- Trang Chủ
- Hoá dầu
- Tối ưu, nâng cao hiệu quả hoạt động hệ thống công nghệ thu gom, vận chuyển dầu khí tại các mỏ của Vietsovpetro
Xem mẫu
- THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 4 - 2020, trang 24 - 31
ISSN 2615-9902
TỐI ƯU, NÂNG CAO HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ
THU GOM, VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ TẠI CÁC MỎ CỦA VIETSOVPETRO
Trần Lê Phương, Phạm Thành Vinh, A.G Axmadev, Tống Cảnh Sơn, Châu Nhật Bằng, Nguyễn Hữu Nhân, Đoàn Tiến Lữ
Trần Thị Thanh Huyền, Lê Thị Đoan Trang, Đỗ Dương Phương Thảo, Phan Đức Tuấn
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn
Tóm tắt
Hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí là tổ hợp các thiết bị và hệ thống công nghệ, có chức năng hỗ trợ hoạt động khai thác diễn ra
liên tục, an toàn với độ tin cậy cao. Trong quá trình khai thác, hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí tại các mỏ của Liên doanh Việt - Nga
“Vietsovpetro” đã xuất hiện tình trạng vượt quá công suất của các đường ống, gia tăng chênh áp, áp suất ở miệng giếng và thất thoát sản
lượng dầu khi kết nối các công trình khai thác mới hoặc sửa chữa tại đường ống…
Bài báo phân tích các yếu tố ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống thu gom, vận chuyển dầu khí, trên cơ sở đó đề xuất giải pháp tối
ưu vận chuyển dầu khí trên các công trình biển tại các mỏ của Vietsovpetro để gia tăng sản lượng khai thác dầu khí.
Từ khóa: Thu gom vận chuyển dầu khí, đường ống, áp suất miệng giếng, bể Cửu Long.
1. Giới thiệu phẩm đảm bảo kế hoạch sản lượng khai thác khi áp suất
miệng giếng giảm [2].
Các công trình khai thác dầu khí Vietsovpetro đã sử
dụng gồm: giàn nhẹ (BK, RC); giàn cố định trên biển (MSP, 2. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm ở các mỏ của
RP); giàn công nghệ trung tâm (CTP-2, CTK-3) và trạm rót Vietsovpetro tại bể Cửu Long
dầu không bến (UBN). Các giàn nhẹ có thể thực hiện tách
2.1. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm ở khu vực Trung
khí 1 bậc trong UPOG (thiết bị tách khí sơ bộ). Theo đó,
tâm Rồng và Nam Rồng - Đồi Mồi
từ các BK hay RC có thể thực hiện vận chuyển sản phẩm
không dùng bơm ở dạng hỗn hợp khí lỏng hay ở dạng Việc vận chuyển sản phẩm RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9
dầu bão hòa khí. Các giàn cố định thực hiện tách khí 2 cấp bằng đường ống hiện hữu RC-DM → RC-4 → RC-5 → RP-1
cùng với bơm sản phẩm đã tách khí bằng các máy bơm ly được thực hiện ở dạng dầu bão hòa khí.
tâm. Giàn công nghệ trung tâm tiếp nhận sản phẩm từ các
Trên RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9 thực hiện tách khí sơ bộ
MSP và BK để tách khí và tách nước đồng hành. Trạm rót
trong UPOG. Sản phẩm của RC-DM sau khi tách khí sơ bộ
dầu không bến xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm và
được đưa đến RC-4, tại đây, cùng với sản phẩm của RC-4 ở
xuất bán dầu.
dạng dầu bão hòa khí được trung chuyển qua RC-5, hỗn
Khi kết nối các công trình khai thác mới, hoặc sửa hợp sản phẩm được vận chuyển đến RP-1. Trên RP-1, tiếp
chữa đường ống… xuất hiện tình trạng vượt quá công nhận sản phẩm của RC-6 ở dạng hỗn hợp khí lỏng. Khí
suất của các đường ống thu gom dầu, dẫn đến gia tăng tách ra sau bình tách cấp một trên RP-1 cũng như sau
chênh áp, áp suất ở miệng giếng và thất thoát sản lượng UPOG của các giàn nhẹ RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9 được đưa
dầu [1]. Việc xây dựng các đường ống mới có thể không đến giàn nén DGCP (giàn nén khí mỏ Rồng). Lượng khí
mang lại hiệu quả kinh tế hoặc tốn nhiều thời gian do các vượt quá công suất của DGCP được đưa đến giàn nén khí
điều kiện thời tiết (bão) và tổ chức sản xuất. Vì vậy, cần trung tâm (CCP) [3].
