9 Phạm Quang Hưng 11032383 10 Nguyễn Văn Mạnh 11032023 11 Lê thị chung 11032323 MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU .................................................................................................. 4 NỘI DUNG ...................................................... Error! Bookmark not defined. PHẦN I: TỔNG QUAN VỀ DẦU NHIỀU PARAFINError! Bookmark not defined. 1. Tổng quan ..................................................... Error! Bookmark not defined. 1.1. Thiết kế sơ bộ ban đầu ................................ Error! Bookmark not defined. 1.2 Thiết kế khái niệm ....................................... Error! Bookmark not defined. 1.3 Thiết kế cơ sở .............................................. Error! Bookmark not defined. 2. Thiết kế khái niệm cho đường ống.................. Error! Bookmark not defined. 2.1 Thiết lập chuẩn thiết kế ................................ Error! Bookmark not defined. 2.2 Lựa chọn tuyến ống ..................................... Error! Bookmark not defined. 2.3 Trạm bơm và chi phí .................................... Error! Bookmark not defined. 2.4 Lựa chọn kích thước ống ............................. Error! Bookmark not defined. 2.5 Lựa chọn vật liệu ......................................... Error! Bookmark not defined. 2.6 Lựa chọn bề dày ống.................................... Error! Bookmark not defined. 2.7. Lựa chọn lớp phủ chống ăn mòn ................. Error! Bookmark not defined. 2.8. Lựa chọn lớp cách nhiệt .............................. Error! Bookmark not defined. 2.9 Vòng bù dãn nở .......................................... Error! Bookmark not defined. 2.10 Lựa chọn phương pháp bảo vệ chống ăn mònError! Bookmark not defined. 2.11. Phân tích cắt ống ....................................... Error! Bookmark not defined. 2.12. Lập lịch trình............................................. Error! Bookmark not defined. 3. Thiết kế cơ khí cho đường ống ...................... Error! Bookmark not defined. 3.1. Thiết kế chống lại áp suất bên trong............. Error! Bookmark not defined. 3.2. Thiết kế chống lại áp suất ngoài .................. Error! Bookmark not defined. 3.3. Thiết kế chống ứng suất dọc trục ................. Error! Bookmark not defined. 4. Phương pháp xây lắp đường ống .................... Error! Bookmark not defined. 4.1. Vận chuyển vật liệu làm ống ....................... Error! Bookmark not defined. 4.2. Quá trình tồn trữ các nguyên vật liệu ........... Error! Bookmark not defined. 4.3. Các quy trình hàn và phương pháp hàn....... Error! Bookmark not defined. 4.4. Quá trình xử lý nhiệt .................................. Error! Bookmark not defined. 4.5. Các lớp phủ liên kết tại môi trường thi côngError! Bookmark not defined. PHẦN II : QUÁ TRÌNH XÂY LẮP ĐƯỜNG ỐNGError! Bookmark not defined. 1. Lựa chọn và đánh dấu tuyến ống .................... Error! Bookmark not defined. 2. Quyền vận chuyển và quá trình phá hoang. ..... Error! Bookmark not defined. 3. Quá trình đào rãnh. ........................................... Error! Bookmark not defined. 