Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II

 Journal of Mining and Earth Sciences Vol. 62, Issue 2 (2021), 65 - 78 65 
Research on pipeline and flow assurance solutions of 
oil and gas transportation from Diamond WHP to FPSO 
Ruby II 
Thinh Van Nguyen 1,*, Chinh Duc Nguyen 2, Truong Hung Trieu 1 
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam 
2 Petro Vietnam Exploration Production Corporation, Vietnam 
ARTICLE INFO 
ABSTRACT 
Article history: 
Received 02nd Dec. 2020 
Accepted 23rd Feb. 2021 
Available online 30th Apr. 2021 
 In offshore production of oil and gas, transporting products by subsea 
pipeline always has potential risks affecting the efficiency of the 
transportation process. For the Diamond oilfield, the process of 
gathering products and transportation is carried out according to a 
closed scheme in which the exploited products are preliminarily treated. 
The separated oil is transported to FPSO Ruby - II while the separated 
gas passed through the air compressor to increase pressure and then 
used for gaslift production. In fact, the oil produced at the Diamond 
oilfield has a high paraffin content, which causes difficulties during 
transportation. Therefore, the study on flow assurance to ensure the 
transportation of oil and gas from the Diamond oilfield to the FPSO 
Ruby - II is imperative. This paper presents the results of the research on 
flow assurance to maintain the safety of the transportation basing on 
the analysis of field data and the capability of the current subsea 
pipeline in comparison with the data gained from models carried out 
with OLGA software. The results show that the rate of wax deposition at 
normal steady state condition is relatively low. In addition, the thickness 
of wax deposition build - up is relatively small by simulation results. 
However, due to low temperature of transported oil which is lower than 
pour point temperature, a freeze layer will form on the surface of the 
pipeline. Therefore, regular pigging is considered the most effective way 
to remove wax. 
Copyright © 2021 Hanoi University of Mining and Geology. All rights reserved. 
Keywords: 
Diamond WHP, 
Flow assurance, 
Wax deposition. 
_____________________ 
*Corresponding author 
E - mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn 
DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07 
66 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 62, Kỳ 2 (2021), 65 - 78 
Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho tuyến ống vận 
chuyển hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II 
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Nguyễn Đức Chính 2, Triệu Hùng Trường 1 
1 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
2 Trung tâm điều khiển và khai thác vệ tinh nhỏ, Viện công nghệ vũ trụ, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 02/12/2020 
Chấp nhận 23/02/2021 
Đăng online 30/4/2021 
 Trong hoạt động khai thác dầu khí trên biển, vận chuyển sản phẩm bằng 
đường ống ngầm luôn tiềm ẩn những nguy cơ gây ảnh hưởng đến hiệu quả 
của quá trình vận chuyển. Đối với mỏ dầu khí Diamond, quá trình thu gom 
và vận chuyển sản phẩm được thực hiện theo sơ đồ thu gom kín, tức là sản 
phẩm khai thác được xử lý tách pha sơ bộ. Dầu sau khi tách khí sơ bộ được 
vận chyển ra tàu chứa FPSO Ruby - II. Khí sau khi tách được đưa qua máy 
nén khí để tăng áp suất và sử dụng cho hoạt động khai thác gaslift của mỏ. 
Thực tế cho thấy, dầu được khai thác tại mỏ Diamond có hàm lượng paraffin 
cao. Do vậy, khi vận chuyển loại dầu này thường kèm theo những phức tạp 
nảy sinh, gây ảnh hưởng đến hiệu quả của quá trình vận chuyển. Do vậy, cần 
phải có các nghiên cứu về đảm bảo chế độ dòng chảy để vận chuyển dầu an 
toàn từ mỏ Diamond ra tàu chứa FPSO Ruy - II. Bài báo trình bày các kết quả 
nghiên cứu để đảm bảo quá trình vận chuyển sản phẩm được an toàn, hiệu 
quả thông qua việc phân tích các số liệu thực tế và hiệu quả làm việc của 
đường ống hiện thời tại mỏ và các số liệu thu được từ mô hình hóa dựa trên 
phần mềm chuyên dụng OLGA. Kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng, tỷ lệ hình 
thành wax ở điều kiện ổn định bình thường là tương đối thấp. Độ dày của 
lớp wax được tạo ra là tương đối nhỏ theo kết quả mô phỏng. Tuy nhiên, do 
nhiệt độ dầu vận chuyển thấp hơn nhiệt độ đông đặc, do đó một lớp wax sẽ 
hình thành và bám lên bề mặt của đường ống. 