nghiên cứu các phương pháp tối ưu hóa vận chuyển sản
Hình 1 thể hiện sơ đồ vận chuyển dầu và khí của
các BK đang được xem xét. Các thông số làm việc của hệ
thống vận chuyển dầu và khí ở khu vực Nam Rồng - Đồi
Ngày nhận bài: 27/2/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 27/2 - 12/3/2020. Mồi được trình bày trong Bảng 1.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 14/4/2020.
24 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
- PETROVIETNAM
Đến CCP Bảng 1 cho thấy áp suất trong UPOG
Từ BK-8
trên RC-5 khá cao so với áp suất tại riser vận
Từ CTK -3
chuyển dầu.
Đông Bắc Rồng
RC-1 RC-3 Khi sử dụng sơ đồ vận chuyển dầu và khí
UBN-3
hiện hữu trên RC-DM, RC-4 và RC-5, áp suất
cao trong UPOG được ấn định bởi các áp
9,5km Đông Rồng
UBN-6
PLEM suất cần thiết để thực hiện vận chuyển khí.
8,5km RP-2
5,8km Các tổn thất áp suất lớn trong hệ thống
vận chuyển khí dẫn đến áp lực gia tăng
RP-1
trong UPOG trên RC-5, do tổn thất áp suất
8,5km
Trung tâm Rồng
5,5km cao trong quá trình vận chuyển khí trong
16,8 km
RC-6
đường ống RC-4 → RP-3, do chiều dài lớn,
10km
Nam Trung tâm Rồng
RC-2RP-3 DGCP
đường kính nhỏ và lưu lượng khí cao [4].
4,5km Đường ống dự kiến
RC-9
RC-5 17km Với mục đích giảm áp suất trong hệ
5,5km Đông Nam Rồng thống vận chuyển dầu và khí trên RC-DM,
16km RC-4 và RC-5/RC-9, công nghệ sử dụng van
RC-4 Chú thích
:
Dầu (hỗn hợp khí lỏng)
tiết lưu trên RC-5 đã được nghiên cứu để vận
Nam Rồng
3,5km Thu gom khí chuyển một phần khí đồng hành của RC-5/
RC-DM
Giàn nhẹ RC-9 cùng với dầu bão hòa khí đến RP-1. Việc
Đồi Mồi MSP này sẽ giúp giảm lượng khí vận chuyển, do
đó làm giảm tổn thất áp suất, dẫn đến giảm
Hình 1. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm ở khu vực Nam và Trung tâm Rồng
áp suất trong UPOG và áp suất đầu giếng của
các giếng. Mô phỏng máy tính lắp đặt thiết bị
tiết lưu trên RC-5 được thể hiện trong Hình 2.
Mô phỏng sơ bộ quá trình vận chuyển
dầu bằng phần mềm OLGA cho thấy, lưu
lượng dầu khai thác hiện tại có thể giảm tối
đa áp suất trong UPOG và ở miệng giếng
bằng cách đưa khí của RC-5/RC-9 với lưu
lượng 90 nghìn m3/ngày cùng với dầu bão
hòa khí. Các thử nghiệm công nghiệp đã
được thực hiện, lượng khí đưa vào tăng dần
để lựa chọn các thông số tối ưu cho hệ thống
vận chuyển khí và lỏng. Bảng 2 trình bày các
Hình 2. Mô phỏng 3D lắp đặt thiết bị tiết lưu trên RC-5 kết quả thực hiện thử nghiệm.
