Nghiên cứu tính chất lưu biến của nhũ tương dầu - nước ở mỏ cá tầm

26 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
phía Bắc - Đông Bắc và khoan vào năm 2015 với đối tượng 
thăm dò chính là các vỉa cát kết trong trầm tích Oligocene 
D và Miocene dưới. Kết quả thử vỉa đã nhận được dòng 
dầu thương mại trong Oligocene D với lưu lượng trên 
1.300m3/ngày và trong Miocene dưới với lưu lượng tổng 
cộng trên 1.000m3/ngày. Giếng khoan tiếp theo CT-4X 
được đặt ở vị trí cận biên của cấu tạo (trên quan điểm hiệu 
quả kinh tế của dự án), cách giếng CT-3X gần 1km về phía 
Đông Bắc. Giếng khoan kết thúc thử vỉa vào tháng 9/2016 
cho kết quả thành công ở cả 4 đối tượng với dòng dầu 
công nghiệp có lưu lượng từ 200 đến trên 600m3/ngày.
Trong quá trình khai thác hỗn hợp dầu khí khi được 
hòa trộn ở một điều kiện nhất định tạo thành nhũ tương 
dầu nước. Thành phần của chất lưu này được hòa vào 
môi trường của chất khác. Chất được hòa trộn này được 
gọi là "pha tán xạ", chất khác được gọi là "môi trường tán 
xạ". Nghiên cứu này chỉ tập trung vào hệ nhũ tương nước 
trong dầu khi nước là pha tán xạ và dầu thô là môi trường 
tán xạ.
Ở Việt Nam, tính chất lưu biến của dầu thô đã được 
nghiên cứu, đặc biệt là dầu thô của mỏ Bạch Hổ và Rồng. 
Tuy nhiên, các nghiên cứu về tính chất lưu biến của các 
loại hỗn hợp dầu - nước, dầu - nước - khí còn rất hạn chế. Ngày nhận bài: 7/1/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 7 - 11/1/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/3/2019.
NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT LƯU BIẾN 
CỦA NHŨ TƯƠNG DẦU - NƯỚC Ở MỎ CÁ TẦM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2019, trang 26 - 31
ISSN-0866-854X
Nguyễn Thúc Kháng1, Trần Đình Kiên2, Nguyễn Ngọc Anh Tuấn3, Phan Đức Tuấn3
1Hội Dầu khí Việt Nam
2Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội
3Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: tuanpd.hq@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Việc nghiên cứu tính chất lưu biến của sản phẩm từ các giếng đang khai thác là cơ sở quan trọng để tìm ra các giải pháp kỹ thuật tối 
ưu, nhằm nâng cao hiệu quả công tác thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm. 
Ở Việt Nam, tính chất lưu biến của dầu thô đã được nghiên cứu, đặc biệt là dầu thô của mỏ Bạch Hổ và Rồng. Tuy nhiên, các nghiên 
cứu về tính chất lưu biến của các loại hỗn hợp dầu - nước, dầu - nước - khí còn rất hạn chế. Hiện nay, độ ngập nước tại các giếng khai thác 
xuất hiện sớm và tăng nhanh, do vậy việc nghiên cứu tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu nước để có cơ sở triển khai các giải pháp công 
nghệ là yêu cầu cấp thiết.
Bài báo giới thiệu nghiên cứu tính chất lưu biến của chất lưu 2 pha dầu - nước và đưa ra các kết quả nghiên cứu tính chất lưu biến của 
nhũ tương dầu - nước của mỏ Cá Tầm, Lô 09-3/12, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam.
Từ khóa: Liên doanh Việt - Nga "Vietsovpetro", vận chuyển dầu, nhũ tương dầu - nước, tính lưu biến.
1. Giới thiệu
Mỏ Cá Tầm thuộc Lô 09-3/12 với diện tích là 5.559km2, 
nằm ở rìa phía Đông Nam bể Cửu Long, cách Tp. Vũng Tàu 
160km về phía Đông Nam, tiếp giáp với Lô 09-1 ở phía Tây 
Bắc; Lô 09-2/09 ở phía Bắc; Lô 03 và Lô 04-2 ở phía Đông; 
Lô 10 ở phía Nam và Lô 17 ở phía Tây.
