Solutions to gather and transport crude oil from Dai Hung Nam wellhead platform (WHP-DHN) to FPU DH-01 platform at Dai Hung Oil Field

Journal of Mining and Earth Sciences Vol. 61, Issue 1 (2020) 61 - 71

61

Solutions to gather and transport crude oil from Dai Hung Nam

wellhead platform (WHP-DHN) to FPU DH-01 platform at Dai

Hung Oil Field

Thinh Van Nguyen ^1,*, Dong Van Tang ², Duyen Quang Le ¹, Vinh The Nguyen ¹

¹Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam

²Dai Hung Oilfield,PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP), Vietnam

ARTICLE INFO

ABSTRACT

Article history:

Dai Hung is an oilfield which lies at a deep water. The field is located in the

Northeast of Nam Con Son basin in block block 05-1a. The total productions

explored at Dai Hung in April 30, 2018 reached 56.7 million barrels,

corresponding to 13% of the average recovery coefficient of the oil field. The

success of drilling wells for the development of Phase II (WHP-DH2) has

proved that oil and gas exploitation in areas without drilling wells at Dai

Hung oi field is potential. At present, PetroVietnam Exploration Production

Corporation (PVEP) keeps undertaking activities on drilling exploration

wells at Dai Hung Nam zone with positive results. This fact requires the

construction of the offshore platform at this area for oil and gas exploitation

activities. Therefore, Dai Hung Nam wellhead platform (WHP-DHN) will be

built in this area and its exploited products will be transported to DH-01

platform by subsea pipelines. In order to transport exploited products

safety, a research on flow assurance is required to consider and evaluate

possibilities that may have effect on transportation process. The paper

presents the results of research on hydraulic calculations for subsea

pipelines to transport exploited products from WHP-DHN to DH-01

platform by taking advantage of experimental equations and using the

software with the data obtained at this Oil Field. The results of the research

will be the basic which helps to select the appropriate solutions to improve

the transportation of exploited productions by subsea pipelines at WHP-

DHN in the future stage.

Received 12^thNov 2019

Accepted 26^thJan. 2020

Available online 28^thFeb. 2020

Keywords:

Flow assurance,

Oil and gas transportation

pipelines,

Dai Hung oil field.

_____________________

^*Corresponding author

E-mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn

DOI: 10.46326/JMES.2020.61(1).07

62

Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 61, Kỳ 1 (2020) 61 - 71

Nghiên cứu giải pháp thu gom vận chuyển dầu từ giàn Đại Hùng

Nam (WHP - DHN) về giàn FPU DH - 01 mỏ Đại Hùng

Nguyễn Văn Thịnh ^1,*, Tăng Văn Đồng ², Lê Quang Duyến ¹, Nguyễn Thế Vinh ¹

¹Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam

²Mỏ Đại Hùng,Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Việt Nam

THÔNG TIN BÀI BÁO

TÓM TẮT

Quá trình:

Đại Hùng là một mỏ dầu khí nằm ở vùng nước sâu, phía Đông Bắc bồn trũng

Nam Côn Sơn, thuộc Lô 05 - 1a. Tính đến thời điểm 30/04/2018, tổng sản

lượng dầu khai thác toàn mỏ đạt 56,7 triệu thùng, tương ứng với 13% hệ số

thu hồi trung bình toàn mỏ. Thành công từ các giếng khoan phát triển mỏ Pha

II (WHP - DH2) đã khẳng định tiềm năng dầu khí trong khu vực mỏ Đại Hùng

ở những khối chưa có giếng khoan là rất khả quan. Hiện nay Tổng công ty

Thăm dò Khai thác dầu khí đang tiếp tục cho tiến hành phát triển các hoạt

động khoan giếng thăm dò cụm cấu tạo Đại Hùng Nam và đã cho kết quả rất

khả quan. Do đó, việc xây dựng các công trình thuộc khu vực này để phục vụ

hoạt động khai thác dầu khí là rất cần thiết, giàn Đại Hùng Nam (WHP - DHN)

sẽ được xây dựng trên khu vực này. Sản phẩm khai thác sẽ được vận chuyển

về giàn Đại Hùng - 01 (ĐH - 01) bằng đường ống ngầm. Để quá trình vận

chuyển sản phẩm đảm bảo an toàn cần có các nghiên cứu đảm bảo dòng chảy

để xem xét đánh giá, dự đoán các khả năng có thể xảy ra làm ảnh hưởng đến

quá trình vận chuyển. Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu về các tính

toán thủy lực cho tuyến đường ống thu gom, vận chuyển sản phẩm từ giàn

WHP - DHN về giàn ĐH - 01 dựa trên các phương trình thực nghiệm và sử

dụng phần mềm mô phỏng từ số liệu thực tế. Kết quả nghiên cứu sẽ là cơ sở để

lựa chọn phương án tối ưu cho quá trình vận chuyển sản phẩm tại khu vực

Đại Hùng Nam trong giai đoạn hiện nay.