Bảng 1. Các thông số làm việc của hệ thống vận chuyển dầu và khí
Thông số RC-DM RC-4 RC-5/RC-9
Tách và thu gom khí (nghìn m3/ngày) 220 240 220
Áp suất trong UPOG (atm) 21,2 20,3 22,0
Áp suất tại riser vận chuyển dầu (atm) 18,3 - 21,3 17 - 19,5 10,5 - 14
Bảng 2. Các thông số vận chuyển dầu và khí chính RC-DM → RC-4 → RC-5 → RP-1
Lượng khí của RC-5/RC-9 Áp suất trong UPOG (atm)
đưa vào dầu bão hòa khí (nghìn m3/ngày) RC-DM RC-4 RC-5/RC-9
0 21,2 20,3 22,0
60 20,0 19,2 20,2
80 19,8 19,0 19,0
90 19,0 18,0 17,5
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 25
- THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Bảng 3. Sự thay đổi sản lượng khai thác do áp dụng công nghệ
Sản lượng khai thác (m3/ngày)
Công nghệ vận chuyển
RC-DM RC-4 RC-5 Tổng
Công nghệ cũ 520 653 1.750 2.923
Công nghệ mới 653 700 1.897 3.250
Thay đổi sản lượng +133 +47 +147 +327
2.000 23 Khi đưa khí với lưu lượng 90 nghìn
Sản lượng chất lỏng
m /ngày thì áp suất trong UPOG trên
3
Áp suất trong UPOG của RC-5 22
1.950 RC-DM giảm từ 21,2atm xuống 19atm,
Sản lượng chất lỏng (m3/ngày)
1.900
21 trên RC-4 - giảm từ 20,3atm xuống
18atm, trên RC-5 - giảm từ 22atm xuống
Áp suất (atm)
20
1.850 17,5atm. Chế độ đưa khí 90 nghìn m3/
19
1.800
ngày đã được quyết định áp dụng. Bảng
18 3 trình bày các số liệu tăng trung bình
1.750
17 sản lượng khai thác sản phẩm trên các
giàn nhẹ do áp suất miệng giếng giảm.
1.700 16
Trước thử nghiệm Trong thời gian thử nghiệm
Sự thay đổi áp suất trong UPOG và
1.650 15
29/6 4/7 9/7 14/7 19/7 24/7 29/7 3/8 sản lượng khai thác trên RC-5/RC-9 trước
Hình 3. Các thông số công nghệ khai thác và vận chuyển sản phẩm của RC-5/RC-9 trước và sau áp dụng công nghệ và sau khi áp dụng công nghệ được thể
hiện trên Hình 3.
ThTC-1
Chế độ vận chuyển này được thực
hiện trong 4 tháng trước khi đưa vào
MSP-6
ThTC-2 MSP-7 vận hành đường ống khí mới RC-5 –
DGCP, cho phép giảm đáng kể tổn thất
ThTC-3
áp suất. Việc tối ưu hóa giúp giảm đáng
kể áp suất trong hệ vận chuyển dầu và
MКS MSP-4 MSP-3
khí trên các RC và sản lượng khai thác
MSP-5 tăng trung bình là 327m3 chất lỏng/
MSP-8 ngày (162 tấn dầu/ngày), tức là tăng
khoảng 11,2%. Hiệu quả kinh tế của việc
tối ưu hóa trong khoảng thời gian áp
BK-15
dụng là 1,2 triệu USD [5].
MSP-10
2.2. Tối ưu hóa thu gom khí trên các
MSP-9 MSP phía Bắc mỏ Bạch Hổ
Khí tách bậc nhất từ các bình tách
cao áp của các MSP phía Bắc (ThTC-1,
MSP-6, MSP-4 và MSP-8) được đưa về
MKS. Khí tách bậc một sau bình tách
MSP-1 MSP-11
BK-7
BK-3 cao áp trên MSP-1, 3, 5, 7, 8, 9, 10 và 11
được đưa đến CCP để nén. Khí tách bậc
hai trên MSP-4 và MSP-9 của mỏ Bạch
CTP-2
Hổ được đưa vào các máy nén trên MSP-
CCP 4 và MSP-9 với công suất 36 nghìn m3/
BK-2
BK-10 BK-1
ngày mỗi máy. Khí nén đến 13atm từ
Hỗn hợp khí lỏng máy nén của MSP-4 được đưa đến MKS,
khí đến CCP Khí đến MKS
khí từ máy nén của MSP-9 được đưa đến
Hình 4. Sơ đồ thu gom khí trước khi tối ưu hóa
26 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
- PETROVIETNAM
CCP. Khí tách bậc hai trên MSP-1, MSP-
6, MSP-8 và MSP-10 được đem đốt bỏ ThTC -1
(Hình 4).