Khu vực Cá Tầm trước đây thuộc Lô 09 cùng với các 
mỏ Bạch Hổ, Rồng do Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” 
tiến hành công tác tìm kiếm, thăm dò từ năm 1981. Tại 
đây, Vietsovpetro đã thu nổ trên 1.500km tuyến địa chấn 
2D, thực hiện các công tác nghiên cứu địa chất và khoan 
giếng khoan tìm kiếm SOI-1X vào năm 1989 trên cấu tạo 
Sói với kết quả nhận được dòng dầu có lưu lượng thấp 
(8m3/ngày) từ trầm tích Miocene dưới. Đến năm 1994, 
Vietsovpetro đã hoàn trả phần lớn diện tích Lô 09, chỉ 
giữ lại khu vực mỏ Rồng - Bạch Hổ và được đặt tên mới là 
Lô 09-1. Phần diện tích hoàn trả của Lô 09 (cũ) được chia 
thành Lô 09-2 (ở phía Bắc) và Lô 09-3 (ở phía Nam).
Ở mỏ Cá Tầm, giếng khoan thăm dò tiếp theo - giếng 
CT-3X được đặt ở vị trí cách giếng CT-2X gần 1,5km về 
27DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
PETROVIETNAM
Hiện nay, độ ngập nước tại các giếng khai thác xuất hiện 
sớm và tăng nhanh, do vậy việc nghiên cứu tính chất lưu 
biến của hỗn hợp dầu - nước nói chung và tại mỏ Cá Tầm 
nói riêng để có cơ sở triển khai các giải pháp công nghệ là 
yêu cầu cấp thiết.
2. Tính chất lưu biến của nhũ tương dầu - nước
Trong khai thác dầu khí, việc nghiên cứu tính lưu biến 
của chất lỏng từ các giếng đang khai thác là một yêu cầu 
tất yếu nhằm tìm ra các giải pháp kỹ thuật hữu hiệu và 
kinh tế để có thể thu gom, xử lý và vận chuyển đến khu 
vực tàng trữ - xuất bán.
Thành phần của chất lỏng được khai thác từ các mỏ 
dầu thô thường bao gồm: dầu thô, khí và nước. Do vậy 
dòng chảy trong hệ thống khai thác có thể là dòng chảy 
1, 2 hoặc 3 pha tùy theo từng điều kiện và công đoạn cụ 
thể trong quá trình khai thác. Cũng vì vậy tính lưu biến 
của các sản phẩm khai thác cũng được nghiên cứu. Các 
nghiên cứu lưu biến chất lưu nhiều pha (2 hoặc 3 pha) 
phức tạp hơn nhiều so với nghiên cứu chất lưu 1 pha.
Ở Việt Nam việc nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu 
thô đã được nghiên cứu, đặc biệt là cho dầu thô của mỏ 
Bạch Hổ và Rồng. Tuy nhiên, các kết quả nghiên cứu được 
công bố thường chỉ cho dầu thô. Các kết quả nghiên cứu 
về lưu biến cho hỗn hợp dầu - nước, hỗn hợp dầu - nước 
- khí còn rất hạn chế.
Ở giai đoạn hiện nay, khi các mỏ Bạch Hổ và Rồng bước 
sang giai đoạn khai thác cuối, các mỏ phát hiện mới phần 
lớn là mỏ nhỏ như Gấu Trắng, Thỏ Trắng, Cá Tầm hàm 
lượng nước xuất hiện trong chất lưu sớm và tăng nhanh, 
do vậy việc nghiên cứu tính lưu biến cho hỗn hợp dầu nước 
để có cơ sở cho các giải pháp công nghệ đối với các mỏ sẽ 
và đang được đưa vào khai thác, cũng như việc khai thác 
các mỏ lớn ở giai đoạn cuối là yêu cầu cấp thiết hiện nay.
Trong quá trình khai thác hỗn hợp dầu khí khi được 
hòa trộn ở một điều kiện nhất định tạo thành nhũ tương 
dầu nước. Thành phần của chất lưu này được hòa vào môi 
trường của chất khác. Chất được hòa trộn này được gọi 
là "pha tán xạ", chất khác được gọi là "môi trường tán xạ". 
