Kinh nghiệm vận chuyển dầu nhiều paraffin bằng đường ống ở các mỏ dầu khí ngoài khơi của liên doanh Việt-Nga “Vietsovpetro”

PETROVIETNAM
43DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
1. Mở đầu
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” bắt đầu khai 
thác dầu khí ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam từ năm 
1986. Đến ngày 31/12/2014, tổng sản lượng dầu khai 
thác đã đạt 213 triệu tấn. Việc quy hoạch mỏ và phát 
triển hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở các 
mỏ này đã phát triển qua các thời kỳ khác nhau để đảm 
bảo khả năng khai thác dầu liên tục cho Tập đoàn Dầu 
khí Quốc gia Việt Nam. Trong giai đoạn 1986 -1994, khi 
Vietsovpetro thực hiện khai thác dầu khí ở mỏ Bạch 
Hổ, toàn bộ hệ thống đường ống phục vụ thu gom, 
vận chuyển dầu khí ở nội bộ mỏ nối liền các giàn khai 
thác cố định (MSP), giàn đầu giếng (BK), giàn công nghệ 
trung tâm (CTP) và với kho nổi chứa xuất dầu (FSO) được 
xây dựng đều không bọc cách nhiệt với môi trường bên 
ngoài. Dầu khí khai thác trên các giàn khai thác được tách 
khí, sau đó vận chuyển đến các kho nổi chứa xuất dầu. 
Dầu khai thác trên các giàn đầu giếng được vận chuyển 
bằng các tuyến đường ống không bọc cách nhiệt ở dạng 
hỗn hợp dầu - khí đến các giàn công nghệ trung tâm 
(CTP) để xử lý tách khí và nước, sau đó bơm đến các kho 
nổi chứa xuất dầu. 
Trong các năm 1994 và 1998, Vietsovpetro đã lần lượt 
đưa các khu vực Trung tâm Rồng (RP-1) và Đông Nam 
Rồng (RC-2) vào khai thác. Tuyến đường ống vận chuyển 
dầu không bọc cách nhiệt dài 52km được xây dựng để vận 
chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ (từ RP-3/RC-2 
qua RP-1 và đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ). Việc vận chuyển dầu 
gặp rất nhiều khó khăn do vấn đề lắng đọng paraffi n bên 
trong đường ống. Dầu khai thác ở các mỏ của Vietsovpetro 
đều là dầu nhiều paraffi n, có độ nhớt và nhiệt độ đông 
đặc cao. Theo thời gian khai thác, lưu lượng giếng và nhiệt 
độ dầu giảm dần, đặc biệt từ khi áp dụng công nghệ khai 
thác dầu bằng phương pháp cơ học gaslift, nhiệt độ sản 
phẩm của giếng càng thấp đi, gây khó khăn cho công tác 
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống. Vấn đề 
trở nên đặc biệt nghiêm trọng khi phải thực hiện việc vận 
chuyển dầu từ mỏ này sang mỏ khác ở điều kiện nhiệt độ 
dầu thấp [2, 5]. Do đó, khuynh hướng phát triển hệ thống 
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu bằng đường ống tại các 
mỏ của Vietsovpetro cũng bắt đầu thay đổi. Các đường 
ống xây dựng mới để thu gom và vận chuyển dầu khí ở 
các công trình khai thác tại các mỏ Đông Rồng, Đông Bắc 
Rồng, Nam Rồng - Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ Trắng và kết nối 
các mỏ đã được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài.
KINH NGHIỆM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN BẰNG ĐƯỜNG ỐNG 
Ở CÁC MỎ DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI CỦA LIÊN DOANH VIỆT-NGA 
“VIETSOVPETRO”
TS. Tống Cảnh Sơn, KS. Lê Đình Hòe
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: sontc.rd@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Hiện nay, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” đang khai thác dầu từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Gấu Trắng và Thỏ 
Trắng ở ngoài khơi Việt Nam. Dầu khai thác đều chứa hàm lượng paraffi n cao, khoảng 17 - 29% khối lượng và nhiệt 
độ đông đặc cao (29 - 36oC), nhiệt độ miệng giếng của dầu thấp. Vận chuyển dầu có hàm lượng paraffi n cao bằng 
đường ống ngầm (có chiều dài lớn, không được bọc cách nhiệt với môi trường bên ngoài) có nhiều vấn đề phức tạp, 
như: nhiệt độ dầu và nhiệt độ môi trường chênh lệch lớn, gây ra hiện tượng kết tinh paraffi n và lắng đọng bên trong 
đường ống, làm giảm thiết diện đường ống vận chuyển, gia tăng tổn thất áp suất vận chuyển và hình hành lớp cấu 
trúc paraffi n bên trong đường ống, gây tắc nghẽn và phải dừng vận hành. 
Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu tính chất phức tạp của dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng và một số kinh nghiệm 
trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffi n bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Việc vận hành an toàn và 
liên tục đường ống vận chuyển dầu từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ Rồng và ngược lại đóng vai trò quan trọng trong công tác 
vận hành các mỏ dầu khí của Vietsovpetro, góp phần tích cực trong việc hoàn thành kế hoạch khai thác dầu khí hàng 
năm của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. 
Từ khóa: Lắng đọng paraffi n, nhiệt độ đông đặc, độ nhớt, mỏ Bạch Hổ. 
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
44 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
2. Đặc trưng lý hóa và những phức tạp trong thu gom, 
xử lý và vận chuyển dầu nhiều paraffi n ở các mỏ của 
Vietsovpetro
Như đã nói ở trên, dầu thô khai thác tại các mỏ của 
Vietsovpetro thuộc loại dầu có hàm lượng paraffi n, độ 
nhớt và nhiệt độ đông đặc cao. Bảng 1 thể hiện các đặc 
trưng lý hóa cơ bản của dầu thô khai thác tại một số khu 
vực ở các mỏ của Vietsovpetro. 
Hiện nay, Vietsovpetro đang khai thác dầu tại các mỏ 
Bạch Hổ, Rồng và các khu vực lân cận kết nối khác như: 
Nam Rồng Đồi Mồi, Gấu Trắng và Thỏ Trắng. Dầu khai thác 
ở các khu vực này có hàm lượng paraffi n dao động từ 18 
- 29% khối lượng và độ nhớt cao; nhiệt độ đông đặc của 
dầu khoảng 30 - 36oC, cao hơn nhiệt độ thấp nhất của 
nước biển ở vùng cận đáy (21,8oC) khoảng 9 - 15oC. Nhiệt 
độ bắt đầu kết tinh của paraffi n trong dầu các mỏ này dao 
động từ 58 - 61oC. Trong khi đó, các đường ống xây dựng 
dùng để thu gom và vận chuyển dầu nối giữa các công 
trình khai thác ở mỏ Bạch Hổ không được bảo ôn nhiệt 
với môi trường bên ngoài. Theo các tính toán mô phỏng 
cho thấy, sau khi sản phẩm giếng đi vào hệ thống đường 
ống ngầm dưới đáy biển khoảng 2 - 3km, nhiệt độ của dầu 
trong đường ống đã bằng nhiệt độ của nước biển ở vùng 
cận đáy, dao động ở mức 23 - 28oC, thấp hơn nhiệt độ 
đông đặc của dầu khoảng 10oC và thấp hơn nhiệt độ bắt 
đầu xuất hiện paraffi n trong dầu khoảng 35oC. Tại nhiệt 
độ này, dầu ở dạng chất lỏng phi Newton, nghĩa là trong 
mọi trường hợp sẽ tạo nên nguy cơ lắng đọng paraffi n, 
gây ra hiện tượng tắc nghẽn trong hệ thống thu gom, xử 
lý và vận chuyển dầu bằng đường ống.
Sau thời gian khai thác tự phun, các giếng tại các mỏ 
của Vietsovpetro đã chuyển sang khai thác cơ học bằng 
gaslift. Phương pháp này duy trì được sản lượng khai thác 
dầu hàng năm trên các mỏ, song lại làm trầm trọng thêm 
vấn đề lắng đọng paraffi  ... không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM FSO-3 → RC-1 → BT-7 → CTP-2
0
5
10
15
20
25
30
35
40
27/5 1/4 6/4 11/4 16/4 21/4 26/4 1/5 6/5 11/5 16/5 21/5 26/5
0
800
1600
2400
3200
4000
4800
5600
6400
Tổn hao áp suất
Lưu lượng chất lỏng
Tổ
n 
ha
o 
áp
 s
uấ
t 
P,
 a
t
Lư
u 
lư
ợn
g 
bơ
m
 Q
, m
3
/n
gđ
∆
Hình 6. Động thái làm việc của đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM 
FSO-3 → RC-1 → BT-7 → CTP-2 trong vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ
PETROVIETNAM
49DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
đọng paraffi n mềm trong đường ống vận chuyển dầu 
từ RP-3 mỏ Rồng sẽ càng lớn. Ở đây, vận tốc dòng chảy 
trong đường ống chỉ đạt 0,2 - 0,5m/s. Để dự đoán lượng 
lắng đọng paraffi n mềm tích tụ trong đoạn ống này, nhiệt 
thủy lực đường ống đã được tính toán, với giả thiết rằng 
bên trong thành ống có một lớp lắng đọng paraffi n với 
chiều dày như nhau trên toàn bộ đoạn ống, kết quả của 
mô phỏng được trình bày tại Bảng 3 và Hình 7.