4. Quá trình rải ống .......................................... Error! Bookmark not defined. 5. Quá trình uốn ống ......................................... Error! Bookmark not defined. 6. Quá trình hàn ống ......................................... Error! Bookmark not defined. 7. Phủ ống và hạ ống xuống rãnh ........................ Error! Bookmark not defined. 7.1. Các đoạn nối tại công trường ...................... Error! Bookmark not defined. 7.2. Quá trình hạ ống xuống rãnh ...................... Error! Bookmark not defined. 8. Quá trình lấp rãnh ........................................ Error! Bookmark not defined. 9. Chỗ cắt nhau qua khu vực có nước................. Error! Bookmark not defined. 9.1. Chỗ cắt nhau qua đường bộ ......................... Error! Bookmark not defined. 10. Thi công qua đầm lầy .................................. Error! Bookmark not defined. 11. Thi công qua các vùng cực................................ Error! Bookmark not defined. 12. Thi công qua các cồn cát. ............................. Error! Bookmark not defined. KẾT LUẬN ....................................................... Error! Bookmark not defined. LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ, với hơn 30 năm xây dựng và phát triển nhưng đã sớm khẳng định vị trí của nó trong nền kinh tế quốc dân, cho tới nay dầu khí vẫn luôn được coi là ngành kinh tế mũi nhọn. Tuy nhiên dầu khí Việt Nam chủ yếu là khai thác ngoài khơi, tập trung ở vùng thềm lục địa phía Nam Việt Nam, độ sâu nước biển không lớn và trải dài trên diện tích rộng. Hiện nay nguồn dầu khí khai thác tại các mỏ đang giảm dần, Tập Đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam hiện nay vẫn đang tiếp tục tìm kiếm, thăm dò và phát hiện và khai thác các mỏ mới. Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Đặc biệt là dầu thô của việt nam là dầu có hàm lượng parafin lớn nên vấn đề vận chuyển rất khó và đòi hỏi công nghệ hiện đại mới có thể vận chuyển từ ngoài biển vào nơi chế biến Dầu thô khai thác ở các vùng khác nhau thường chứa từ 6-27% các parafin phân tử lượng cao Trong quá trình vận chuyển, khi gặp lạnh parafin kết tinh và tách ra trong dầu thô. Quá trình kết tinh và triển mạng tinh thể của parafin làm tăng độ nhớt, giảm sự lưu biến của dầu thô, thậm chí làm tắc nghẹn ống dẫn dầu, gây ra những hậu quả khó lường ảnh hưởng đến năng suất khai thác và vận chuyển dầu. Vì vậy việc nghiên cứu tìm các phương pháp thích hợp để ức chế quá trình kết tinh của parafin trong dầu thô đã được nhiều trường phái khoa học trên thế giới chú ý nghiên cứu Mục tiêu của bài tiểu luận là nghiên cứu tổng hợp chất phụ gia làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô giàu parafin phục vụ cho việc vận chuyển dầu mỏ khai thác ở vùng biển Việt Nam .