Giải pháp nâng cao hiệu quả xử lý dầu nhiều Paraffin trên giàn MSP-6 Mỏ Bạch Hổ

26 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 26 - 34 
Giải pháp nâng cao hiệu quả xử lý dầu nhiều Paraffin trên giàn 
MSP-6 Mỏ Bạch Hổ 
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Phạm Đức Thắng 2, Hoàng Linh Lan 3 
1 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
2 Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Việt Nam 
3 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 02/12/2018 
Chấp nhận 15/01/2019 
Đăng online 28/02/2019 
 Dầu thô khai thác tại mỏ Bạch Hổ có đặc thù là dầu nhiều paraffin, độ nhớt 
và nhiệt độ đông đặc cao. Điều này đã gây ra những khó khăn không nhỏ 
cho việc đảm bảo dòng chảy trong quá trình khai thác, thu gom vận chuyển 
và cất chứa sản phẩm. Vì vậy, việc xử lý paraffin phải được tiến hành trong 
tất cả các hoạt động liên quan đến quá trình khai thác dầu. Hiện tại, khai 
thác dầu ở mỏ Bạch Hổ được thực hiện chủ yếu bằng phương pháp gaslift. 
Thực tế cho thấy, lắng đọng paraffin xảy ra ở các giếng gaslift nhiều hơn 
so với các phương pháp khai thác khác do cơ chế khai thác cũng như cấu 
trúc các thiết bị khai thác gây nên. Do đó, nghiên cứu để tìm ra giải pháp 
xử lý lắng đọng paraffin đối với các giếng khai thác bằng phương pháp 
gaslift là cần thiết. Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu về xử lý 
paraffin cho giếng khai thác gaslift và hệ thống thu gom, xử lý dầu khí trên 
giàn MSP-6 mỏ Bạch Hổ thông qua việc phân tích đánh giá quy trình, thực 
tế vận hành tại đây. Trên cơ sở đó, bài báo đưa ra giải pháp kỹ thuật để 
nâng cao hiệu quả xử lý paraffin bằng việc sử dụng hỗn hợp dầu nóng nhiệt 
độ cao của Giếng N0 101 cho giếng khai thác gaslift N0 90 trên giàn MSP-6. 
Kết quả nghiên cứu có thể được áp dụng cho các giếng khai thác có điều 
kiện tương tự, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác dầu bằng phương 
pháp gaslift trên phạm vi toàn mỏ Bạch Hổ. 
© 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Đảm bảo dòng chảy 
Đường ống vận chuyển 
dầu 
Xử lý paraffin 
Mỏ Bạch Hổ 
1. Mở đầu 
Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất ở thềm lục địa 
Nam Việt Nam, trong lô 09-1 thuộc bồn trũng Cửu 
Long, cách TP. Vũng Tàu khoảng 120 km về phía 
Đông Nam (Hình 1). Hiện nay mỏ đang khai thác 
dầu khí tại các đối tượng chính là Mioxen dưới, 
Oligoxen trên, Oligoxen dưới và đá Móng nứt nẻ, 
trong đó sản lượng khai thác được tập trung nhiều 
ở tầng đá Móng với khoảng 86% sản lượng khai 
thác của toàn mỏ. Tính đến 31/12/2017, mỏ Bạch 
Hổ đã khai thác được khoảng 208 triệu tấn dầu thô 
sau 31 năm đi vào khai thác. Các giếng khai thác 
nằm trên các giàn cố định (MSP) và các giàn nhẹ 
(BK, RC). Dầu khí khai thác lên được xử lý sơ bộ 
sản phẩm trước khi vận chuyển về giàn Công nghệ 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 27 
trung tâm số 2 (CNTT-2) và số 3 (CNTT-3) xử lý 
sau đó bơm qua tàu chứa dầu để xử lý thành dầu 
thương phẩm trước khi xuất bán. 
Số lượng các giếng khai thác chuyển qua chế 
độ khai thác cơ học chiếm tỷ trọng lớn, và các 
giếng này cũng cung cấp sản lượng khai thác chính 
của mỏ. Do đó, việc tìm ra phương pháp khai thác 
tối ưu, phù hợp với điều kiện mỏ cũng như từng 
khu vực có ý nghĩa rất quan trọng, quyết định đến 
sản lượng khai thác dầu khí hàng năm. Dựa vào 
các tính chất, đặc điểm của giếng khai thác tại mỏ 
Bạch Hổ, Liên doanh Việt Nga (VSP) đã áp dụng 
những phương pháp khai thác cơ học như: bơm ly 
tâm điện chìm, gaslift. Theo số liệu về tình trạng 
quỹ giếng hiện nay của VSP đến tháng 7/2017, số 
lượng giếng khai thác dầu là 385 giếng trong đó 
chỉ có 16 giếng là khai thác tự phun, còn lại là 369 
giếng khai thác bằng phương pháp gaslift. 