© 2021 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Bảo đảm dòng chảy, 
Giàn Diamond, 
Lắng đọng Wax. 
1. Tổng quan về mỏ Diamond và đặc tính chất 
lưu 
Mỏ Diamond thuộc Lô 01&02, nằm cách mỏ 
Ruby gần 18 km về phía bắc và cách cảng Vũng 
Tàu 155 km về phía đông, độ sâu nước biển là 41,8 
m (Hình 1). Hiện nay, tại mỏ Diamond đang khai 
thác các giếng 1PS, 1PL, 2PS, 2PL, 3P, 4P và 5P. Sản 
phẩm khai thác tại mỏ Diamond được xử lý qua 
thiết bị tách pha sơ bộ để tách thành 2 pha riêng 
biệt (pha khí và pha lỏng). Dầu sau khi tách khí sơ 
bộ được vận chuyển ra tàu chứa FPSO Ruby - II 
thông qua đường ống ngầm dưới đáy biển với 
chiều dài 18 km. Khí sau khi tách được đưa qua 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E-mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn 
DOI: 10.46326/JMES.2021.62(2).07 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 67 
máy nén khí để tăng áp suất và sử dụng cho hoạt 
động khai thác gaslift, phần khí dư sẽ được chuyển 
sang tàu FPSO Ruby - II. Về cơ bản, dầu được khai 
thác tại mỏ Diamond có hàm lượng paraffin cao và 
thay đổi trong phạm vi rộng (19÷27%). Nhìn 
chung, khi vận chuyển loại dầu này thường kèm 
theo những phức tạp nảy sinh, gây ảnh hưởng đến 
hiệu quả của quá trình vận chuyển (Từ Thành 
Nghĩa và nnk., 2015; Phung Dinh Thuc và nnk., 
2003). Do đó, vấn đề bảo đảm dòng chảy là nội 
dung nghiên cứu quan trọng giúp cho quá trình 
vận chuyển được an toàn (Ove Bratland, 2013). 
Kết quả phân tích dầu tại mỏ Diamond cho thấy, 
nhiệt độ nóng chảy của paraffin thay đổi 55÷610C. 
Nhiệt độ bão hòa paraffin của dầu ở áp suất vỉa 
thay đổi 49÷560C, ở áp ... 349 
Pentatriacontanes 0,682 1,288 
Hexatriacontanes plus 8,465 22,814 
Tổng : 100,000 100,000 
C36+ Trọng lượng phân tử (g/mol) 693 
C36+ T Trọng lượng riêng ở 60ºF (g/cm3) 0.9445 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 69 
Bảng 3. Thành phần của hỗn hợp khí tại Diamond. 
Loại mẫu Tách áp suất cao Tách áp suất thấp Hỗn Hợp khí 
Thành phần Mol (%) Mol (%) Mol (%) 
Methane 80,9414 63,6135 78,8901 
Ethane 9,7609 10,6565 9,9478 
Propane 4,8226 11,1438 5,5393 
Iso - Butane 0,9999 2,5718 1,1758 
N - Butane 1,4381 4,3446 1,7344 
Neo - Pentane 0,0061 0,0106 0,0066 
Iso - Pentane 0,3893 1,3219 0,4858 
N - Pentane 0,3696 1,3127 0,4644 
Hexanes 0,2958 1,1149 0,3876 
Heptanes 0,2709 1,0825 0,3602 
Octanes 0,2293 0,8616 0,2695 
Nonanes 0,0905 0,3543 0,0983 
C10 0,0338 0,14 0,0889 
C11 0,0088 0,0208 0,0648 
C12+ 0,0045 0,0013 0,0082 
Nitrogen 0,204 0,4064 0,2331 
CO2 0,1346 1,0428 0,2455 
C7+ MW 112,7 112,1 116,5 
C7+ density 0,7034 0,7028 0,7073 
Bảng 4. Đặc tính wax của hỗn hợp dầu tại mỏ Diamond. 