Kết quả Bảng 3 cho thấy, tổn hao áp suất khoảng 
9at thì khối lượng lắng đọng paraffi n mềm trong đoạn 
ống này đã là 554m3. Do vậy phải bơm thêm nước biển 
để tăng vận tốc dịch chuyển của dòng chất lỏng trong 
đường ống để tẩy rửa lớp lắng đọng này. Tuy nhiên, kết 
quả cho thấy tổn hao áp suất trên đoạn ống này sau khi 
bơm rửa bằng nước biển giảm không đáng kể (Hình 6), 
sau đó tốc độ tăng tổn hao áp suất đạt tới mức 0,35 - 
0,4аt/ngày đêm, và đạt đến 14at chỉ sau 10 ngày sau khi 
bơm rửa, nghĩa là lượng lắng đọng trong ống đã đạt đến 
750 - 800m3. Như vậy, quá trình bơm rửa bằng nước biển 
tuyến ống này không hiệu quả như mong muốn. Để 
đảm bảo việc khai thác liên tục dầu trên RP-3 mỏ Rồng 
và vận hành an toàn đường ống, phải chuyển việc vận 
chuyển dầu từ đường ống không bọc cách nhiệt sang 
tuyến đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) 
→ CTP-3 → CTP2.
3.4. Vận chuyển dầu mỏ Rồng từ RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch 
Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) 
→ CTP-3 → CTP-2 
Dầu RP-3 được vận chuyển theo đường ống bọc cách 
nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 có tổng 
chiều dài 41km với các cấp đường kính sau:
- Đoạn RP-3 → PLEM(FSO-3), chiều dài 17km, đường 
kính 325 x 16mm;
- Đoạn PLEM(FSO-3) → CTP-3, 4km đầu đường kính 
325 x 16mm, 17km đường kính 426 x 16mm;
- Đoạn CTP-3 → CTP-2, chiều dài 3km, đường kính 
426 x 16mm.
Việc vận chuyển condensate từ mỏ Bạch Hổ đến RP-3 
được thực hiện theo tuyến ống không bọc cách nhiệt 
CTP-2 → BT-7 → RC-1 → PLEM(FSO-3) → RP-1 → RP-3. 
Sau khi chuyển dòng, dầu được vận chuyển theo 
đường ống bọc cách nhiệt, các thông số làm việc của 
đường ống như sau:
- Áp suất dầu ở ống đứng RP-3 là 10 - 11at và trên 
CTP-2 là 4,1 - 4,5at. Như vậy, tổn hao áp suất là 5 - 6at;
- Nhiệt độ dầu tại RP-3 là 55 - 57oС và trên CTP-2 là 
27oС;
- Lưu lượng chất lỏng trong ống là 3.500 - 3.700m3/
ngày đêm;
- Hàm lượng nước trong dầu khoảng 2 - 2,5% thể 
tích;
- Nhiệt độ nước biển ở vùng cận đáy xung quanh 
đường ống 25 - 28oС;
- Tổng lượng condensate đưa sang RP-3 khoảng 
250 - 300m3/ngày đêm, trong đó condensate ổn định là 
80 - 130m3/ngày đêm, không ổn định là 150 - 175m3/ngày 
đêm;
- Nhiệt độ đông đặc của dầu RP-3 lên đến CTP-2 dao 
động ở mức 15 - 17oС. 
Sơ đồ vận chuyển dầu RP-3 mỏ Rồng theo đường 
ống bọc cách nhiệt được trình bày trong Hình 7 và động 
thái làm việc của đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM 
(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2 được trình bày ở Hình 8. 