Phương pháp khai thác dầu khí cơ học bằng 
gaslift nhằm tăng cường khả năng thu hồi dầu ở 
Hình 1. Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013). 
28 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 
giai đoạn suy giảm năng lượng vỉa tự nhiên đã 
được áp dụng thành công cho nhiều mỏ dầu khí 
nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng. Phương pháp 
này đã được áp dụng tại mỏ trên 17 năm với tổng 
sản lượng khai thác đã góp phần không nhỏ vào 
việc duy trì sản lượng khai thác hằng năm của mỏ 
Bạch Hổ. Tuy nhiên trong quá trình khai thác đã 
xuất hiện sự suy giảm sản lượng trong các giếng 
bằng phương pháp gaslift do nhiều nguyên nhân 
khác nhau. 
Các số liệu thống kê thực tế vận hành và khai 
thác mỏ Bạch Hổ cho thấy một trong những 
nguyên nhân chính dẫn tới làm suy giảm sản 
lượng khai thác là do dầu khai thác ở mỏ Bạch Hổ 
có hàm lượng paraffin cao (17-27%); nhiệt độ dầu 
tại các miệng giếng các giếng khai thác gaslift chỉ 
khoảng 25-500C trong khi đó nhiệt độ kết tinh 
paraffin trong dầu giao động khoảng 58-610C và 
nhiệt độ đông đặc của dầu cao là 32-360C. Trong 
quá trình khai thác thành ống khai thác xuất hiện 
lớp lắng đọng paraffin và chiều dày của lớp lắng 
đọng này sẽ tăng dần lên theo thời gian làm giảm 
tiết diện ống khai thác dẫn đến giảm khả năng khai 
thác dầu. Do đó, việc nghiên cứu để tìm ra giải 
pháp xử lý lắng đọng paraffin đối với các giếng 
khai thác bằng phương pháp gaslift là cần thiết và 
cấp bách cho giai đoạn hiện nay tại mỏ Bạch Hổ 
(Nguyễn Thị Thu Hà và nnk., 2013, 2014). 
2. Tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ 
2.1. Hàm lượng paraffin trong dầu khai thác 
Paraffin là loại hydrocacbon rất phổ biến 
trong các loại hydrocacbon của dầu mỏ. Tuỳ theo 
cấu trúc mà paraffin được chia thành hai loại đó là 
paraffin mạch thẳng (n-paraffin, chiếm 80 - 90%) 
và paraffin có nhánh (iso-paraffin) (Hình 2). Hàm 
lượng paraffin được xác định theo tiêu chuẩn RD 
39 09 80 bằng phương pháp kết tinh ở -210C các 
mẫu dầu đã được tách loại các chất nhựa,
 asphanten bằng dung môi ete dầu mỏ và silicagen 
(Phan Tử Bằng, 1999). 
Dầu mỏ Bạch Hổ có hàm lượng paraffin cao 
nhất (trung ...  
Tỉ trọng ở 20оС, g/cm3 0,8684 0,8673 0,8321 0,8332 
Nhiệt độ đông đặc, оС 34,3 36,6 35,3 35,6 
- ở 50 oC 15,39 21,88 5,778 6,04 
- ở 70 oC 8,05 10,60 3,44 3,56 
Hàm lượng paraffin, %kl 22,96 26,54 26,86 28,32 
Nhiệt độ nóng chảy paraffin, oC 59,2 59,0 58,1 58,0 
đường ống, khả năng thực hiện các quá trình 
phun. Độ nhớt thường được xác định trong các 
nhớt kế mao quản, ở đây chất lỏng chảy qua các 
ống mao quản có đường kính khác nhau, ghi nhận 
thời gian chảy của chúng qua mao quản, có thể 
tính được độ nhớt của chúng. 