Được sự gợi ý và hướng dẫn của GV Nguyễn Thị Hồng Thắm nên nhóm chúng em chọn đề tài : VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG Mặc dù chúng em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan nhưng do kinh nghiệm còn thiếu và trình độ còn hạn chế, nên chắc chắn còn nhiều thiếu sót, em rất mong nhận được sự quan tâm góp ý của cô và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc có thể giải quyết các vấn đề được tốt hơn. Chúng em xin chân thành cảm ơn ! PHẦN I : NỘI DUNG 1 :Thành phần của dầu thô: Thành phần của dầu mỏ bao gồm chủ yếu là các hợp chất hydrocacbon và phi hydrocacbon .Trong đó hydrocacbon được phân làm ba loại đó là : - parafin - napten - aromatic trong thực tế thì dầu còn rất nhiều các hợp chất nhựa và asphanten và các kim loai nặng . Dựa vào cấu trúc có thể phân ra parafin mạch thẳng parafin mạch nhánh .ở điều kiện thường hydrocacbon từ C1- C4 ở trạng thái khí C5- C15 ở trạng thái lỏng và từ C15 – trở lên tồn tại ở dạng rắn hoặc bán rắn. Các yếu tố ảnh hưởng đến tính chất kết cấu cơ học và độ nhớt của dầu là parafin rắn Parafin rắn là ở dạng tinh thể màu trắng không tan trong nước nhưng dễ tan trong benzen parafin trong dầu có thể hiểu là một hỗn hợp hydrocacbon đơn chất chủ yếu là mạch thẳng và một phần là mạch nhánh nhiệt độ nóng chảy vào khoảng 22 – 85 oC hydrocacbon rắn dạng tinh thể có khối lượng phân tử và nhiệt độ sôi cao gồm những chất như naphten và aromatic .hydrocacbon parafin mạch nhánh được gọi chung là xerezin nhiệt độ nóng chảy khoảng 65 – 90 oC parafin rắn và xerezin dễ hòa tan trong dầu tạo thành dung dịch phân tử nhiệt độ nóng chảy parafin càng nhỏ thì độ hòa tan trong dầu càng cao hydrocacbon naphtenic Naphaptenic (xycloparafin) là một hydrocacbon phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ hàm lượng của chúng có thể thay đổi từ 30% đến 60 % trọng lượng chúng thường ở dạng vòng 5,6 cạnh củng có trường hợp có 5 vòng ngưng tụ nhưng rất ít gặp .cachydrocacbon naphtenic có mặt trong phân đoạn nhẹ thường là 1 vòng và ít nhánh phụ hoặc ở phần có nhiêt độ sôi trung bình và cao Hydrocacbon naphtenic là thành phần quan trọng trong nhiên liệu động cơ và dầu nhờn .ngoài ra nó còn là nguyên liệu quý cho quá trình tổng hợp hydrocacbon thơm (BTX) là nguyên liệu cho tổng hợp hóa dầu hydrocacbon Aromatic là loại một vòng và đồng đẳng của chúng (BTX) các chất này thường nằm trong phân đoạn nhẹ và là cấu tử làm tăng khả năng chống cháy kích nỗ của xăng các chất ngưng tụ 2,3 hoặc 4 vòng thơm có mặt trong phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao của dầu mỏ 2 Đặc điểm của dầu nhiều prafin Các hydrocacbon mạch thẳng n-parafin là một nguồn nguyên liệu rất quan trọng trong công nghiệp hoá chất và hoá dầu, nhu cầu về n-parafin là rất lớn và ngày càng tăng ở trên thế giới cũng như ở Việt Nam. Nhu cầu này được thể hiện qua các sản phẩm của nó như: nhu cầu về LAB (LAB:linear Alkylbenzene) trên thế giới tăng lên hàng năm: năm 1980 là 1,0 triệu tấn, năm 1990 là 1,7 triệu tấn năm 1992 là 2,0 triệu tấn, năm 2000 là 2,7 triệu tấn, dự đoán năm 2010 sẽ là 5,0 triệu tấn.Các alkan mạch thẳng dạng lỏng và rắn có thể sử dụng trực tiếp vào các ngành công nghiệp giấy, diêm gỗ, mỹ phẩm, bao bì thực phẩm, nến... đồng thời còn được sử dụng như là một nguyên liệu cho công nghiệp hoá học, từ đó sản xuất ra nhiều sản phẩm có giá trị: Chất hoạt động bề mặt, chất hoá dẻo, alcol béo... Đặc thù của dầu mỏ Việt Nam là hàm lượng n-paraffin rất cao. Vì vậy để sản uất