Thông số kiểm tra Đơn vị Giá trị 
Hàm lượng Wax % KL 19,82 
Nhiệt độ xuất hiện Wax oC 59,27 
Nhiệt độ hòa tan Wax oC 69,78 
Hàm lượng Asphaltene % KL 0,25 
Bảng 5. Các thông số của đường ống 
Thông số Đơn vị Giá trị 
Chiều dài Km 17,875 
Độ dày mm 10 
Đường kính trong mm 253 
Độ nhám ống mm 0,05 
Vật liệu làm ống - 
Carbon Steel - 
ISO 3183 
Độ dẫn nhiệt của đường 
ống 
W/m.K 54 
Độ dày bê tông mm 55 
Độ dẫn nhiệt của bê tông W/m.K 1,8 
Bảng 6. Dữ liệu đoạn ống đứng nối lên tàu 
FPSO Ruby - II. 
Thông số Đơn vị Giá trị 
Đường kính ngoài mm 273 
Độ dày mm 10 
Đường kính trong mm 253 
Độ nhám mm 0,05 
Độ dày lớp vỏ FBE mm 0,5 
Độ dày lớp vỏ Neoprene mm 12,7 
Độ dẫn nhiệt FBE W/m.K 0,26 
Độ dẫn nhiệt Neoprene W/m.K 0,24 
2. Mô hình hóa và đề xuất giải pháp đảm bảo 
chế độ dòng chảy cho tuyến ống vận chuyển 
hỗn hợp dầu khí từ giàn Diamond về tàu 
FPSO Ruby-II 
 Tuyến ống vận chuyển sản phẩm từ giàn 
Diamond về tàu FPSO Ruby - II có tổng chiều dài 
18 km được đặt trên nền cát của đáy biển, chiều 
sâu của nước biển khu vực này trung bình 41,8 m. 
70 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 
 Trên cơ sở các số liệu khảo sát địa hình tuyến 
đường ống từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II, 
mặt cắt dọc tuyến ống nằm dưới mặt biển có dạng 
như Hình 2 và đoạn ống đứng lên tàu FPSO Ruby - 
II có dạng như Hình 3. 
2.1. Các thông số của tuyến ống 
Các thông số của tuyến ống được trình bày 
trong các Bảng 5 và 6 dưới đây 
Dựa trên biểu đồ dự đoán khai thác của mỏ, 
nhóm tác giả sử dụng phần mềm OLGA để nghiên 
cứu đảm bảo dòng chảy cho 03 trường hợp với các 
thông số về lưu lượng được thể hiện trong Bảng 7. 
- Xác định trạng thái ổn định của dòng chảy 
Kết quả mô hình hóa về trạng thái ổn định 
lượng chất lỏng ở FPSO Ruby-II cho thấy, mức độ 
dao động chủ yếu tập trung vào trường hợp 1, 2. 
Trường hợp khai thác với kịch bản lượng dầu khai 
thác thấp nhất và không có khí (trường hợp 3), 
mức độ dao động của chất lỏng hầu như không xảy 
ra (Hình 4). Tương tự đối với sự biến thiên của 
tổng lượng chất lỏng trong đường ống cho các 
trường hợp nghiên cứu thể hiện trong Hình 5. 
Do dòng chảy không ổn định, nên lượng chất 
lỏng cũng không được ổn định đối với trường hợp 
nghiên cứu. Chất lỏng tồn đọng trong đường ống 
cho các trường hợp nghiên cứu được thể hiện ở 
Hình 6, chúng phụ thuộc vào tỷ số khí dầu (GOR). 
- Xác định độ biến thiên áp suất 
Hình 7 thể hiện kết quả mô hình hóa của sự 
biến thiên thông số áp suất tại vị trí ống đứng nối 
lên tàu FPSO trong thời gian 24 giờ cho 3 trường 
hợp nghiên cứu. Có thể thấy, mức độ dao động áp 
suất lớn nhất xảy ra đối với trường hợp 2, nguyên 
nhân là do lượng khí trong trường hợp này lớn 
hơn so với các trường hợp còn lại.
Hình 2. Hình dạng tuyến ống từ giàn Diamond về tàu FPSO Ruby - II.(đoạn dưới đáy biển). 
Hình 3. Hình dạng tuyến ống đứng nối lên tàu FPSO Ruby - II. (đoạn từ đáy biển nối lên tàu). 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 71 
Bảng 7. Các trường hợp nghiên cứu bảo đảm dòng chảy.