ThTC -2 MSP -6
Nhằm tăng sản lượng khai thác MSP -7
và giảm lượng khí tách bậc hai bị đốt
bỏ trên các MSP phía Bắc mỏ Bạch Hổ, ThTC -3
Vietsovpetro đã nghiên cứu và áp dụng
vào thực tế công nghệ giảm áp suất MKS MSP -4 MSP -3
trong bình tách C-1 trên MSP-10 từ ngày
MSP -5
20/5/2017, bằng cách thay đổi các dòng
MSP -8
khí đến MKS và CCP (Hình 5).
Theo cách thay đổi này, việc đốt bỏ
BK-15
khí ở MSP-10 sẽ không thực hiện. Toàn
bộ khí MSP-10 và BK-15 với lưu lượng MSP -10
500 - 650 nghìn m3/ngày sẽ được đưa
MSP -9
đến MKS bằng đường ống khí thấp áp
MSP-10 → MSP-5 → MSP-3 → MSP-4.
Đồng thời trên MKS sẽ nhận khí của
MSP-6 và ThTC-1 với lưu lượng 350 nghìn
m3/ngày. Sản phẩm của MSP-7 và MSP-5
sẽ được vận chuyển ở dạng hỗn hợp khí
MSP -1 MSP -11
lỏng đến MSP-3, tại đây sẽ thực hiện 2 BK -7
BK -3
cấp tách. Khí tách bậc một của 3 giàn cố
định (MSP-7, MSP-5, MSP-3) được đưa
đến CCP bằng đường ống khí MSP-3 →
MSP-5 → CCP. CTP -2
CCP BK -1
Phương án thay đổi các dòng khí BK -2 BK -10
đến MKS và CCP có ưu điểm là không Hỗn hợp khí lỏng
phải đốt bỏ khí trên MSP-10 và MSP-6, Khí đến CCP
giảm áp suất trong bình tách C-1 trên
Khí đến MKS
MSP-10 và một ít trong bình C-1 trên
MSP-9. Tuy nhiên, phương án này làm Hình 5. Sơ đồ thu gom khí sau khi tối ưu hóa
tăng áp suất trong bình tách C-1 trên
MSP-4 từ 7atm lên 13atm, đồng thời
tăng đáng kể áp suất tách trên MSP-7, MSB-10 và BK-15
MSP-5, MSP-9 và MSP-11.
Áp suất trong bình tách cao áp (atm)
Trong trường hợp cần thiết để loại
Sản lượng dầu (tấn/ngày)
bỏ việc đốt khí trên MSP-6 thì sản phẩm Trước thực hiện tối ưu Sau thực hiện tối ưu
của MSP-4 có thể được vận chuyển ở
dạng hỗn hợp khí lỏng đến MSP-8, tại Áp suất cao nhất của bình tách cao áp
đây sẽ thực hiện 2 cấp tách. Sau đó, Áp suất thấp nhất của bình tách cao áp
Sản lượng dầu
khí tách bậc một của MSP-8 và MSP-4
sẽ được đưa đến CCP bằng đường ống
khí MSP-8 → MSP-9 → BK-2 → CCP. Tuy
nhiên, tại thời điểm đó, phương án này
1/5 11/5 21/5 31/5 10/6 20/6 30/6
không được áp dụng do không có việc
đốt bỏ khí trên MSP-6. Hình 6. Sự thay đổi áp suất trong bình tách cao áp và sản lượng khai thác trên MSP-10 và BK-15
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 27
- THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Các kết quả thử nghiệm của phương
1.900 án này được trình bày trong Hình 6, 7 và
MSP -3, 5, 7, 9, 10 + BK -15 Bảng 4.