Nghiên cứu này chỉ tập trung vào hệ nhũ tương nước trong 
dầu khi nước là pha ... t của 
nhũ tương với tỷ lệ của pha tán xạ W < 0,4.
Phương trình V.G.Benskovski đối với nhũ tương của 
dầu chứa paraffin với tỷ lệ nước (pha tán xạ) W < 0,35 có 
dạng sau:
µnt = µd (1 + 7,1W)
Để xác định độ nhớt của nhũ tương dầu có thể sử 
dụng một trong số các công thức sau:
Công thức E.G.Richardson:
µnt = µd e
kw, trong đó k = 2,5
Công thức Brinsman:
µnt = µd (1 - W)
-k, trong đó k = 2,5
Công thức Teilor:
Trong đó µw là độ nhớt của pha tán xạ. 
Công thức V.F.Medvedev:
µnt = µd (1 + 0,25W + 4W
2)
Công thức E.Hatschek:
Công thức Sibri:
Phân tích quá trình xác định độ nhớt nhũ tương cho 
thấy, không có một công thức nào dùng để xác định giá trị 
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(8)
(9)
(7)
µnt = µd (1 + 25W
µ + 0,4µ
µ + µ ) 
µnt = µd (1 + √
3
3
)-1
µnt = µd (1 + √1,3 )-1
Кµ = 
µ
µ026
µnt = µd (1 + 25W
µ + 0,4µ
µ + µ ) 
µnt = µd (1 + √
3
3
)-1
µnt = µd (1 + √1,3 )-1
Кµ = 
µ
µ026
t 
, 
t -
t , -
(1)
28 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
này một cách tổng quát. Trong thực tế đối với từng trường 
hợp cụ thể cần phải tìm một công thức tương thích nhất. 
Các công thức trên chưa tính tới sự thay đổi tính lưu biến 
của nhũ tương so với nhiệt độ. Điều này đặc biệt quan 
trọng đối với loại dầu phi Newton khi nhiệt độ ảnh hưởng 
rất lớn lên tính lưu biến của dầu thô cũng như của nhũ 
tương khi dầu thô là môi trường tán xạ. 
Ở Việt Nam, trên cơ sở tính chất dầu thô của Bạch Hổ 
một số kết quả nghiên cứu đã được đưa ra trong tài liệu 
[4].
a. Trong trường hợp nhiệt độ dao động từ 26 - 34oC và độ 
ngập nước dao động từ 0 - 68%:
µnt = Кµµo26[1 + 1,2 × 10
-2Кµ-0,5W - 2,5 × 10-4Кµ-0,8W2 
+ 6,67 × 10-6 Кµ-0,85W3] 
Trong đó:
µnt = µd (1 + 25W
µ + 0,4µ
µ + µ ) 
µnt = µd (1 + √
3
3
)-1
µnt = µd (1 + √1,3 )-1
Кµ = 
µ
µ026
 : Hệ số độ nhớt;
µt: Độ nhớt của dầu ở nhiệt độ dao động từ 26 - 34
oC;
µo26: Độ nhớt của dầu ở nhiệt độ 26
oC.
b. Trong trường hợp nhiệt độ dao động từ 37 - 55oC và độ 
ngập nước dao động từ 0 - 68%
µe = Кµµo37[1 + 1,3 × 10
-2Кµ-0,7W - 9,0 × 10-4Кµ0,2W2 
+ 6,67 × 10-6 Кµ1,5W3]
Trong đó:
Кµ = µµo37 : Hệ số độ nhớt;
µt: Độ nhớt của dầu ở nhiệt độ từ 37 - 55
oC;
µo37: Độ nhớt của dầu ở nhiệt độ to = 37
oC.
Đối với trường hợp nhiệt độ dao động từ 34 - 37oC khi 
nhũ tương thay đổi từ chất lỏng Newton sang chất lỏng 
phi Newton, độ nhớt hiệu dụng có thể xác định dựa trên 
phương pháp ngoại suy công thức (11).