Trường 
hợp 
Kịch bản khai 
thác 
Năm Lưu lượng 
dầu, 
(stb/d) 
Lưu lượng 
nước, 
(stb/d) 
Lưu lượng 
chất lỏng, 
(stb/d) 
Hàm lượng 
nước, (%) 
Lưu lượng 
khí, 
(MMscf/d) 
Tỷ số khí 
dầu, 
(scf/stb) 
1 Tối đa 2020 2.260 4.097 6.357 645 279 909 
2 Trung bình 2023 771 3.970 4.741 837 2.538 1.346 
3 
Thấp nhất/ 
không có khí 
2026 313 1.808 2.122 852 1.425 - 
Hình 4. Trạng thái ổn định của chất lỏng trong thời gian 12 giờ tại FPSO Ruby-II. 
Hình 5. Tổng lượng chất lỏng trong đường ống trong thời gian 12 giờ. 
72 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 
Hình 6. Chất lỏng tồn đọng dọc theo đường ống cho các trường hợp nghiên cứu. 
Hình 7. Biến thiên áp suất tại ống đứng lên tàu FPSO cho 3 trường hợp nghiên cứu trong 24 giờ. 
 - Xác định độ biến thiên nhiệt độ 
Đối với trạng thái biến thiên nhiệt độ của 
đường ống trong 3 trường hợp nghiên cứu được 
thể hiện trong Hình 8. Kết quả tính toán mô phỏng 
cho thấy, kể từ vị trí nửa cuối của tuyến ống, nhiệt 
độ của chất lỏng đối với các trường hợp nghiên 
cứu là 220C. Giá trị này gần bằng với nhiệt độ đáy 
biển, do đó sản phẩm khai thác của Diamond được 
vận chuyển dưới nhiệt độ đông đặc của nó (360C). 
3. Hiệu quả của việc sử dụng hóa phẩm giảm 
nhiệt độ đông đặc của dầu 
Qua các phân tích ở trên cho thấy, khả năng 
xảy ra hiện tượng đông đặc của dầu trong quá 
trình vận chuyển là rất cao. Vì vậy, cần phải có giải 
pháp xử lý phù hợp để hạn chế vấn đề này. Căn cứ 
vào điều kiện thực tế của mỏ, việc sử dụng hóa 
phẩm là giải pháp hiệu quả để làm giảm nhiệt độ 
đông đặc của dầu.
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 73 
Hình 8. Biến thiên nhiệt độ dọc theo đường ống cho 3 trường hợp nghiên cứu. 
Hình 9. Đồ thị áp suất trong trường hợp 1 với với các độ nhớt khác nhau. 
74 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 
Hình 10. Đồ thị áp trong trường hợp 2 với các độ nhớt khác nhau. 
Hình 11. Đồ thị áp suất trong trường hợp 3 với các độ nhớt khác nhau. 
Các phân tích về độ nhạy và hiệu quả của hóa 
phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) cho thấy, 
thông thường độ nhớt của dầu giảm trong khoảng 
5%, 10%, 15%, 20% được so sánh với ảnh hưởng 
PPD bởi các kết quả trong phòng thí nghiệm. Kết 
quả nghiên cứu được chỉ ra trong các Hình 9, 10, 
11 cho 3 kịch bản nghiên cứu. Việc tăng độ nhớt 
của dầu dẫn đến tăng khoảng biến động của áp 
suất ở đoạn ống mềm DMDP - A và có thể ảnh 
hưởng đến sự ổn định của điều kiện vận hành. 
Đối với trường hợp 1 (năm 2020) áp suất ở 
đoạn ống mềm DMDP - A ổn định với sự thay đổi 
độ nhớt trong khoảng 5%, 10%, 15% và 20%. Đối 
với trường hợp 2 (năm 2023) khi giảm khai thác 
dầu và GOR tăng, áp suất ở đoạn ống mềm DMDP 
- A không ổn định, khi đó độ nhớt dầu tăng. Tuy 
nhiên, theo mô phỏng cho thấy áp suất ở DMDP - 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 75 
A vẫn trong khoảng 12÷18 bar. Đối với trường 
hợp 3 (năm 2026) khi vận chuyển không có khí, 
lượng dầu khai thác thấp và hàm lượng nước cao. 
Sự thay đổi độ nhớt không ảnh hưởng đến giá trị 
áp suất ở đoạn ống mềm DMDP - A. 
4. Thảo luận kết quả nghiên cứu 
4.1. Trường hợp dừng đường ống 
Trường hợp dừng đường ống trong vòng 24 
giờ. Van chặn ở FPSO Ruby-II giả định đóng trong 
1 phút và đầu giếng Topaz giảm khai thác từ 100% 
xuống 0% trong 1 phút. Chất lỏng được tháo đi và 
gom lại ở các điểm thấp hơn. Lượng chất lỏng tích 
tụ sau 24 giờ dừng đường ống cho 3 trường hợp 
nghiên cứu được thể hiện trong Hình 12. 