các sản phẩm có yêu cầu cao về điểm đông, không chế hàm lượng n-paraffin ở mức thấp (nhiên liệu phản lực, nhiên liệu diesel dùng cho mùa đông hoặc xuất khẩu) trong chế biến dầu mỏ cần phải có công đoạn tách n-parafin. Yêu cầu cần tách n-parafin để nâng cao chất lượng sản phẩm và đồng thời làm nguyên liệu cho công nghiệp hoá chất hoá dầu là đòi hỏi cấp bách. - Parafin có tên gọi chung là các hydrocacbon dạng ankan với phân tử lượng lớn có công thức tổng quát CnH2n+2, trong đó n lớn hơn 20. Parafin được Carl Reichenbach phát hiện ra trong thế kỷ 19. - Parafin là tên gọi kỹ thuật cho ankan nói chung, nhưng trong phần lớn các trường hợp nó được dùng để chỉ các ankan mạch thẳng hay ankan thường, trong khi các ankan mạch nhánh, hay isoankan được gọi là isoparafin -Parafin lỏng có nhiều tên gọi, như nujol, dầu adepsin, albolin, glymol, dầu parafin, saxol, hay dầu khoáng USP. Nó thông thường được sử dụng trong các nghiên cứu phổ học hồng ngoại, do nó có phổ hồng ngoại tương đối không phức tạp. Khi các mẫu cần kiểm tra được tạo ra thành lớp dung dịch dày, parafin lỏng được thêm vào để nó có thể loang rộng trên các đĩa cần thiết cho việc kiểm tra phổ hồng ngoại 2.1 Thuộc tính lý-hóa -Parafin được tìm thấy chủ yếu trong dạng chất rắn dạng sáp màu trắng, không mùi, không vị, với điểm nóng chảy thông thường nằm trong khoảng 47 °C- 65 °C. Nó không hòa tan trong nước, nhưng hòa tan trong ête, benzen và một số este. Parafin không bị thay đổi dưới tác động của nhiều thuốc thử hóa học phổ biến, nhưng rất dễ cháy. 2.2 Ƣu điểm nhƣợc điểm của dầu nhiều parafin a. Ƣu điểm Các hydrocacbon mạch thẳng n-parafin là một nguồn nguyên liệu rất quan trọng trong công nghiệp hoá chất và hoá dầu, nhu cầu về n-parafin là rất lớn và ngày càng tăng ở trên thế giới cũng như ở Việt Nam. Nhu cầu này được thể hiện qua các sản phẩm của nó như: nhu cầu về LAB (LAB:linear Alkylbenzene) trên thế giới tăng lên hàng năm: năm 1980 là 1,0 triệu tấn, năm 1990 là 1,7 triệu tấn năm 1992 là 2,0 triệu tấn, năm 2000 là 2,7 triệu tấn, dự đoán năm 2010 sẽ là 5,0 triệu tấn.Các alkan mạch thẳng dạng lỏng và rắn có thể sử dụng trực tiếp vào các ngành công nghiệp giấy, diêm gỗ, mỹ phẩm, bao bì thực phẩm, nến... đồng thời còn được sử dụng như là một nguyên liệu cho công nghiệp hoá học, từ đó sản xuất ra nhiều sản phẩm có giá trị: Chất hoạt động bề mặt, chất hoá dẻo, alcol béo... Đặc thù của dầu mỏ Việt Nam là hàm lượng n-paraffin rất cao. Vì vậy để sản uất các sản phẩm có yêu cầu cao về điểm đông, không chế hàm lượng n-paraffin ở mức thấp (nhiên liệu phản lực, nhiên liệu diesel dùng cho mùa đông hoặc xuất khẩu) trong chế biến dầu mỏ cần phải có công đoạn tách n-parafin. Yêu cầu cần tách n-parafin để nâng cao chất lượng sản phẩm và đồng thời làm nguyên liệu cho công nghiệp hoá chất hoá dầu là đòi hỏi cấp bách. n-parafin là thành phần có khả năng bắt cháy tốt, ít tạo cặn và cho nhiệt trị cháy cao (khoảng 11500kcal/kg) .Như vậy về phương diện cháy và toả nhiệt thì n-parafin là cấu tử quý nhất  Sản xuất nến  Tạo lớp phủ cho các loại giấy hay vải sáp.  Tạo lớp phủ cho nhiều loại phó mát cứng, chẳng hạn phó mát Edam.  