3. Phương pháp tạo nhũ tương trong phòng thí nghiệm
Để tạo nhũ tương dầu nước trong điều kiện phòng thí 
nghiệm tương đương với nhũ tương dầu nước ngoài thực 
tế, áp dụng sơ đồ như Hình 1.
Quy trình chuẩn bị mẫu nhũ tương dầu - nước để 
nghiên cứu ảnh hưởng và mô phỏng quá trình vận chuyển 
dầu bằng đường ống được mô tả như sau:
- Xác định tỷ lệ nước và dầu cần pha trộn dựa trên 
hàm lượng nhũ để chuẩn bị mẫu nhũ tương có thể tích 
200ml;
- Điều chỉnh nhiệt độ dung dịch khoảng 60oC hay 
nhiệt độ tương thích với thực tế;
- Rót dầu và nước vào bình chứa 1 và 5 theo tỷ lệ 
tính toan;
- Ổn định dầu và nước trong bình chứa 1 và 5 khoảng 
10 - 15 phút;
- Mở van 2 và điều chỉnh tốc độ nước khoảng 2ml/
phút;
- Điều chỉnh tốc độ khuấy trộn hỗn hợp dầu nước 
đến 2.000 vòng/phút;
- Quá trình tạo nhũ tương kết thúc khi lượng nước 
trong bình 1 kết thúc;
- Đo kích thước hạt nhũ bằng kính hiển vi điện tử. 
Trong trường hợp kích thước hạt nhũ lớn hơn 100µm, lặp 
lại các bước trên với vận tốc nước nhỏ hơn 2ml/phút.
4. Phương pháp xác định độ nhớt động học
Rót mẫu nhũ tương dầu nước từ bình thủy tinh sang 
cốc thí nghiệm. Trong cốc thí nghiệm được thiết lập đầu 
Hình 2. Hệ thống MV viscometer Rotovisco VT-550 
Hình 1. Sơ đồ chuẩn bị mẫu nhũ tương dầu - nước trong phòng thí nghiệm
1: Bình chứa nước 
2: Van tiết lưu để điều chỉnh vận tốc nước 
3: Bộ điều chỉnh nhiệt độ
4: Máy khuấy trộn 
5: Thiết bị chứa dầu thô 
6: Bể ổn định nhiệt
(10)
(11)
29DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
PETROVIETNAM
dò của hệ thống MV viscometer Rotovisco VT-550 tại 
nhiệt độ ban đầu. Mẫu nhũ tương cần đo độ nhớt động 
học được giữ ổn định trong thời gian 10 phút, sau đó mẫu 
nhũ tương được hạ nhiệt độ bằng thiết bị làm lạnh với tốc 
độ 0,15oC/phút với vận tốc biến dạng 20s-1. Quy trình xác 
định độ nhớt động học được tiếp tục đến khi đạt được 
nhiệt độ 21oC tương đương với nhiệt độ thấp nhất của 
nước biển.
5. Mô hình toán học xác định tính chất lưu biến của 
dầu thô ở mỏ Cá Tầm 
Phương trình xác định tính chất lưu biến của dầu thô 
ở mỏ Cá Tầm được diễn tả dưới dạng phương trình toán 
học, phương trình phụ thuộc các biến số độ ngập nước 
(W%) và nhiệt độ lưu chất (ToC):
µ = µo × f(W, Т)
µo: Độ nhớt của môi trường tán xạ ở nhiệt độ To, mPa.s
W: Độ ngập nước, %
T: Nhiệt độ nhũ tương dầu nước, oC.
Phương pháp xây dựng mô hình toán học [5] dựa 
trên cơ sở tổ hợp các phương trình thực nghiệm, từ đó 
lựa chọn các kết quả chính xác, gần đúng nhất với các kết 
quả thu được trong phòng thí nghiệm. Các phương trình 
chọn lọc được sử dụng để mô phỏng quá trình chuyển 
động hỗn hợp dầu khí với điều kiện tác động bên ngoài 
cho trước (độ ngập nước, nhiệt độ).
Về cơ bản phương trình phụ thuộc các biến số được 
thể hiện như phương trình (12), việc đầu tiên để xác lập 
phương trình (12) cần xác định phương trình phụ thuộc 
bên dưới khi nhiệt độ không đổi:
µ = f(W) 
Các dữ liệu để xây dựng phương trình (13) được lấy 
từ thực nghiệm, các số liệu trong phòng thí nghiệm. 