1.800 Sản lượng dầu
Các kết quả thử nghiệm công nghệ tối
Sản lượng dầu (tấn/ngày)
ưu hóa các dòng khí của các MSP phía Bắc
1.700 mỏ Bạch Hổ cho thấy, khi giảm áp suất trên
MSP-10, BK-15 và MSP-9 và tăng áp suất
1.600
trên MSP-7, MSP-5 và MSP-3 do sự thay đổi
Trước thực hiện tối ưu Sau thực hiện tối ưu
các dòng khí, thì tổng sản lượng dầu khai
thác của MSP-3, 5, 7, 9, 10 và BK-15 tăng lên
1.500
63 tấn/ngày.
1.400 2.3. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm của
1/5 11/5 21/5 31/5 10/6 20/6 30/6 BK-14/BT-7, BK-16 và GTC-1
Hình 7. Tổng thay đổi sản lượng của các giàn MSP-3, 5, 7, 9, 10, BK-15 Theo sơ đồ vận chuyển hiện tại, sản
phẩm của các giàn nhẹ GTC-1 và BK-16
CTP-2
B К -2
được vận chuyển đến BK-14 ở dạng hỗn
UBN - 4 hợp khí lỏng. Sau đó, hỗn hợp khí lỏng của
VSP -01 BK-16 và GTC-1 được thực hiện tách khí sơ
Dầu CTK -3
bộ trong UPOG của BK-14 và được đưa về
Khí
BK-9 ở dạng dầu bão hòa khí. Hỗn hợp dầu
Hỗn hợp khí lỏng bão hòa khí đến BK-9 được hòa trộn với
BK -9 BK-14/BT-7
dầu của BK-9 ở dạng hỗn hợp khí lỏng và
sau đó được đưa đến CTK-3 để xử lý.
Dầu bão hòa khí Sản phẩm khai thác trên BK-14 được
BK -16 và GTC -1
vận chuyển đến CTK-3 ở dạng hỗn hợp khí
lỏng bằng đường ống BK-14 → CTK-3. Khí
BK-14 BT -7 tách ra trong UPOG của BK-14 được đưa
Hỗn hợp khí lỏng Hỗn hợp khí lỏng vào đường ống fast track đi qua BK-2 đến
BK-16 GTC -1 CCP.
Sơ đồ vận chuyển sản phẩm của GTC-1,
BK-16 GTC -1
BK-16, BK-14 và BK-9 đến CTK-3 được thể
hiện trong Hình 8.
Dầu
Dầu bão hòa khí Từ cuối tháng 10/2017, áp suất tăng
Hỗn hợp khí lỏng từ từ trên riser ở GTC-1 và BK-16, BK-14 và
Khí đồng thời tăng chênh áp trong đường ống
Hình 8. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm của GTC-1, BK-16, BK-14 và BK-9 đến CTK-3 BK-14 – BK-9 (Hình 9 - 11).