2.4. Sự đa dạng trong đặc tính lý hóa của dầu 
thô 
Sự khác biệt trong đặc tính lý hóa không chỉ 
thể hiện ở các mỏ khác nhau mà còn trong cùng 1 
mỏ. Cấu tạo mỏ Bạch Hổ gồm 4 tầng sản phẩm 
chính. Tầng trên cùng - Mioxen hạ, tầng thứ 2 - 
Oligoxen thượng, tầng 3 - Oligoxen hạ và tầng 
dưới cùng - tầng Móng. Nhìn chung, theo mặt cắt 
từ trên xuống dưới tỉ trọng, độ nhớt, hàm lượng 
nhựa và asphalten đều giảm. Dầu tầng Mioxen hạ 
có tính chất khác hẳn so với dầu thuộc tầng 
Oligoxen và Móng (Bảng 2). Tỉ trọng, độ nhớt, hàm 
lượng nhựa và asphalten của dầu tầng Mioxen hạ 
cao hơn nhiều cũng như phần trăm paraffin thấp 
hơn hẳn so với dầu thuộc tầng Oligoxen và Móng. 
Trong cùng 1 địa tầng ở tầng Mioxen hạ cũng như 
tầng Móng, tính chất của dầu gần giống nhau. 
3. Biện pháp xử lý paraffin trên giàn MSP-6 
Trong khai thác và vận chuyển dầu khí sự 
lắng đọng paraffin là điều không thể tránh khỏi khi 
trong sản phẩm có hàm lượng paraffin cao. Do đó, 
việc tiến hành ngăn ngừa lắng đọng paraffin là cần 
thiết và phải có những biện pháp xử lý khi dầu đã 
bị lắng đọng paraffin. Tuỳ thuộc vào vị trí và mức 
độ lắng đọng paraffin mà người ta có thể áp dụng 
những biện pháp xử lý paraffin khác nhau như 
phương pháp hóa học, phương pháp cơ học và 
phương pháp nhiệt (Nguyễn Thúc Kháng và nnk, 
2016). 
Phương pháp cơ học và phương pháp nhiệt 
đã được nghiên cứu và áp dụng để xử lý lắng đọng 
paraffin trong các giếng khai thác gaslift trên giàn 
MSP-6. Giàn MSP-6 có chức năng vận hành khai 
thác và nhận hỗn hợp chất lưu từ giếng của BK 
Thỏ Trắng 01 vào bình tách C-1 (bình tách 2 pha 
trung áp) sau đó xử lý qua bình tách thấp áp C-1 
100m3 và dùng bơm ly tâm vận chuyển chất lỏng 
dầu nước về các giàn về giàn CNTT-2 hoặc CNTT -
3 tùy vào từng thời điểm công nghệ (Liên doanh 
Việt - Nga Vietsovpetro, 2016). 
Trong quá trình vận hành hệ thống công nghệ 
giàn MSP-6 đã từng thực hiện các biện pháp xử lý 
paraffin bằng phương pháp thiết bị chuyên dụng 
và phương pháp nhiệt sử dụng trạm hơi nóng PPU 
A-1600. Phương pháp xử lý paraffin bằng thiết bị 
30 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 
chuyên dụng (Hình 3) đã được sử dụng từ khi bắt 
đầu tiến hành làm sạch cần khai thác trong các 
giếng khoan. Tuy nhiên, trong quá trình vận hành 
phương pháp này gặp phải một số khó khăn phức 
tạp, nguy hiểm như: cần phải phối hợp nhịp 
nhàng, chính xác các thao tác vận hành giữa trạm 
cáp tời trong Block Modul 10 trên nóc của Block 
Modul 2 và các dụng cụ chuyên dụng để nạo vét 
paraffin dễ bị rối, đứt cáp dẫn đến phải ngừng khai 
thác giếng để sửa chữa. Bên cạnh đó gây khó khăn 
cho thợ vận hành, có thể xảy ra các hiện tượng dầu 
khí phun trào nguy hiểm 
Trong quá trình vận hành nếu áp dụng biện 
pháp thiết bị chuyên dụng để xử lý paraffin không 
hiệu quả thì cần phải sử dụng trạm hơi nóng PPU 
A-1600 (Hình 4). Thiết bị được đặt trên nóc 
Blockmodul 14 và có hệ thống cấp nhiên liệu dầu 
diesel, hệ thống ống nối chuyên dụng tới Block 
modul 1, 2 vào các giếng cần xử lý. 
Hiện tại trên giàn MSP-6, giếng khai thác 
gaslift N0 101 làm việc liên tục và có các thông số 
phù hợp để có thể sử dụng xử lý lắng đọng paraffin 
trong cần khai thác như lưu lượng 180m3/ngày 
đêm, nhiệt độ chất lưu lên tới 620C và hàm lượng 
nước trong sản phẩm là 98,5%. Các giếng khai 
thác gaslift trên giàn MSP-6 bị lắng đọng paraffin 
thường có áp suất vỉa thấp. Trong bài báo này, 
biện pháp xử lý bơm ép dầu nóng từ giếng N0 101 
vào giếng lắng đọng paraffin N090 đã được nghiên 
cứu để có thể áp dụng vào thực tế. 