Lượng chất lỏng tích tụ trong hệ thống trong 
trường hợp dừng đường ống đối với 3 trường hợp 
nghiên cứu được trình bày trong Bảng 8. Đối với 
đường ống không được bọc cách nhiệt, nhiệt độ 
của chất lỏng giảm xuống rất nhanh (Hình 13). Sau 
5 giờ dừng đường ống nhiệt độ giảm tiệm cận với 
nhiệt độ môi trường. 
4.2. Khởi động lại đường ống 
Áp suất khởi động đường ống được xác định 
theo công thức: 
∆P_s=(4Lσ_s)/D (1) 
Trong đó: ∆P_s- khoảng tăng áp suất khởi 
động (Pa); L - chiều dài đường ống (m); _s - ứng 
suất chảy của vật liệu (Pa); D - đường kính trong 
của ống (m). 
Kết quả tính toán về áp suất khởi động đường 
ống được trình bày trong Bảng 9 và 10. Kết quả 
nghiên cứu cho thấy, trong thời gian dừng đường 
ống sau 24 giờ, áp suất khởi động của trường hợp 
1 và 3 cao hơn trường hợp 2 (năm 2023). Áp suất 
khởi động cho trường hợp 3 với sản phẩm vận 
chuyển không có khí, cao hơn đáng kể, do lượng 
dầu tồn đọng trong đường ống lớn. 
Hình 12. Đồ thị tích tụ chất lỏng sau 24 giờ dừng đường ống cho 3 trường hợp. 
76 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 
Hình 13. Đồ thị nhiệt độ của chất lỏng sau 24 giờ dừng đường ống. 
Hình 14. Độ dày lớp wax dọc theo đường ống sau 7, 14, 21, 28, 35, 42, 49 và 56 ngày hoạt động. 
Bảng 8. Thể tích chất lỏng và dầu trong đường ống. 
Trường hợp Năm Chất lỏng (Thùng) Dầu (Thùng) 
1 2020 3318 990 
2 2023 2987 572 
3 2026 5774 1697 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 77 
Bảng 9. Áp suất khởi động của đường ống trong trường hợp không sử dụng PPD. 
Thời gian 
TH 1 (năm 2020) TH 2 (năm 2023) TH 3 (năm 2026) 
Chiều 
dài, m 
Áp suất khởi 
động, bar 
Chiều dài, 
m 
Áp suất khởi 
động, bar 
Chiều 
dài, m 
Áp suất khởi 
động, bar 
6 3149 35 1814 20 4862 54 
12 3163 39 1810 22 4995 61 
24 3152 46 1815 26 5331 77 
Bảng 10. Áp suất khởi động của đường ống trong trường hợp có sử dụng PPD. 
Thời gian 
TH 1 (năm 2020) TH 2 (năm 2023) TH 3 (năm 2026) 
Chiều 
dài, m 
Áp suất khởi 
động, bar 
Chiều dài, 
m 
Áp suất khởi 
động, bar 
Chiều 
dài, m 
Áp suất khời 
động, bar 
6 3149 22,4 1814 12,9 4862 34,5 
12 3163 24,6 1810 14,1 4995 38,8 
24 3152 28,7 1815 16,5 5331 48,5 
4.3. Kiểm soát lắng đọng wax 
Kết quả phân tích sự hình thành wax cho thấy 
tốc độ hình thành lớp lắng đọng này ở mức độ 
thấp. Sau 56 ngày hoạt động, độ dày lớp wax lắng 
đọng đạt mức 0,25 mm (Hình 14). Đồng thời sự 
hình thành của wax trên đoạn ống đứng dốc đạt 
giá trị lớn nhất. Tổng lượng wax hình thành trong 
đường ống được thể hiện ở Bảng 11. Sự hình 
thành các lớp lắng đọng wax trên thành ống gây ra 
những phức tạp cho quá trình vận chuyển sản 
phẩm. 
Bảng 11. Tổng lượng wax hình thành trong 
đường ống. 