Tạo các mẫu trong nghiên cứu thuộc lĩnh vực mô học.  Chất đẩy rắn cho các loại tên lửa lai ghép.  Gắn xi cho bình, chai, lọ.  Trong da liễu học, nó được dùng làm thuốc làm mềm (giữ ẩm)  Được dùng cho các ván lướt sóng như là một thành phần của loại sáp dành cho ván lướt sóng.  Thành phần chủ yếu của sáp trượt, dùng trong các xki và ván trượt tuyết.  Trong vai trò của phụ gia thực phẩm, chất tạo độ bóng có số E bằng E905 chính là parafin cấp thực phẩm.  Các thử nghiệm parafin được sử dụng trong pháp y để phát hiện các hạt thuốc súng còn trong tay của người bị tình nghi. Sáp parafin cấp thực phẩm được dùng trong một số loại kẹo để làm cho nó trông bóng hơn. Mặc dù sáp parafin có thể ăn được nhưng nó không tiêu hóa được; nó đi qua hệ tiêu hóa mà không bị phân hủy. Sáp parafin cấp phi thực phẩm có thể chứa dầu và các tạp chất khác và có thể là độc hại hay nguy hiểm. Hỗn hợp không tinh khiết của phần lớn các loại sáp parafin được dùng trong các buồng tắm sáp với mục đích làm đẹp và như là liệu pháp điều trị. Sáp parafin không được dùng nhiều trong việc chế tạo các mô hình mẫu để đúc, do nó tương đối giòn ở nhiệt độ phòng và thông thường không thể đục, khắc lạnh do nó tạo ra nhiều mảnh vỡ. Loại sáp được ưa chuộng trong công việc này là sáp ong. Nhƣợc điểm của dầu parafinic Dầu chứa nhiều parafin thì khi khai thác và vân chuyển sẻ gây tốn kém do phải áp dụng nhiều biện pháp xửa lý chống lắng đọng parafin gây tắc nghẽn đường ống và làm tăng chi phí vận hành các thiết bị phụ trợ như trạm bơm các chất hoạt động bề mặt chống ,Hệ thống thiết bị gia nhiệt cho đường ống . Ngoài ra trong sản phẩm dầu mỏ đặc biệt là nhiên liệu cho động cơ máy bay và nhiên liệu phản lực thì hàm lương parafin được quy định là 30 đến 60% .vì lý do là parafin dễ bị động đặc khi máy bay làm việc ở trên cao khoảng 10.000m nhiệt độ có thể xuống -50oC gây nguy hiểm cho máy bay PHẦN II CÁC PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ VÀ VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFIN CÓ ĐỘ NHỚT VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO BẰNG ĐƢỜNG ỐNG Ngăn ngừa tích tụ sáp có thể đạt được bằng cách giữ các sáp rắn ở trạng thái tan trong dòng dầu khai thác hoặc hạn chế tối đa quá trình bám dính, tạo vật thể có kích thước lớn hơn của các hạt sáp rắn trên bề mặt thiết bị Theo Matlach và Newberry: “Nếu hàm lượng sáp trong dầu thô chiếm một lượng từ thấp đến mức độ trung bình (0-10%) thì việc xử lý được thực hiện định kỳ theo các phương pháp thông dụng khi cần. Nếu hàm lượng sáp vượt quá 10%, theo kinh nghiệm loại dầu này gây tích tụ và sự cố dòng chảy nghiêm trọng, thì buộc lòng phải xử lý thường xuyên để đảm bảo cho quá trình khai thác được diễn ra liên tục. Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát tích tụ sáp. Nói chung, các phương pháp này có thể được phân loại thành 3 nhóm phương pháp cơ bản nêu sau đây: -Phương pháp cơ học -Phương pháp nhiệt -Phương pháp hóa học 1 Phƣơng pháp cơ học Có một vài phương pháp cơ bản để loại bỏ cặn sáp từ đường ống khai thác và đường ống dẫn. Các thiết bị nạo vét, điều khiển bằng cần, cáp tời, áp lực dòng chảy, các nút hoà tan và không hoà tan là các dụng cụ thông thường được sử dụng trong phương pháp cơ học để làm sạch cặn sáp. Thiết bị nạo vét bằng cần là dụng cụ cắt mà được gắn với cần ống bơm trong giếng sử dụng bơm piston. Thiết bị này dùng để cắt bỏ những sáp tích tụ từ bên trong đường ống khai thác bởi sự chuyển động qua lại của piston. Qúa trình nạo vét này sẽ làm sáp rắn rơi vào trong dòng sản phẩm trong ống khai thác và được sản phẩm mang lên trên bề mặt. Theo Allen và Robert, một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là một một công cụ được sử dụng phổ biến để nạo vét sáp trong các giếng tự phun và giếng gaslift. Dụng cụ này được gắn vào một thiết bị điều khiển bằng dây cáp, được dẫn động và điều khiển bằng tay hoặc tự động theo thời gian định trước. Các loại nút hoà tan và không hòa tan được sử dụng chủ yếu để tách loại cặn sáp trong các đường ống dẫn. Các nút hoà tan là các ống rỗng ngắn, ở dạng rắn được làm từ các vi tinh thể sáp hoặc naphtalene. Trong khi đó, các nút không hoà tan thường là cao su cứng hoặc các khối cầu bằng nhựa có gờ sắc nhọn. Một trong những ưu điểm của các nút hoà tan là chúng có khuynh hướng hoà tan trong dầu thô sau quá trình xử lý sáp. Do vậy, việc thu hồi các nút nạo sáp này là không cần thiết. Việc bơm các nút hoà tan hoặc không hoà tan từ một đầu của đường ồng dẫn và cung cấp áp lực của dòng chất lỏng phía sau của các nút này, đẩy chúng dọc theo các đường ống dẫn để thực hiện loại bỏ cặn sáp. 2. Phƣơng pháp nhiệt 2.2.3 Ƣu điểm 2.3.1Nhƣợc điểm của phƣơng pháp gia nhiệt bằng điện truyền thống -Chỉ phù hợp cho gia nhiệt đường ống trên bờ - Mức độ rủi ro cho người vận hành và bảo trì cao khi Tốn nhiều điện năng cung cấp và cần phải có hệ thống cảnh báo nguy hiểm 2.3.2 phƣơng pháp xử lý nhiệt bằng quá trình sinh nhiệt và khí nitơ Sự phát triển của phương pháp xử lý nhiệt bằng quá trình sinh nhiệt và khí nitơ đã đưa ra một phương án thay thế cho các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Phương pháp sinh nhiệt và khí nitơ yêu cầu một hỗn hợp có chứa nước của của dung dịch natri nitrat (NaNO2) với một dung dịch amoni clorit (NH4Cl). Hỗn hợp chứa nước của 2 dung dịch này được tạo thành trên mặt đất. Phản ứng giữa 2 dung dịch sinh ra khí nitơ, nhiệt, và các sản phẩm phụ không có hại (nước, muối natri clorit). Mặc dù phản ứng hoá học giữa hai dung dịch bắt đầu trên mặt đất, tốc độ của phản ứng được điều khiển bằng cách thêm vào một lượng được tính toán trước của dung dịch metanol, axit axetic và được bơm bằng bơm có thể điều khiển tốc độ để đạt được lượng nhiệt sinh tối đa và ở độ sâu xác định trong lòng giếng. Lượng nhiệt tổn thất cũng được khống chế nhỏ nhất bằng việc điều khiển tốc độ phản ứng, đó là một trong những bất lợi chính của các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Khối nhiệt và khí nitơ sinh ra được tính toán để đạt được nhiệt độ tối đa là 4620F (~ 2390C). McSpadden bắt đầu xử lý sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ sau một thời gian dài xử lý bằng dầu nóng hoặc các dung môi hoá học trong xử lý giếng khoan. Mặc dù có thể bơm hỗn hợp có chứa