4. Biện pháp xử lý lắng đọng paraffin cho giếng 
khai thác N0 90 trên giàn MSP6 
Giếng khoan N0 90 được đưa vào khai thác từ 
ngày 30/05/1995, đối tượng khai thác là tầng 
Móng với khoảng chiều sâu bắn mìn mở vỉa là từ 
4330-4880m (Bảng 3). Cho đến nay, giếng đã trải 
qua nhiều lần tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng 
(OPZ) vào các năm 1997, 2003, 2004, 2005, 2006 
và 2007 (Nguyễn Thúc Kháng và nnk, 2016). 
Giếng được tiến hành sửa chữa lớn hai lần vào 
năm 1997 (chuyển giếng qua chế độ khai thác 
gaslift liên tục) và 2007 (đổ cầu xi măng và tiến 
hành bắn mìn mở vỉa phía trên tầng Móng). Các 
thông số khai thác chính hiện nay của giếng N0 90 
là áp suất miệng 9-10 (kG/cm2), áp suất ngoài cần 
72-85 (kg/cm2), lưu lượng dầu hiện nay 22000 
m3/một ngày đêm, lưu lượng khí đồng hành 
13483 m3/ngày đêm, hàm lượng nước trong sản 
phẩm trung bình 5,5%, nhiệt độ sản phẩm tại 
miệng giếng là 28 -310C, đang khai thác chế độ 
gaslift liên tục với lưu lượng/ngày đêm. Biện pháp 
xử lý paraffin cho giếng N0 90 hiện nay là sử dụng 
hỗn hợp dầu nóng từ giếng N0 101 trên giàn. 
4.1. Tính toán thời gian xử lý paraffin cho 
giếng N0 90 
Để đảm bảo cho việc xử lý paraffin cho giếng 
N0 90 đạt hiệu quả cao thì thời gian xử lý cần thỏa 
mãn các điều kiện sau: 
- Thời gian dừng giếng ít nhất có thể. 
- Đảm bảo công tác xử lý đạt hiệu quả: phá tan 
được nhiều paraffin và thu gom ngược về bình 
tách 100m3 (C-2) nhiều nhất. 
Thời gian cần thiết để xử lý paraffin bằng hỗn 
hợp dầu nóng từ giếng N0 101 được tính toán như 
sau: 
- Giếng khai thác N0 101 có lưu lượng 180 
m3/ngày đêm (tương đương với lưu lượng 0,125 
m3/phút). 
- Trên cơ sở các dữ liệu thu thập được thì 
paraffin thường bắt đầu lắng đọng nhiều từ độ sâu
Hình 3. Sơ đồ xử lý paraffin trong ống khai thác 
bằng thiết bị nạo vét chuyên dụng. 
1 - Tang tời; 2 - Ròng r dao; 3 - Cáp; 4 - Thiết bị 
làm kín; 5 - Bộ Lublikator; 6 - Lưỡi dao; 7 - Van xả; 
8 - Đầu nối; 9 - Van chặn; 10 - Quả nặng. 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 31 
1000m trở lên đến miệng giếng. Do đó, việc tính 
toán tính sẽ được áp dụng đến độ sâu 1000m của 
ống khai thác với đường kính là 89mm. 
- Tính thể tích V cột ống khai thác: 
Vcokt = LπR2 
R = 
D-2T
2 
Trong đó: Vcokt- thể tích bên trong ống khai 
thác, (m3); L- chiều sâu ống khai thác tính toán cần 
tiến hành rửa paraffin (L=1000m), (m); R- bán 
kính trong ống khai thác, (m); D- đường kính 
ngoài ống khai thác, (m); T- bề dày của ống khai 
thác, (m). 
Thay giá trị các thông số L=1000m, 
D=0,089m, T=0,00645m vào công thức thức (1) 
và (2) ta có (3) 
Hình 4. Sơ đồ xử lý Paraffin giếng từ máy PPU A-1600. 
(1) 
(2) 
32 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 
𝑉𝑐𝑜𝑘𝑡 = 1000𝑥3,14𝑥 (
0,089 − 2𝑥0,00645
2
)
2
= 4,55 m3 
Thể tích cần thiết của hỗn hợp dầu nóng để 
rửa paraffin trong cần là (4). 
