Cơ chế của quá trình lắng đọng sáp trong khai thác và
vận chuyển dầu mỏ
Nguyên nhân chính dẫn đến tích tụ sáp trong các thiết bị khai thác và vận chuyển
dầu là sự giảm khả năng hòa tan của sáp trong dầu thô. Sự giảm của nhiệt độ hoặc
áp suất hoặc cả hai góp phần làm sáp tích tụ trong dầu thô. Sự giảm nhiệt độ và áp
suất làm tách pha các hydrocacbon nhẹ trong dầu thô và là nguyên nhân dẫn tới
giảm khả năng của dầu trong việc giữ các phân tử sáp tan trong đó và gây ra kết
tủa sáp từ dòng dầu khai thác.
Theo Singhal et al, “Khi trạng thái cân bằng giữa dầu thô và các phân tử sáp mất
đi, quá trình kết tủa sáp sẽ xảy ra. Sự mất cân bằng sẽ xuất hiện khi có sự giảm về
nhiệt độ và/hoặc áp suất của dòng chảy”.
I. Cơ chế quá trình lắng đọng sáp
Kết tủa sáp có thể xảy ra ở mọi điểm, từ đáy giếng tới các bồn chứa. Nhiệt độ xuất
hiện tinh thể sáp “Cloud point” và nhiệt độ đông đặc là hai đại lượng chung đặc
trưng cho tính chất của sáp. “Cloud point” là nhiệt độ mà tại đó sáp bắt đầu kết
tinh trong dầu lỏng. Khi nhiệt độ giảm, các hạt sáp đã kết tủa này tương tác qua lại
và hình thành mạng liên kết không gian giữa các hạt sáp. Đến một nhiệt độ nào đó,
dầu thô trở nên đặc và không chảy được nữa. Nhiệt độ mà tại đó dầu thô không
chảy được gọi là điểm “đông” hay nhiệt độ đông đặc. Sự kết tủa sáp bắt đầu tại
nhiệt độ và áp suất xuất hiện sáp của lượng sáp tan trong dầu.
Sự suy giảm nhiệt độ, hoặc có thể xảy ra trên thành giếng hoặc trên hệ thống vận
chuyển do nguyên nhân giãn nở khí, hoặc có thể là tổn thất nhiệt lượng qua ống
chống, qua vành xuyến xi măng, qua vùng vỉa xung quanh giếng và ra vùng xung
quanh đường ống vận chuyển (đất, nước, không khí). Trong suốt quá trình tích tụ,
các phần tử sáp kết tinh từ dầu thô dưới dạng các tinh thể riêng biệt. Các tinh thể
này tồn tại trong dầu lỏng dưới dạng pha phân tán và chúng có xu hướng tạo vật
thể rắn quanh mầm kết tinh là các asphanten để hình thành các hạt sáp kích thước
tương đối lớn. Tích tụ sáp thường là kết quả của các cơ chế sau:
- Khuyếch tán phân tử
- Phân tán trượt
- Chuyển động Brownian


Trong chuyển động Browner, các phân tử của dầu tham gia chuyển động nhiệt liên
tiếp va chạm với các hạt sáp rắn và nhỏ. Các tinh thể wax kết tủa và lơ lửng ở
trong dầu tiếp tục bị tác động bởi các phân tử dầu chuyển động nhiệt dẫn đến các
chuyển động hỗn độn Brownian. Trong sự ảnh hưởng của gradient nồng độ,
chuyển động Brownian sẽ dẫn đến một mạng lưới vận chuyển hướng đến thành
đường ống tương tự như sự khuếch tán phân tử.

Ảnh hưởng của trọng lực: Các tinh thể wax nặng hơn pha lỏng xung quanh. Trừ
khi bị cản trở, các cấu tử này sẽ lắng xuống dưới tác dụng của trường trọng lực và
lắng đọng lên đáy của các đường ống dẫn hoặc các bể chứa.

Ảnh hưởng của điện động học: Khi dòng thô chảy trong một đường dẫn (môi
trường lỗ rỗng, ống khai thác, ống dẫn), điện thế tăng dần dọc theo đường dẫn bởi
vì sự chuyển động của các hạt tích điện có mặt trong dung dịch. Điện thế này có
thể gây ra một sự thay đổi điện tích của các hạt keo, các hạt keo này sẽ bị lực hút
tĩnh điện hướng về phía thành của các đường dẫn. Như vậy, các hạt keo bắt đầu
lắng đọng lên thành các đường dẫn.
II. Các phương pháp ngăn ngừa tích tụ sáp
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:

Việc lắp đặt thiết bị đun nóng bằng điện tại đáy giếng để làm nóng dầu thô ở gần
vùng vỉa chứa (Hình 3.1) là một trong số các phương pháp xử lý nhiệt. Tuy nhiên,
phương pháp này bị hạn chế vì chi phí cao và chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn
nguồn điện. Trên hệ thống đường ỗng dẫn dầu, thất thoát nhiệt từ dòng dầu khai
thác có thể giảm thiểu bằng cách bảo ôn tốt đường ống dẫn, hoặc duy trì áp suất
cao trong đường ống nhằm ngăn cản quá trình tách pha của các hydrocacbon có
nhiệt độ bay hơi thấp.
Cũng trong tài liệu này, sự tuần hoàn của dòng dầu nóng hoặc nước nóng ở trong
giếng khoan là một phương pháp nhiệt phổ biến để tách loại sáp. Dòng dầu nóng
hoặc nước nóng sẽ được bơm xuống theo ống chống và đi lên theo ống khai thác
để làm nóng chảy hoặc tăng độ hòa tan của các cặn sáp trong dòng dầu khai thác,
và các sáp đã tích tụ trên thành ống và trên bề mặt của vỉa chứa .
Sử dụng hơi nóng cũng đã được báo cáo tại một số nơi để làm tan chảy sáp và
asphaltene trong ống khai thác, ống chống và các đường ống dẫn. Tuy nhiên, sau
khi áp dụng phương pháp nhiệt này việc duy trì nhiệt độ của dòng dầu thô cao hơn
nhiệt độ xuất hiện các tinh thể sáp là cần thiết để ngăn chặn sự có mặt của cặn.
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 (NaNO
2
) với một dung dịch amoni clorit (NH
4
Cl). 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

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 (flow-line). Hỗn hợp xử lý bao gồm
50% dung dịch với nước của NaNO
2
và NH
4
Cl, 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
Main Pass. Chức năng của chất nhũ hoá là để tạo ra một hệ nhũ, bao gồm dung
dịch có chứa nước (NaNO
2
và NH
4
Cl) và chất dung môi (xylen), làm tăng khả
năng hoà tan sáp của dung môi do hệ sinh nhiệt.

3. Phương 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 để xử lý sáp cho
giếng khai thác dầu bao gồm các hóa chất cơ bản sau đây:
- Các dung môi;
- Các chất phân tán;
- Các chất tẩy rửa;
- Các chất biến tính tinh thể sáp.
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 (CCl
4