Chiều dày 
lắng đọng 
(mm) 
Tổn hao áp 
suất 
 (at) 
Thể tích lớp 
paraffin (m3) 
Thể tích 
ống còn lại 
(m3) 
0 4,7 0 3.529 
10 5,2 190 3.339 
20 6,4 374 3.155 
30 9,0 554 2.975 
40 12,0 728 2.801 
50 17,1 896 2.633 
 Hình 7. Lắng đọng paraffin, RP-1 → PLEM(FSO-3)
Bảng 3. Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống không bọc cách nhiệt 
RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-2
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
50 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
Kết quả cho thấy vận chuyển dầu RP-3 theo tuyến 
đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 
→ CTP-2 không làm giảm tốc độ lắng đọng paraffi n trong 
ống. Sau khoảng 30 ngày vận hành, tổn thất áp suất vận 
chuyển dầu trong đường ống đã tăng từ 5 - 6at lên đến 
10at (tốc độ tăng áp suất khoảng 0,13 - 0,15at/ngày đêm). 
Nguyên nhân tăng áp suất trong đường ống này cũng 
do đặc thù tính chất lưu biến của dầu và có sự lắng đọng 
paraffi n mềm bên trong ống. Kết quả mô hình hóa tính 
toán tổn thất thủy lực xác định lượng lắng đọng paraffi n 
trong đường ống dẫn dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 
→ CTP-2 (Bảng 4). Lưu lượng bơm dầu trong tính toán mô 
phỏng là 3.150m3/ngày đêm. 
Kết quả cho thấy rằng: nếu tổn thất áp suất khi vận 
chuyển dầu đạt tới 10at, có nghĩa là trong đường ống đã 
hình thành lớp lắng đọng dày 30mm và lượng lắng đọng 
paraffi n mềm đạt đến 1.070m3. 
Để tẩy rửa lớp lắng đọng paraffi n này, đường ống đã 
được tẩy rửa bằng cách bơm thêm một lượng nước biển 
nhằm tăng vận tốc dòng chảy trong ống. Hình 8 cho thấy, 
 FSO -1 
Ba Vi
FSO-4 
VSP -01
(RB) C P P-3
RP -1
C P P -2
RP -2
RC-1
BТ-7
RP -3
PLEM FSO -3 
Dầu thô
Dầu thô
Dầu thô và condensate
Dầu thô và condensate
condensate
condensate
condensate
Hình 8. Sơ đồ vận chuyển dầu mỏ Rồng RP-3 đến CTP-2 mỏ Bạch Hổ theo tuyến ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM FSO-3 → CTP-2
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
1000
1700
2400
3100
3800
4500
5200
5900
6600
7300
8000
Tổn hao áp suất
Lưu lượng chất lỏng
Работа RP-1
Tổ
n 
ha
o 
áp
 s
uấ
t Δ
 P
, a
t 
L
ư
u
 lư
ợ
n
g
 b
ơ
m
 Q
, 
m
3 /
n
g
đ
27-
T5
1-
T6
6-
T6
11-
T6
16-
T6
21-
T6
26-
T6
1-
T7
6-
T7
11-
T7
16-
T7
21-
T7
26-
T7
31-
T7
5-
T8
10-
T8
15-
T8
20-
T8
25-
T8
30-
T8
4-
T9
Hình 9. Động thái làm việc của đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM FSO-3) → 
CTP-3 → CTP-2 trong vận chuyển dầu từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ
Chiều dày 
lắng đọng 
(mm) 
Tổn hao 
 áp suất 
 (at) 
Thể tích lớp 
paraffin 
(m3) 
Thể tích 
ống còn lại 
(m3) 
0 4,6 0 3.370 
5 4,9 193 3.170 
10 5,4 380 2.990 
20 7,0 737 2.633 
30 9,8 1.070 2.300 
Bảng 4. Dự đoán lắng đọng paraffin mềm trong ống bọc cách nhiệt 
RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3
PETROVIETNAM
51DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
sau khi bơm rửa bằng nước biển, áp suất vận chuyển dầu 
trên ống đứng tại RP-3 đã giảm xuống 11at, như vậy tổn 
hao áp suất trong đường ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-
3 → CTP-2 sau khi bơm rửa đã trở lại gần như giá trị ban đầu. 
Điều này chứng tỏ phần lớn lượng paraffi n lắng đọng trong 
đường ống đã được đẩy ra. Quá trình bơm rửa nước biển vào 
đường ống vận chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 
→ CTP-2 được mô tả trong Hình 10.