V= 1,5 x Vcokt = 1,5 x 4,55 = 6,82 m3 
Để cung cấp được lưu lượng hỗn hợp dầu 
nóng trên cần khoảng thời gian (tương đương 
thời gian tiến hành rửa paraffin ) là (5). 
t = V/0,125 =6,82/0,125 = 54,6 phút 
Do dó, thời gian cần thiết để có thể rửa sạch 
paraffin trong cần ống khai thác giếng N090 là 54,6 
phút. Tuy nhiên, theo kinh nghiệm thực tế quá 
trình vận hành khai thác, dầu bị lắng đọng paraffin 
trong ống khai thác của giếng N0 90 là tương đối 
nhiều nên hiệu quả xử lý chưa cao. Vì vậy, phương 
án xử lý cho hỗn hợp dầu nóng đi vào ngoài cần 
của giếng đã được đề xuất thêm để xử lý paraffin. 
Thể tích hỗn hợp dầu nóng đưa vào giếng và thời 
gian cần thiết xử lý được tính toán như sau: 
Đặt V1 là thể tích của cột ống khai thác 
194mm (chiều dày 9,5mm) đến độ sâu 1000m. 
V1 = LπR12 = 1000x3,14x(
0,194−0,0095
2
)
2
= 26,8 m3 
V2 là thể tích của cột ống khai thác đường 
kính 89mm đến độ sâu 1000m. 
V2 = LπR22= 1000 x 3,14 x(
0,089
2
)
2
= 6,3 m3 
V3 là thể tích khoảng không ngoài vành xuyến 
đến độ sâu 1000m. Ta có (8) 
V3= V1 - V2 = 26,8 -6,3 = 20,5 m3. 
Thể tích cần thiết để tiến hành xử lý ngoài cần 
giếng là (9). 
V4 = 1,5 x V3 = 1,5 x 20,5 = 30,75 m3 
Thời gian tiến hành xử lý paraffin ngoài cần 
giếng N0 90 là (10) 
T1 = 
30,75
0,125
 = 246 phút. 
Vậy thời gian xử lý paraffin ngoài cần giếng 
N090 là 246 phút. 
4.2. Bản chất của phương pháp và quy trình 
xử lý paraffin giếng N0 90 
Bản chất của phương pháp là dùng tác dụng 
nhiệt tác động trực tiếp lên lên lớp dầu lắng đọng 
paraffin ở trong cần khai thác. Sau khi paraffin tan 
ra kết hợp với thao tác xả ngược nhanh tạo chênh 
áp suất về độ lớn và hướng vào trong cột cần khai 
thác để phá vỡ từng lớp paraffin lắng đọng và đưa 
vào thiết bị thu gom trên bề mặt. Do tác động nén 
-xả của hỗn hợp dầu khí kết hợp với sự tác động 
áp suất trong ống xuống phía đáy ống nâng khai 
thác nên hiệu quả xử lý nhanh và cải thiện đáng kể 
cho vùng cận đáy giếng (Nguyễn Thị Thu Hà và 
nnk., 2013, 2014). 
Quy trình của phương pháp xử lý là hỗn hợp 
dầu nóng lấy từ giếng dầu N0101 có nhiệt độ cao 
(T0 miệng giếng >60oC) đưa qua cụm phân dòng 
(Manhephon) vào hệ thống tuần hoàn thuận 
(Hình 5). Sau đó dầu nóng vào hệ thống đường 
dập giếng qua cây thông khai thác đi thẳng trực 
tiếp vào trong ống khai thác của giếng N090 và 
được nén lên 25-30atm. Tiếp theo, xả nhanh hỗn 
hợp dầu khí về bình tách C-2 làm cho các lớp 
paraffin được phá vỡ và đưa lên bề mặt vào hệ 
thống thu gom. Thao tác được lặp lại khoảng 4-5 
lần (thời gian từ 3-5 phút/một lần) thì hiệu quả xử 
lý sẽ cao hơn. 