Bảng 4. Tóm tắt hiệu quả các biện pháp tối ưu hóa các dòng khí
Áp suất trung bình tại riser
Sản lượng dầu khai thác
đường dầu (trong bình tách Sự thay đổi Sự thay đổi sản lượng
Công trình trung bình (tấn/ngày)
cao áp) (bar) áp suất (bar) dầu khai thác (tấn/ngày)
Trước Sau Trước Sau
MSP-10 và BK-15 14,4 8,8 -5,6 959 1041 +82
MSP-9 13,4 12,4 -1 316 318 +2
MSP-7 11,5 21,1 +9,6 143 132 -11
MSP-5 7,9 19,6 +11,7 115 106 -9
MSP-3 13,6 16,6 +3 119 118 -1
Tổng 1.652 1.715 63
28 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
- PETROVIETNAM
Tăng dần chênh áp trong đường
ống là do sự hình thành từ từ các lắng 30 10
đọng của paraffin và các tạp chất cơ 29 Áp suất tại riser GTC -1 910
30
Áp suất của GTC -1 trên BK-14
học trong đường ống, dẫn đến giảm 28
29 Áp suất tại riser GTC -1 89
30 Chênh áp trên đường ống GTC-1-BK-14 10
không gian của đường ống và làm thay 27 Áp suất của GTC -1 trên BK-14 7
28 Áp suất tại riser GTC -1 89
áp (atm)
29
suất (atm)
đổi các thông số công nghệ. 26 Chênh áp trên đường ống GTC-1-BK-14
Áp suất của GTC -1 trên BK-14 6
27
28 78
áp (atm)
Áp(atm)
Công nghệ mới vận chuyển sản 25 Chênh áp trên đường ống GTC-1-BK-14 5
26 67
Chênh
27
áp (atm)
phẩm của BK-14/BT-7, BK-16 và GTC-1
Áp (atm)
24 4
suất
25
26 56
Chênh
đã được nghiên cứu nhằm giảm áp suất 23 3
Áp suất
24
25 45
trên riser của các đường ống. Theo đó,
Chênh
22 2
23
24 34
sản phẩm của GTC-1 ở dạng hỗn hợp 21 1
22
23 23
khí lỏng sẽ không đi vào UPOG của BK- 20 0
14, mà sẽ được hòa trộn với một phần 211/9
22 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 12
Thời gian
sản phẩm của BK-14. Sau đó hỗn hợp 20
21 01
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
được vận chuyển đến CTK-3 ở dạng hỗn Thời
20 Hình 9. Các thông số vận chuyển củagian
đường ống GTC-1 → BK-14 0
hợp khí lỏng bằng đường ống BK-14 → 1/9
27 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 10
Thời gian
Áp suất tại riser BK-16
CTK-3. Hỗn hợp sản phẩm của giàn nhẹ Áp suất của BK -16 trên BK-14 9
26
27 10
BK-16 và một phần sản phẩm của BK-14 Chênh
Áp suấtáptạitrên
riserđường
BK-16 ống BK-16 -BK-14 8
được tách khí sơ bộ trong UPOG của BK- 27 Áp suất của BK -16 trên BK-14 910
25
26 7
Áp suấtáp
tạitrên
riserđường
BK-16 ống BK-16 -BK-14
áp (atm)
Chênh 89
suất (atm)
14, sau đó được đi qua BK-9 đến CTK-3 Áp suất của BK -16 trên BK-14
26 6
24
25
ở dạng dầu bão hòa khí. Sơ đồ mới vận Chênh áp trên đường ống BK-16 -BK-14 78
áp (atm)
5
(atm)
Chênh
chuyển sản phẩm được trình bày trong 25
23 67
24
suấtÁp
4
áp (atm)
Hình 12.
Áp(atm)
56
ChênhChênh
24
22 3
23
Sản lượng khai thác dầu và áp suất 45
Áp suất
2
trên các riser vận chuyển sản phẩm của 21
23
22 3
14
BK-14, BK-16 và GTC-1 trước và sau khi 2
20
22
21 03
áp dụng công nghệ mới xử lý và vận 1/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 1
Thời gian 2
chuyển được trình bày trong Hình 13 - 21
20 0
15 và Bảng 5. 1/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 1
20 Thời gian 0
Sử dụng chế độ mới vận chuyển 241/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 10
sản phẩm của GTC-1 và BT-7 ở dạng 23 Hình 10. Áp
Các thông số vận
suất tại BK-Thời
riserchuyển của gian
14 đường ống BK-16 → BK-14 9
24 Áp suất của BK-14 trên BK-9 10
hỗn hợp khí lỏng đến CTK-3 theo 8
22
đường ống BK-14 → CTK-3 và sản phẩm 23