Nhận bài 12/11/2019

Chấp nhận 26/01/2020

Đăng online 28/02/2020

Từ khóa:

Đảm bảo dòng chảy,

Đường ống vận chuyển

dầu,

Mỏ Đại Hùng.

Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP). Hệ

thống thiết bị khai thác sớm của mỏ Đại Hùng bao

1. Mở đầu

Mỏ dầu khí Đại Hùng nằm ở phía Đông Bắc bồn

trũng Nam Côn Sơn, thuộc lô 05 - 1a. Hiện nay mỏ

Đại Hùng (DH) đang được điều hành bởi Tổng

gồm hệ thống sản xuất nổi FPU (Floating

Productions Unit) và hệ thống tàu chứa FSO - Phao

CALM. Các giếng được hoàn thiện là giếng ngầm,

dầu khai thác từ các đầu giếng ngầm chảy theo hệ

thống ống mềm, qua phao ngầm về phía mạn phải

giàn FPU DH - 01. Sau khi dầu qua hệ thống xử lý

được bơm qua hai đường ống xuất ngầm dưới

biển sang phao CALM và từ phao CALM theo

_____________________

^*Tác giả liên hệ

E - mail: nguyenvanthinh@humg. edu. vn

DOI: 10.46326/JMES.2020.61(1).07

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

63

đường ống xuất nổi sang tàu chứa FSO (Nguyễn

Văn Thịnh et al., 2018). Hiện nay mỏ Đại Hùng đã

đi vào khai thác được 25 năm, sản lượng khai thác

đang trong giai đoạn suy giảm, một số giếng phải

đóng, số còn lại chỉ khai thác theo chu kỳ. Trước

những khó khăn đó, để có thể tiếp tục duy trì hoạt

động dầu khí tại mỏ Đại Hùng, cần phải tiến hành

các nghiên cứu chi tiết hơn về mô hình địa chất mỏ

Đại Hùng, làm cơ sở cho việc phát triển mở rộng

Mỏ. Dựa trên các kết quả nghiên cứu bổ sung này,

mỏ Đại Hùng đã được phê duyệt để mở rộng về

khu vực phía Nam. Theo đó, trong giai đoạn 2 của

mỏ, giàn đầu giếng WHP - DH2 (nằm cách giàn

FPU DH - 01khoảng 5km về phía Tây Nam), đã

được đưa vào vận hành 08/2011 với lưu lượng

dầu ban đầu đạt 5.000 thùng/ngày sau đó tăng lên

và được duy trì ổn định ở mức 9.000 thùng/ngày.

Sản phẩm từ giàn WHP - DH2 được vận chuyển về

giàn FPU DH - 01 thông qua đường ống ngầm

đường kính 6 inchs. Đến tháng 12/2015 đã chính

thức kết nối đường ống thu gom khí từ giàn WHP

- DH2 vào đường ống qua giàn BK - Thiên Ưng về

giàn xử lý trung tâm (CPP2) mỏ Bạch Hổ. Tổng sản

lượng khai thác tích lũy từ giàn FPU DH - 01 đến

thời điểm 30/04/2018 là 39,80 triệu thùng dầu,

tương ứng với hệ số thu hồi 15,5%. Tổng sản

lượng khai thác tích lũy từ giàn WHP - DH2 đến

thời điểm 30/04/2018 là 16,90 triệu thùng dầu,

tương ứng với hệ số thu hồi 9,1%. Tính đến thời

điểm 30/04/2018, tổng sản lượng dầu khai thác

toàn mỏ DH đạt 56,7 triệu thùng, tương ứng với

hệ số thu hồi trung bình toàn mỏ đạt gần 13%

(Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, 2017,

2019).

Từ thành công các giếng khoan phát triển mỏ

giai đoạn 2 (WHP - DH2) đã khẳng định tiềm năng

dầu khí trong khu vực mỏ Đại Hùng ở những khối

chưa có giếng khoan là rất khả quan. Ngoài ra,

tham khảo kết quả từ các giếng khoan trong các Lô

lân cận như Lô 4 - 3 của Liên doanh Việt - Nga

(Vietsovpetro) và Lô 05.1b&c của Idemitsu cho

thấy tiềm năng trên toàn bộ vùng mỏ Đại Hùng có

nhiều triển vọng, cần được quan tâm khai thác.

Trên cơ sở đó, Tổng Công ty PVEP đã tiến hành

khoan giếng thăm dò DHN - 1N trên khối A7.1

thuộc cụm cấu tạo Đại Hùng Nam (DHN). Dựa trên

các kết quả thăm dò, thẩm lượng cho thấy, cấu tạo

DHN đang được xem xét để có thể sớm phát triển

đưa vào khai thác cùng với khu vực đang khai thác

mỏ Đại Hùng. Hiện nay việc phát triển DHN đang

có rất nhiều phương án, một trong số là việc lắp

đặt giàn WHP - DHN là giàn không người ở, vận

hành từ giàn FPU DH - 01, trên giàn có cụm thu

gom dòng và bình tách cấp 1.