5. Kết luận 
Đặc trưng cơ bản của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ 
là có độ nhớt cao và hàm lượng paraffin lớn, dao 
động ở mức 20 - 29% khối lượng. Nhiệt độ đông 
đặc của dầu thô khoảng 29 - 360C, cao hơn nhiệt 
độ thấp nhất của nước biển ở vùng cận đáy biển 
từ 9 - 150C. Trong khi đó nhiệt độ bắt đầu kết tinh 
của paraffin trong dầu các mỏ này dao động từ 58 
- 610C. Những đặc tính phức tạp của dầu nhiều 
paraffin mỏ Bạch Hổ như cơ chế kết tinh, quá trình 
hình thành và lắng đọng paraffin trong đường ống 
vận chuyển cũng như trong cần khai thác của 
giếng khai thác gaslift đã gây ra rất nhiều khó khăn 
cho công tác khai thác, thu gom vận chuyển và cất 
chứa dầu khí. Lắng đọng pareffin trong khai thác 
và vận chuyển dầu khí tại mỏ Bạch Hổ là điều 
không thể tránh khỏi. Chính vì vậy, việc tiến hành 
ngăn ngừa lắng đọng paraffin là cần thiết. Giải 
pháp sử dụng thiết bị chuyên dụng để xử lý 
paraffin được áp dụng khi bắt đầu tiến hành làm 
sạch cần khai thác trong các giếng. Tuy nhiên, 
(3) 
(4) 
(5) 
(6) 
(7) 
(10) 
(8) 
(9) 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 33 
trong quá trình vận hành, phương pháp này gặp 
phải một số khó khăn phức tạp, thậm chí có thể 
xảy ra các hiện tượng dầu khí phun trào nguy 
hiểm 
Trong quá trình vận hành hệ thống công nghệ 
giàn MSP-6 đã áp dụng các biện pháp xử lý 
paraffin bằng phương pháp thiết bị chuyên dụng 
và phương pháp nhiệt sử dụng trạm hơi nóng PPU 
A-1600. Việc xử lý paraffin cho giếng N0 90 trên 
giàn MSP-6 có sử dụng hỗn hợp dầu nóng từ giếng 
N0 101 trên giàn đã mang lại hiệu quả cao, làm cơ 
sở để áp dụng cho các giếng có điều kiện tương tự. 
Tài liệu tham khảo 
Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2013. Sơ đồ 
công nghệ hiệu chỉnh khai thác và xây dựng mỏ 
Bạch Hổ 1. 31. 
Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, 2016. Các báo 
cáo hiện hành về Giàn MSP6. 
Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang 
Thịnh, Hoa Hữu Thu, 2013, 2014. Nghiên cứu 
xử lý lắng đọng paraffin cho một số giếng dầu 
được khai thác bằng bơm ép khí phương pháp 
gaslift. Phần I, II. Tạp chí hóa học và ứng dụng. 
19-34. 
Hình 5. Sơ đồ xử lý paraffin giếng N0 90 bằng dầu nóng giếng số N0 101. 
34 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 26 - 34 
Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh 
Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm Thành Vinh, Nguyễn 
Hoài Vũ, 2016. Công nghệ xử lý va vận chuyển 
dầu nhiều paraffin ở thềm lục địa Việt Nam. 
Nhà xuất bản Khoa học kỹ thuật. Chi nhánh 
Thành phố Hồ Chí Minh. 
Phan Tử Bằng, 1999. Hóa học dầu mỏ khí tự nhiên. 
Nhà xuất bản Giao thông vận tải. 
ABSTRACT 
Solutions to improve paraffin treatment efficiency of crude oil on MSP-
6 platform at Bach Ho oil field 
Thinh Van Nguyen 1, Thang Duc Pham 2, Lan Linh Hoang 3 
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam 
2 Vietnam Oil and Gas Group (PVN), Vietnam 
3 Vietnam Petroleum Institute (VPI), Vietnam 
The crude oil exploited at Bach Ho oil field is characterized by high paraffin content, high viscosity 
and temperature. This has caused difficulties in flow assurance during the process of exploiting, 
collecting, transporting and storing the products. Therefore, paraffin treatment of crude oil should be 
carried out in all activities relating to production of oil and gas. At Bach Ho oil field the production is being 
implemented mainly by gaslift method. However, paraffin deposition occurs in gaslift wells more than the 
others due to the production mechanism and the structure of production equipment. Thus, a research on 
solutions to paraffin deposition treatmen in gaslift wells is necessary. This paper presents results of 
research on paraffin treatment to gaslift well, oil and gas gathering and treating system on MSP-6 
platform at Bach Ho oil field by analyzing the process in situ. Based on that, a technical solution to improve 
the efficiency of paraffin treatment is achieved by using high temperature crude oil of N0 101 well for N0 
90 gaslift well on MSP-6 platform. The results of research can be applied to other wells with the same 
conditions as those at Bach Ho oil field.