Chênh
Áp suấtáptạitrên BK- 14ống BK-14 -BK-9
riserđường 97
24 10
(atm)áp (atm)
suất (atm)
21 Áp suất của BK-14 trên BK-9 86
của BK-16 và BK-14 ở dạng dầu bão hòa Áp suấtáp
tạitrên
riserđường
BK- 14ống BK-14 -BK-9 9
22
23 Chênh
khí theo đường ống BK-14 → BK-9 → 20 Áp suất của BK-14 trên BK-9 75
8
Chênh
(atm)
CTK-3 đã làm giảm áp suất tại riser của 21
22 Chênh áp trên đường ống BK-14 -BK-9 64
suất Áp
19 7
áp
áp (atm)
GTC-1 xuống 4,5atm, tại riser của BK-16
Áp(atm)
20
21 53
ChênhChênh
6
xuống 1,8atm, tại riser của BK-16 xuống 18
42
Áp suất
19
20 5
2,3atm và tăng tổng sản lượng dầu khai 17 31
thác của các BK này lên 84 tấn/ngày. 18
19 4
16 20
3
3. Kết luận 171/9
18 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
1
Thời gian 2
16
17 0
Các giải pháp tối ưu hóa thu gom, 1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12 1
vận chuyển dầu và khí trên các mỏ của Thời gian
16 0
Vietsovpetro đã làm tăng sản lượng dầu 1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Thời gian
khai thác thông qua việc giảm áp suất
miệng giếng. Các công nghệ đã nghiên
Hình 11. Các thông số vận chuyển của đường ống BK-14 → BK-9
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 29
- Áp
15,0 300
Lưu lượng khai
Áp suất trên riser BK-14 đi BK-9
12,5 Áp suất trên riser BK- -3
250
Lưu lượng dầu khai thác ở BK-14
10,0 200
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
27,5 800
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
Bảng 5. Tóm tắt hiệu quả áp dụng công nghệ mới Công nghệ vận
25,0 chuyển mới 750
Áp suất trung bình tại riser
Sản lượng dầu khai thác
đường dầu (tronh bình tách Sự thay đổi áp 22,5 trung bình (tấn/ngày) Sự thay đổi sản700
lượng
Công trình
Áp suất (atm)
cao áp) (bar) suất (bar) Áp suất trên riser BK -16 dầu khai thác (tấn/ngày)
Trước Sau 20,0 TrướcLưu lượng dầu khai Sau
thác (tấn/ngày) 650
19,9 20,0 0,1
BK-14/BT-7 17,5 306,3 309,1 2,8 600
20,5 18,2 -2,3
BK-16 24,8 23,0 -1,8 15,0 589,0 630,0 41,0 550
GTC-1 26,5 22,0 -4,5 201,0 244,0 43,0
12,5 500
Tổng 84,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
CTP-2
30,0 450
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
Công nghệ vận
UBN-4 chuyển mới
VSP-01 27,5 400
Dầu CTK-3
Áp suất (atm)
25,0 350
Khí
Hỗn hợp khí lỏng 22,5 Áp suất tại riser GTC -1 300
BK-9 GTC-1 và BT-7 Sản lượng dầu khai thác của GTC-1
20,0 250
Dầu 17,5 200
Dầu bão hòa khí
BK-16 và BK-14 Dầu bão hòa khí
15,0 150
Hỗn hợp khí lỏng 1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
BK-14 BT-7 Khí
Hỗn hợp khí Hình 15. Áp suất và sản lượng khai thác trên GTC-1
lỏng BK-16 Hỗn hợp khí lỏng
GTC -1 cứu được áp dụng trên các mỏ của Vietsovpetro và đem
GTC-1 lại hiệu quả kinh tế cao từ lượng dầu khai thác thêm.
BK-16
Hình 12. Sơ đồ vận chuyển mới Tài liệu tham khảo
25,0 500 [1]. Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, А.Г.Ахмадеев, Ле
(tấn/ngày)
25,0 Công nghệ vận
500 Динь Хое, и Ю.Д.Макаров, «Опыт пуска и эксплуатации
(tấn/ngày)
22,5 chuyển mới 450
Công nghệ vận
22,5 chuyển mới 450
трубопроводов с низкой производительностью,
(atm)
20,0 400 перекачивающих высокопарафинистые нефти»,
dầudầu
(atm)
20,0 400
17,5 350 Матер, конференции «СП «Вьетсовпетро» - 30 лет
Áp suất
thácthác
17,5 350 создания и развития», Вунг Тау, 2011, c. 86 - 94.