Phương trình phụ thuộc biến số hàm lượng nước trong 
(14)
(12)
(13)
W(%) µ độ nhớt (mPa.s) 
 31oC 35oC 40oC 45oC 50oC 55oC 60oC 
0 78,5 71,2 62,3 25,8 23,8 20,1 17,9 
5 80,1 72,5 65,1 28,5 25,1 23,1 19,5 
10 82,3 75,6 68,5 35,2 32,1 26,5 21,9 
20 90,4 85,4 80,2 56,2 49,9 45,9 41,5 
30 126,5 115,6 102,5 85,2 67,5 54,2 49,6 
40 220,6 215,3 182,6 155,3 136,8 115,6 95,2 
50 420,1 398,5 393 273,2 256,5 231,6 204,1 
60 678,2 636,9 598,2 480,6 456,9 398,5 370,1 
65 870,3 824,3 785,1 652,1 613,1 560,2 496,5 
Bảng 1. Các thông số mô tả tính chất lưu biến nhũ tương của dầu thô mỏ Cá Tầm
dầu thô vào độ nhớt có dạng tổng quát phương trình bậc 
2 - đường cong phụ thuộc (có sai số nhỏ nhất), từ các kết 
quả thực tế thu được trong phòng thí nghiệm có thể xác 
định các hệ số (ai):
 µ = a0 × W
2 + a1 × W + a2
Các hệ số của phương trình (14) có thể được xác 
định bằng phương pháp xây dựng ma trận các điểm thực 
nghiệm gần với đường cong mô phỏng nhất. Bước tiếp 
theo lập Bảng 1 thể hiện ma trận các điểm để xây dựng 
đường cong phụ thuộc của phương trình (12) tại các nhiệt 
độ khảo sát 31oC, 35oC, 40oC, 45oC, 50oC, 55oC, 60oC.
Trên cơ sở số liệu của Bảng 1, phương trình µ = µo × 
f(W, Т) được xem xét cho các khoảng nhiệt độ và độ ngập 
nước khác nhau:
Trường hợp 1: Khi nhiệt độ dầu thô dao động từ 31 - 
40oC và độ ngập nước thấp hơn 20%
Dựa trên các kết quả thực nghiệm, khảo sát các 
phương trình bằng excel để lựa chọn phương trình phù 
hợp với sai số nhỏ nhất cho phép nhỏ nhất (phương trình 
bậc hai).
y = 0,0206x2 + 0,1788x + 78,552
R² = 0,9996
y = 0,0278x2 + 0,1569x + 71,151
R² = 0,999
y = 0,0261x2 + 0,3675x + 62,385
R² = 0,999
30
40
50
60
70
80
90
100
0 5 10 15 20 25
µ(
m
Pa
.s)
W(%)
T trong khoảng 31 - 40oC
31C
35C
40C
Hình 3. Sự phụ thuộc của độ nhớt hỗn hợp dầu thô vào độ ngập nước 
khi nhiệt độ dao động từ 31 - 40oC
30 DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hệ phương trình mô tả tính chất lưu biến như sau:
µ31oC = 0,0206 × W
2 + 0,1788 × W + 78,552; R2 = 0,999
µ35oC = 0,0278 × W
2 + 0,1569 × W + 71,151; R2 = 0,999 
µ40oC = 0,0261 × W
2 + 0,3675 × W + 62,385; R2 = 0,999
với R2: Hệ số chính xác.
Sai số phép đo các lần thí nghiệm khi thực hiện trong 
phòng thí nghiệm được xác định bằng giá trị trung bình 
tiêu chuẩn εtb, εtb không được vượt quá 5% để đảm bảo độ 
chính xác và tin cậy của kết quả nhận được. 
Bước tiếp theo của mô phỏng là tính toán các hệ số 
của phương trình sử dụng dữ liệu từ hệ phương trình (I) 
theo trình tự nhiệt độ tăng dần (Bảng 2).