Hình 9 mô tả các thông số hai lần rửa đường ống vận 
chuyển dầu RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, mỗi 
lần cách nhau hơn 30 ngày. Kết quả cho thấy, dùng nước 
biển rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) 
→ CTP-3 → CTP-2 hiệu quả hơn hẳn đường ống không bọc 
cách nhiệt RP-3 → RP-1 → PLEM(FSO-3) → BT-7 → CTP-3 
→ CTP-2. Khi bắt đầu tiến hành bơm nước, áp suất tại ống 
đứng trên RP-3 đạt đến 37at, tổng lưu lượng dầu và nước 
chỉ đạt khoảng 200 - 220m3/giờ. Sau 24 giờ bơm rửa, lưu 
lượng dầu và nước trong ống đã đạt mức 300 - 320m3/giờ, 
trong khi áp suất tại ống đứng RP-3 lại giảm từ 37at xuống 
còn 32at. Như vậy, khả năng tẩy rửa lớp lắng đọng paraffi n 
trong đường ống bọc cách nhiệt hơn hẳn đường ống không 
bọc cách nhiệt, có thể do đường ống không bọc cách nhiệt 
có quá nhiều cấp đường kính khác nhau và nhiều đoạn ống 
đứng (8 đoạn), trong khi đường ống bọc cách nhiệt đoạn 
RP-3 → PLEM(FSO-3) đường kính 325mm còn đoạn sau 
PLEM(FSO-3) → CTP-3 đường kính 426mm và hai đoạn ống 
đứng. Sau khi rửa bằng nước biển lần thứ 2, tổn thất áp suất 
vận chuyển dầu trong ống RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → 
CTP-2 tăng lên đến 11 - 12at sau đó ổn định. Nguyên nhân 
là do lưu lượng dòng dầu trong đường ống tăng lên đến 
4.500m3/ngày đêm. Tốc độ dòng chất lỏng trong đường ống 
đạt 0,8 - 1m/s, tốc độ tối ưu cho việc tẩy rửa các lớp lắng đọng 
paraffi n mềm trong đường ống dẫn dầu. Như vậy, sử dụng 
đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-3 → 
CTP-2 đã thực hiện được liên tục quá trình vận chuyển dầu 
từ mỏ Rồng sang mỏ Bạch Hổ với việc sử dụng condensate 
hàm lượng khoảng 7% và định kỳ tẩy rửa lắng đọng paraffi n 
bằng cách bơm thêm nước biển vào đường ống. 
4. Kết luận
Dầu khai thác ở các mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng của 
Vietsovpetro là loại dầu nhiều paraffi n, có độ nhớt và 
nhiệt độ đông đặc cao so với nhiệt độ môi trường bên 
ngoài. Thu gom và vận chuyển dầu này bằng đường ống 
ngầm dưới đáy biển sẽ gặp rất nhiều khó khăn do vấn đề 
lắng đọng paraffi n.
Xử lý dầu nhiều paraffi n mỏ Bạch Hổ đã tách khí bằng 
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc sẽ làm tăng tính lưu biến 
của dầu, có thể đảm bảo an toàn khả năng vận chuyển dầu 
bằng đường ống ngầm dưới biển từ mỏ Bạch Hổ sang mỏ 
Rồng và hạn chế hiện tượng lắng đọng paraffi n trong ống. 
Nhiệt độ xử lý dầu đã tách khí bằng hóa phẩm đạt hiệu quả 
cao ở nhiệt độ không nhỏ hơn 65oС (lớn hơn nhiệt độ bắt 
đầu kết tinh của paraffi n khoảng 5 - 10oС).
Sử dụng condensate hàm lượng 7 - 10% sẽ làm giảm 
đáng kể nhiệt độ đông đặc và độ nhớt của dầu RP-3 mỏ 
Rồng, có thể đảm bảo khả năng vận chuyển dầu mỏ Rồng 
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
440
480
520
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần 1 Tổng lưu lượng chất lỏng bơm rửa lần 2
Lưu lượng nước bơm rửa lần 1 Lưu lượng nước bơm rửa lần 2
Tổn hao áp suất khi bơm rửa lần 1 Tổn hao áp suất khi bơm rửa lần 2
Tổn hao áp suất RP-3 -CTP-2
Tổng lưu lượng bơm rửa (dầu+nước)
Lưu lượng nước bơm thêm
Tổ
n 
ha
o 
áp
 s
uấ
t, 
at
Lư
u 
lư
ợn
g,
 m
3 /
gi
ờ 
Thời gian bơm rửa, giờ
Hình 10. Các thông số bơm rửa đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → PLEM(FSO-3) → CTP-2
CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ
52 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
từ RP-3 sang mỏ Bạch Hổ bằng đường ống bọc cách nhiệt. 