nước của chúng vào giếng qua ống khai thác hoặc ống chống, nhưng tốt hơn là bơm hỗn hợp này thông qua ống khai thác để dự đoán được chính xác hơn lượng nhiệt mất mát và lượng nhiệt sinh tối đa. Ngoài ra, hỗn hợp này được đề nghị bơm vào khoảng không vành xuyến để tránh cần hút. Quá trình xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ như sau : Bơm dung dịch rửa giếng xylen với lượng là 50 gallon/foot chiều sâu (tương đương 0,621m3/m chiều sâu). Bơm hỗn hợp dung dịch NaNO2 và NH4Cl vào ống khai thác. Đóng giếng trong 24h để đưa lượng nhiệt của sản phẩm phản ứng tác động đến các vùng sáp gần bề mặt vỉa khai thác.Theo tài liệu Kirspel việc xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ được áp dụng cho giếng nhiễm bẩn sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ, việc áp dụng phương pháp này được mở rộng để xử lý các đường ống dẫn Hỗn hợp xử lý bao gồm 50% dung dịch với nước của NaNO2 và NH4Cl, 43% xylen, 5% chất phân tán và 2% chất nhũ hoá. Các giếng nối với đường ống dẫn được đóng lại và dung dịch xử lý được bơm qua ống dẫn để loại bỏ sáp, được ứng dụng trong vùng khai thác dầu . Chức năng của chất nhũ hoá là để tạo ra một hệ nhũ, bao gồm dung dịch có chứa nước (NaNO2 và NH4Cl) và chất dung môi (xylen), làm tăng khả năng hoà tan sáp của dung môi do hệ sinh nhiệt. 3. Phƣơng pháp hóa học Các hoá phẩm được sử dụng để khống chế cặn sáp bằng quá cách hoà tan sáp đã tích tụ ức chế sự phát triển của các tinh thể sáp và khả năng bám dính của chúng lên thành ống khai thác và các đường ống dẫn.Các hóa chất chất để xử lý sáp cho giếng khai thác dầu bao gồm các hóa chất cơ bản sau đây : -Các dung môi Dựa trên các kết quả thu được trong quá trình nghiên cứu tối ưu hóa phản ứng giữa ankyl acrylat và anhidrit maleic đã sử dụng monome ankyl acrylat và anhydrit maleic tỷ lệ1:1 để tổng hợp copolime. Bằng thực nghiệm đã chứng tỏ copolime thu được có khả năng hạ nhiệt độ ñông đặc của dầu thô xuống dưới 200 c. Tuy nhiên ở đây chỉ sử dụng hàm lượng chất khơi mào benzoyl peoxit là 0.5% khối lượng dụng dịch, bởi vì với hàm lượng cao hơn, tốc độ phản ứng của ankyl acrylat tăng mạnh, sự phân bố các mắt xích monome càng ít đồng đều làm giảm hoạt tính của phụ gia. Cũng với mục ñích tạo copolime có sự bố trí các mắt xích monome không quá chênh lệch, quá trình copolime hóa tiến hành ở nhiệt độ không cao quá 1000C. Chất khơi mào trong toluene ñược cho từ từ vào hỗn Các chất phân tánhợp phản ứng cách quảng thời gian dài hơn (30 phút/lần) Các dung môi được sử dụng để hòa tan các loại cặn chứa sáp và có hàm lượng chất thơm cao. Các dung môi như là condensat, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hoả, dầu diesel, butan, pentan, xylene, toluene, benzene, cacbontetraclorit (CCl4) và cacbondisulfit(CS2) được sử dụng để xử lý lắng Kerosen, diesel, dầu, và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì không có khả năng hoà tan asphaltene. Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm cao, xylene và toluen lại có khả năng hoà tan rất tốt asphaltene. Dung môi để xử lý kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong cặn và cả khả năng hoà tan lại cặn sáp trong dầu. Theo Santos dung môi xử lý được áp dụng cho một trong những giếng bị nhiễm bẩn sáp (AG-50) ở Renconcavo Bainano Basin, Đông Bắc Brazil. Sản lượng dầu thô tính theo tháng của giếng (AG-50) trước khi xử lý, sau lần xử lý thứ nhất, và lần thứ hai. Giếng này được xử lý 2 lần bằng phương pháp dung môi hoá học trong vòng 4 tháng. Đầu tiên, giếng được đóng lại 4 ngày sau khi dung môi hoá học naphtha được bơm vào trong khoảng không hình xuyến. Sau bước xử lý đó, dầu diesel được bơm vào khoảng không vành xuyến và giếng được đóng lại trong 10 ngày để ngâm thân giếng vùng gần vỉa với dầu diesel đã bơm vào. Santos cho rằng thời gian ngâm của dung môi trong bước xử lý hoá học là yếu tố quan trọng để hoà tan và loại bỏ lắng cặn sáp. Các chất phân tán là các hợp chất hoá học có khả năng giữ các hạt sáp rắn ở trạng thái phân tán khi chúng kết tinh ở trong các sản phẩm dầu thô. Các chất phân tán trung hoà lực hút giữa các phân tử sáp với nhau và lực hút giữa các phân tử sáp với thành đường ống khai thác, các đường ống vận chuyển và bề mặt thiết bị. Hiện tượng như vậy ngăn ngừa các tinh thể sáp từ từ trạng thái đơn lẻ và hình thành các lớp trên các bề mặt đường ống. Việc xử lý sáp, sử dụng các chất phân tán bao gồm việc bơm hỗn hợp của chất phân tán và nước/dung môi hoá học xuống khoảng không vành xuyến của thân giếng. Hỗn hợp chất phân tán được đẩy ra ngoài theo dòng sản phẩm. Các chất tẩy rửa là các hợp chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt các tinh thể sáp, ống khai thác, và các đường ống dẫn trong sự có mặt của nước. Quá trình thấm ướt như vậy sẽ trung hoà lực kết dính giữa các tinh thể và lực hút giữa các tinh thể sáp với đường ống khai thác, và các đường ống dẫn. Các chất tẩy rửa sẽ giúp cho việc phá vỡ các cặn sáp và ngăn ngừa các hạt sáp phân tán và tích tụ dọc theo đường ống khai thác và các ống dẫn.Các chất biến tính các tinh thể sáp thường là các chất polymer như polyetylene hoặc một số polymer mạch nhánh có khả năng ức chế hoặc xen cài trong quá trình phát triển của tinh thể để ngăn cản sự lớn lên của chúng. Các chất làm biến tính tinh thể sáp này sẽ kết hợp với các phân tử sáp và xen kẽ vào trong tinh thể sáp. Theo Woo, “Chất biến tính tinh thể thường là các chất polymer có khả năng ngăn ngừa lắng đọng sáp thông qua việc phá vỡ sự mầm kết tinh, đồng kết tinh hoặc thay đổi cấu trúc tinh thể. Chúng cũng có thể hấp phụ lên các tinh thể sáp để ngăn cản sự kết tụ hoặc lắng đọng”. Theo Holloway, “Thực tế đã cho thấy rằng việc áp dụng các chất hoạt động bề mặt hoặc các chất tẩy rửa là cực kỳ hiệu quả trong việc loại bỏ lắng cặn sáp, và khi sử dụng các hoá chất phân tán và và các chất biến tính tinh thể rất có hiệu quả trong việc ngăn cản sự hình thành cặn”. Ngoài ra, Newberry và Backer đã khuyến cáo rằng sử dụng chất phân tán và chất tẩy rửa cặn trước tiên để kích thích giếng cũng như việc sử dụng axit hoặc việc nứt vỉa trong quá trình loại bỏ cặn sáp bên trong lòng giếng. Năm 1985, một phương pháp xử lý ép (sqeeze treatment) mới được tiến hành thử tại 2 giếng sản xuất dầu ở Tây Texas. Theo Hayne và