Tính toán các hệ số nhận được phương trình bậc 4 phụ 
thuộc 3 biến số: độ nhớt, độ ngập nước, nhiệt độ.
µ = µo × f(W, Т) = µo × ((α0 + α1 × Т + α2 × Т
2) × W2 
+ (β0 + β1 × Т + β2 × Т
2) × W + (γ0 + γ1 × Т + γ2 × Т
2)) 
với αi, βi và γi (i = 0, 1, 2) - các hệ số được xác định theo 
Bảng 2, µo - độ nhớt của môi trường tán xạ tại nhiệt độ 
To (31oC) (mPa.s), µ - độ nhớt nhũ tương tại nhiệt độ T(mPa.s), 
W - độ ngập nước của mẫu phân tích (%), T - nhiệt độ khảo 
sát (oC). 
Sự phụ thuộc của độ nhớt vào độ ngập nước và nhiệt 
độ
Giải các hệ phương trình (15 - 17) nhận được các 
phương trình sau:
α = -0,2931 + 0,0175 × Т - 0,00024 × Т2
β = 6,0863 - 0,3545 × Т + 0,0052 × Т2
(I)
(18)
(19)
Bảng 2. Các hệ số của hệ phương trình (I)
Dạng phương 
trình T
oC 
Hệ số 
а0 a1 a2 
µ = f(W) 
31 0,0206 0,1788 78,552 
35 0,0278 0,1569 71,151 
40 0,0261 0,3675 62,385 
γ = 134,893 - 1,8807 × Т + 134,893 × Т2
Để chính xác hóa kết quả thực nghiệm ta có hệ số 
Ω = 1/µo = 1/78,5 = 0,0127.
Kết hợp các phương trình (18 - 20) được phương trình 
tổng quát mô tả tính chất lưu biến của dầu thô ở mỏ Cá 
Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động từ 31 - 40oC và độ 
ngập nước thấp hơn 20% như sau:
µ = µo × f(W, Т) = 0,0127 × µo × ((-0,2931 + 0,0175 × Т - 
0,00024 × Т2) × W2 + (6,0863 - 0,3545 × Т + 0,0052 × Т2) 
× W + (134,893 - 1,8807 × Т + 134,893 × Т2)) 
Sai số tối đa cho phép của phương trình trên so với 
đo thực tế là 5,4%.
Trường hợp 2: Khi nhiệt độ dầu thô dao động từ 31 - 
40oC và độ ngập nước dao động từ 20 - 65%
Phương trình tổng quát mô tả tính chất lưu biến của 
dầu thô ở mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động từ 
31 - 40oC và độ ngập nước dao động từ 20 - 65% như sau:
µ = µo × f(W, Т) = 0,011 × µo × ((1,3479 - 0,050 × Т 
+ 0,00065 × Т2) × W2 + (-78,760 – 3,313 × Т - 0,044 × Т2) 
× W + (1182,666 – 47,956 × Т + 0,629 × Т2))
Sai số tối đa cho phép của phương trình trên so với 
đo thực tế là 6,8%.
Trường hợp 3: Khi nhiệt độ dầu thô dao động từ 45 - 
60oC và độ ngập nước thấp hơn 20%
Phương trình tổng quát mô tả tính chất lưu biến dầu 
thô mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động từ 45 - 60oC 
và độ ngập nước thấp hơn 20% như sau:
µ = µo × f(W, Т) = 0,038 × µo × ((0,4800 - 0,01695 × Т 
+ 0,00017 × Т2) × W2 + (-6,284 + 0,288 × T - 0,00314 × 
Т2) × W + (64,674 - 1,1443 × Т + 0,0061 × Т2))
Sai số tối đa cho phép của phương trình trên so với 
đo thực tế là 4,8%.
Trường hợp 4: Khi nhiệt độ dầu thô dao động từ 45 - 
60oC và độ ngập nước dao động từ 20 - 65%
Phương trình tổng quát mô tả tính chất lưu biến của 
dầu thô ở mỏ Cá Tầm với nhiệt độ dầu thô dao động từ 45 
- 60oC và hàm lượng nước dao động từ 20 - 65% như sau:
µ = µo × f(W, Т) = 0,0177 × µo × ((0,4800 - 0,01695 × Т 
+ 0,00017 × Т2) × W2 + (-6,284 + 0,288 × T - 0,00314 
× Т2) × W + (64,674 - 1,1443 × Т + 0,0061 × Т2))
Sai số tối đa cho phép của phương trình trên so với 
đo thực tế là 8%.