Ngày Thùng Khối lương (kg) 
7 0,17 12,81 
14 0,33 25,62 
21 0,50 38,45 
28 0,66 51,29 
35 0,83 64,14 
42 1,00 77,02 
49 1,16 89,93 
56 1,33 102,85 
Để loại bỏ lớp lắng đọng này, cần tiến hành 
nạo vét đường ống từ giàn Diamond tới FPSO 
Ruby-II bằng kỹ thuật phóng Pig làm sạch đường 
ống (Pigging). Loại pig được sử dụng ở đây là 
Foam Pig, với tần suất 1 tháng 1 lần. Trong trường 
hợp này, một Pig được phóng ở điểm đầu của đoạn 
ống đứng trên giàn Diamond và điểm thu hồi Pig 
là ở FPSO Ryby-II. 
5. Kết luận 
Áp suất vận chuyển dao động trong khoảng 
13÷18 bar với các trường hợp nghiên cứu. Chất 
lỏng được làm mát đến nhiệt độ đáy biển và được 
vận chuyển dưới nhiệt độ đông đặc trên hầu hết 
đường ống. Thời gian để chất lỏng được làm mát 
đến nhiệt độ đáy biển mất khoảng 5 giờ kể từ khi 
Shut - down. Tỷ lệ hình thành wax ở điều kiện ổn 
định bình thường là tương đối thấp. Wax ở phần 
dưới ở đoạn cuối của ống đứng dốc xuống tương 
đối nhiều do đây là nơi mà nhiệt độ chất lỏng bị 
làm mát đến khoảng nhiệt dễ tạo thành wax. Sau 
56 ngày hoạt động, độ dày lớn nhất của wax là 
khoảng 0,25 mm. Kết quả mô phỏng cũng cho 
thấy, độ dày của lớp paraffin được tạo ra là tương 
đối nhỏ. Tuy nhiên, do nhiệt độ dầu vận chuyển 
thấp hơn nhiệt độ đông đặc, dẫn đến một lớp wax 
sẽ hình thành và bám trên bề mặt của đường ống. 
Khi độ dày trung bình của lớp wax xuất hiện trong 
thành đường ống đạt khoảng 5 mm, sẽ tiến hành 
sử dụng các phương pháp nạo vét. Đây là cách loại 
bỏ paraffin hiệu quả nhất. Tần suất loại bỏ hợp lý 
là 1 tháng lần. 
Đóng góp của tác giả 
 Nguyễn Văn Thịnh: xây dựng ý tưởng, bố cục 
bài báo, phân tích kết quả nghiên cứu, biên tập và 
hiệu đính toàn bộ bài báo (tỷ lệ đóng góp 70); 
Nguyễn Đức Chính: chạy mô hình và xuất kết quả 
tính toán (tỷ lệ đóng góp 25%); Triệu Hùng 
Trường: cung cấp thông tin và ý kiến bổ sung cho 
bài báo (tỷ lệ đóng góp 5%). 
78 Nguyễn Văn Thịnh và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 62 (2), 65 - 78 
Tài liệu tham khảo 
Từ Thành Nghĩa, Phạm Bá Hiển, Phạm Xuân Sơn, 
Tống Cảng Sơn, Nguyễn Hoài Vũ, Ngô Thường 
San, Nguyễn Văn Minh, Nguyễn Thúc Kháng, 
(2015). Những khó khăn thách thức của 
Vietsovpetro trong vận chuyển dầu nhiều 
paraffin bằng đường ống ngầm ngoài khơi. Tạp 
chí Dầu khí số, 5/2015, trang 20 - 25. 
Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, 
V.P. Vugovskoi, (2003). The problem in 
Transportation of High Waxy Crude oils 
Through Submarine Pipelines at JV 
Vietsovpetro Oil Fields, Offshore Vietnam. 
Journal of Canadian Petroleum Technology, 
Solution for Production Optimization, Canada - 
2003 (42 ) trang 15 - 18. 
Hyun Su Lee, (2008). Computational and 
rheological study of wax deposition and 
gelation in subsea pipeline, The University of 
Michigan. 
PVEP, (2019). Analysis report - Crude Oil Samples. 
PVEP, (2018). Composition analysis report - Gas 
Samples 
Ove Bratland, (2013). Pipe Flow - Multi - phase 
Flow Assurance. 
Aiyejna, A., Chakrabarti, D.P., Pilgrim, A., Sastry, 
M.K.S., (2011). Wax formation in Oil Pipelines: 
A critical Review. International Journal of 
Multiphase Flow 37, pp 671 - 694. 
Burger, E.D., Perkins, T. K, Striegler, J. H, (1981). 
Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska 
Pipeline. Journal of Petroleum Technology, pp 
1075 - 1086.