Tuy nhiên, vận chuyển dầu nhiều paraffi n từ mỏ Rồng 
sang mỏ Bạch Hổ bằng đường ống bọc cách nhiệt hoặc 
không bọc cách nhiệt đều có vấn đề nghiêm trọng do 
lắng đọng paraffi n mềm trong ống. Nguyên nhân do:
- Xử lý dầu bằng cách bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ 
đông đặc vào dòng hỗn hợp dầu khí của giếng đạt hiệu 
quả không cao bằng xử lý dầu đã tách khí, thời gian phục 
hồi cấu trúc của dầu nhanh;
- Nhiệt độ xử lý dầu của các giếng từ tất cả các công 
trình khai thác ở mỏ Rồng thấp hơn nhiều so với nhiệt độ 
xử lý dầu ở mỏ Bạch Hổ. 
Sử dụng nước biển có khả năng tẩy rửa sạch paraffi n 
lắng đọng trong đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → 
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2, phục hồi được công 
suất vận hành đường ống ban đầu và tốt hơn nhiều so 
với đường ống không bọc cách nhiệt RP-3 → RP-1 → 
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2.
Lưu lượng dầu trong đường ống dẫn dầu không 
thấp hơn 3.800m3/ngày đêm (vận tốc chất lỏng trong 
đường ống khoảng 0,8-1,2m/s) sẽ hạn chế được lắng 
đọng paraffi n trong đường ống bọc cách nhiệt RP-3 → 
PLEM(FSO-3) → CTP-3 → CTP-2. Trong trường hợp ngược 
lại, lắng đọng paraffi n sẽ tăng nhanh.
Tài liệu tham khảo
1. G.P.Van Engelen, C.L.Kaul, B.Vos, H.P.Aranha. Study 
of fl ow improvers for transportation of Bombay High crude 
oil through submarine pipelines. Journal of Petroleum 
Technology. 1981; 33(12): p. 2539 - 2544.
2. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le 
Dinh Hoe, V.P.Vygovskoy. The problem in transportation 
of high waxy crude oils through submarine pipeline at 
JV “Vietsovpetro” oil fi elds, off shore Vietnam. Journal of 
Canadian Petroleum Technology. 2003; 42(6): p.15 - 18.
3. Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Ha Van Bich. 
Complexity and technological solution in gathering, 
processing and transporting high wax crude oil of the Rong 
fi eld. Petrovietnam Review. 2000; 4: p. 16 - 21.
4. Nguyen Thuc Khang, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, 
Albert Akhmadeev. Increase of the effi ciency and safety 
of highly paraffi n crude oil transportation of Vietsovpetro 
off shore oilfi elds. Forum Proceeding 7 International 
Conference, St. Petersburg. 2007: p. 184 - 186.
5. Tong Canh Son, A.G.Akhmadeev, Le Dinh Hoe, 
S.A.Ivanov. Transportation of high paraffi nic oil produced in 
off shore oilfi eld of JV “Vietsovpetro”. Oil Industry, Moscow. 
2008; 6: p. 34 - 36.
Summary
At present, Vietsovpetro is operating a number of off shore oil fi elds in Vietnam, namely Bach Ho, Rong, Gau Trang 
and Tho Trang. Crude oil produced from those fi elds has a wax content ranging between 17-29% by weight, and a 
high pour point temperature of 29-36oC. Wellhead temperature of crude is very low. The transportation of crude oil 
with high wax content through long-distance submarine pipelines built without thermal insulation can cause many 
serious problems. The heat loss due to the sharp temperature gradient between the crude and the environment re-
sults in the crystallisation of wax in the crude, with a subsequent wax deposition on the walls of the pipeline, which 
leads to reduction of the actual pipeline diameter, higher pressure drops, and the formation of gelled interlocking 
structure of wax crystals in the pipeline, leading to shutdowns. 
This paper will describe the characteristic complexities of Bach Ho and Rong crude oil and some experiences in gath-
ering, processing and transporting high wax crude through submarine pipeline. The safe and continuous pipeline 
operation from Bach Ho to Rong and vice versa plays an important role in the operation of Vietsovpetro’s oil and gas 
fi elds and contributes signifi cantly to the achievement of Petrovietnam’s annual production plans.
Key words: Wax deposition, pour point temperature, viscosity, Bach Ho fi eld.
Experience of high waxy crude transportation through 
submarine pipeline in "Vietsovpetro" offshore oil fields 
Tong Canh Son, Le Dinh Hoe
Vietsovpetro