(15)
(16)
(17)
0,0206 = α0 + α131 + α2312 
0,0278 = α0 + α135 + α2352 
0,0261 = α0 + α140 + α2402 
0,1788 = β0 + β131 + β2312 
0,1569 = β0 + β135 + β2352 
0,3675 = β0 + β140 + β2402 
78,552 = γ0 + γ131 + γ2312 
71,151 = γ0 + γ135 + γ2352 
62,385 = γ0 + γ140 + γ2402 
(20)
31DẦU KHÍ - SỐ 3/2019 
PETROVIETNAM
6. Kết luận
Phương trình lưu biến của nhũ tương của mỏ Cá Tầm 
phụ thuộc không chỉ ở hàm lượng nước mà cả nhiệt độ 
của hỗn hợp. Khi hàm lượng trong hỗn hợp nhỏ hơn 15% 
ảnh hưởng của pha tán xạ lên tính chất lưu biến của nhũ 
tương dầu - nước không lớn. Ảnh hưởng này tăng dần 
khi hàm lượng nước vượt quá 20% và tăng dần tới điểm 
chuyển pha.
Kết quả thí nghiệm và phương trình xác định tính chất 
lưu biến của dầu thô mỏ Cá Tầm ở các hàm lượng nước và 
nhiệt độ khác nhau, cho phép dự báo và là cơ sở để thiết 
kế các giải pháp kỹ thuật công nghệ khi đưa dầu thô của 
mỏ Cá Tầm vào hệ thống khai thác toàn mỏ.
Tài liệu tham khảo
1. В.Ф.Медведев. Сбор и подготовка 
неустойчивых эмульсий на промыслах. Недра. 1987.
2. L.Lan, S.Jayanti, G.F.Hewitt. Flow pattern, phrase 
inversion and pressure gradient in air-oil-water flow in a 
horizontal pipe. Multiphrase Flow 95 - Kyoto International 
Conference, Japan. 3 - 7 April, 1995.
3. В.Ф.Медведев, А.И.Гужов, В.И.Бойко. Условие 
польного эмульгтрования пластого воды и нефти в 
трубопроводе. Нефтепромысловое дело. 1984; 2.
4. Nguyễn Thúc Kháng. Những kết quả nghiên cứu 
tính chất lưu biến của chất lỏng hai pha ở mỏ Bạch Hổ, XNLD 
Vietsovpetro. Tạp chí Dầu khí. 1999; 2: trang 30 - 37. 
5. Н.Д.Вертинская. Математическое 
моделирование многофакторных и много 
параметрических процессов. ИрГТУ: Иркутск. 2003. 
Summary
The study of the rheological properties of products from production wells is an important basis to find optimal technical solutions to 
enhance the efficiency of collection, treatment and transportation of products.
In Vietnam, the rheological properties of crude oil have been studied, especially crude oil from Bach Ho and Rong fields. However, 
studies of the rheological properties of oil-water, oil-water-gas mixture are still limited. Nowadays, water-cut appears early and increases 
rapidly at the production wells, that is why there is an urgent need to study the rheological properties of oil-water mixture to have the 
basis for deployment of technical solutions.
The article introduces the study of the rheological properties of oil-water 2 phase fluid and presents the results of studying oil-water 
emulsion rheological properties of Ca Tam field (block 09-3/12, Cuu Long basin, continental shelf of Vietnam). 
Key words: Vietsovpetro, oil transportation, oil-water emulsion, rheological properties.
STUDYING RHEOLOGICAL PROPERTIES OF OIL-WATER EMULSION 
IN CA TAM FIELD 
Nguyen Thuc Khang1, Tran Dinh Kien2, Nguyen Ngoc Anh Tuan3, Phan Duc Tuan3
1Vietnam Petroleum Association
2Hanoi University of Mining and Geology
3Vietsovpetro
Email: tuanpd.hq@vietsov.com.vn