Áp suất
15,0 300
khaikhai
15,0 Áp suất trên riser BK-14 đi BK-9 300 [2]. А.Г.Ахмадеев, Тонг Кань Шон, и
lượng
12,5 Áp suất trên riser BK- -3
250
Áp suất trên riser BK-14 đi BK-9
С.А.Иванов, «Комплексный подход к обеспечению
lượng
12,5 Lưu lượng dầu khai thác ở BK-14
Áp suất trên riser BK- -3
250
10,0 200
LưuLưu
1/2 11/2
Lưu21/2
lượng dầu3/3 13/3
2/4 12/4 22/4
khai thác ở BK-1423/3 транспортировки высокопарафинистых нефтей
10,0 200
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 шельфовых месторождений», Нефтяное хозяйство,
Hình 13. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-14
c. 100 - 103, 2015.
27,5 800
(tấn/ngày)
Công nghệ vận
27,5 800 [3]. Ты Тхань Нгиа, Е.В.Крупенко, А.Н.Иванов,
(tấn/ngày)
25,0 chuyển mới 750
Công nghệ vận
25,0 chuyển mới 750 Е.Н.Грищенко, и А.Г.Ахмадеев, «Оптимизация добычи
22,5 700
и сбора мультифазной продукции нефтяных скважин
(atm)
thácthác
22,5 Áp suất trên riser BK -16 700
(atm)
20,0 650 на шельфовых месторождениях» (на примере
khaikhai
Lưu lượng
trêndầu
riserkhai
BK thác
-16 (tấn/ngày)
Áp suất
Áp suất
20,0 Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày) 650 месторождений СП «Вьетсовпетро»), Тезисы докладов
Áp suất
17,5 600
dầudầu
17,5 600 научной конференции по 35-летнему юбилею создания
lượng
15,0 550
СП «Вьетсовпетро», Вунг Тау, 2016, с. 25.
lượng
15,0 550
LưuLưu
12,5 500
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 [4]. Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон,
12,5 500
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 А.Г.Ахмадеев, и Ле Динь Хое, «Безопасный транспорт
Hình 14. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-16 высокопарафинистых нефтей морских месторождений
30,0 450
(tấn/ngày)
30,0 Công nghệ vận 450
(tấn/ngày)
27,5 chuyển mới 400
30 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 Công nghệ vận
27,5 chuyển mới 400
(atm)
25,0 350
cthác
)
25,0 350
- PETROVIETNAM
в условиях низкой производительности», Материалов Хан, Ле Хыу Тоан, Нгуен Хоай Ву, и А.И.Михайлов,
10-го Петербургского Международного форума ТЭК - «Оптимизация безнасосного транспорта продукции
Санкт-Петербург, 2010, c. 154 - 157. скважин в условиях морской нефтедобычи», Нефтяное
хозяйство, 11, c. 140 - 142, 2017.
[5]. А.Г.Ахмадеев, Фам Тхань Винь, Буй Чонг
OPTIMISATION AND IMPROVEMENT OF THE OPERATIONAL EFFICIENCY
OF OIL AND GAS COLLECTION AND TRANSPORT SYSTEM AT
VIETSOVPETRO’S FIELDS
Tran Le Phuong, Pham Thanh Vinh, A.G Axmadev, Tong Canh Son, Chau Nhat Bang, Nguyen Huu Nhan, Doan Tien Lu
Tran Thi Thanh Huyen, Le Thi Doan Trang, Do Duong Phuong Thao, Phan Duc Tuan
Vietsovpetro
Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn
Summary
Oil and gas collection and transportation system is a complex of equipment and technological system which enables production
activities to be conducted continuously and safely with a high reliability. During the production process, the oil and gas collection and
transportation system at Vietsovpetro’s oil fields has seen insufficient pipeline capacity, increased differential pressure, high wellhead
pressure, and oil production losses when connecting with new production facilities or repairing the pipelines.
The article analyses the factors affecting the operation of the oil and gas collection and transportation system, based on which
proposing technological solution for optimisation of oil and gas transportation on offshore installations at Vietsovpetro’s oild fields to
increase production output.
Key words: Oil and gas collection and transportation, pipeline, wellhead pressure, Cuu Long basin.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 31
nguon tai.lieu . vn