Giàn được lắp đặt cố định trên “Existing

drilling template” hạn chế đến mức tối đa sự tiếp

cận của những thiết bị và phương tiện bên ngoài.

Nguồn năng lương, điều khiển được cung cấp và

vận hành từ giàn FPU DH - 01bằng đường cáp

ngầm (Hình 1).

Hình 1. Sơ đồ phát triển giàn WHP - DHN mỏ Đại Hùng (Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, 2019).

64

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

Trên WHP - DHN sản phẩm khai thác dự kiến lượng thấp nhất đảm bảo an toàn cho đường ống

18.000 thùng/ngày đêm từ các giếng sẽ được

tách khí sơ bộ trong bình tách cao áp (HHP

separator) dầu bão hoà khí sẽ được vận chuyển

bằng áp suất bình tách (không dùng máy bơm) về

giàn khai thác FPU DH - 01 để tiếp tục xử lý. Khí

tách ra trong bình tách cao áp trên WHP - DHN sẽ

được đưa sang WHP - DH2 để xuất đưa về bờ. Dự

định trong giai đoạn đầu khí sẽ được đưa cùng

dầu về giàn FPU DH - 01 để sử dụng chạy máy

phát điện. Chất lỏng sau khi tách trong bình cao

áp dưới dạng bão hoà khí sẽ được vận chuyển

dưới áp suất bình tách về FPU DH - 01 bằng

đường ống ngầm nối từ giàn đầu giếng WHP -

DHN vắt qua phao trung gian mạn sau lên đến

giàn FPU DH - 01. Trên FPU DH - 01, dầu bão hoà

khí từ WHP - DHN cùng với hỗn hợp dầu khí khai

thác trên các giếng ngầm xung quanh FPU sẽ

được tách khí và tách nước sơ bộ trong các bình

tách ba pha. Dầu sau khi tách khí và tách nước sơ

bộ sẽ được bơm từ giàn FPU DH - 01 qua cụm

phao CALM bằng hai đường ống mềm xuất dầu

6inch tới tàu chứa. Khí tách ra trên FPU DH - 01

sẽ được sử dụng để chạy máy phát phần còn lại

sẽ chuyển sang hệ thống xuất khí (dự định phát

triển trong tương lai) hoặc đốt bỏ tại đuốc trên

giàn.

khi vận chuyển ổn định (Steady State Flow);

Đánh giá sự tích tụ chất lỏng trong đường ống

do địa hình (Terrain Slugging) với các kịch bản

sản lượng khác nhau.

2.1. Tính chất đặc thù của dầu ở mỏ Đại Hùng

Nam

Dầu thô khai thác tại các mỏ ở thềm lục địa

Việt Nam nói chung có hàm lượng paraffin và độ

nhớt tương đối cao, làm ảnh hưởng đến quá trình

thu gom, vận chuyển sản phẩm (Nguyễn Thúc

Kháng et al., 2016). Khi hàm lượng paraffin trong

dầu cao cùng với điều kiện nhiệt độ thấp sẽ làm

cho dầu trở nên kém linh động, gây khó khăn cho

quá trình vận chuyển trong đường ống (Aiyejna

et al., 2011; Burger et al., 1981). Dầu thô khai thác

ở khu vực DHN có hàm lượng paraffin và độ nhớt

cao, nhiệt độ đông đặc của dầu là 30⁰C, trong khi

đó nhiệt độ thấp nhất của vùng cận đáy biển

quanh đường ống dao động từ 12÷18⁰C tùy theo

mùa. Như vậy trong quá trình dừng dòng chảy,

nguy cơ dầu đông đặc trong đường ống là rất cao.

Nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin (Wax

Apearance Temparature, WAT), được xác định ở

mức 38,3°C. Một trong những cơ sở dữ liệu quan

trọng để mô hình hoá các quá trình nhiệt thủy

động lực học trong đường ống cũng như quá

trình tách khí trong bình tách là thành phần cấu

tử của dầu vỉa. Dựa trên dữ liệu thu thập được, có

thể tóm tắt một số tính chất lý - hoá của dầu khai

thác tại mỏ DHN như sau: Nhiệt độ đông đặc:

30^oC; Nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin:

38.3^oC; Nhiệt độ sản phẩm trên miệng giếng khai

thác: 50 - 70^oC. Thành phần, tính chất đặc trưng

của dầu ở mỏ Đại Hùng Nam được thể hiện thông

qua Bảng 1 và giản đồ pha tại Hình 2.

2. Mô hình hóa và đề xuất giải pháp đảm bảo

dòng chảy trong đường ống vận chuyển dầu

từ giàn WHP - DHN về giàn FPU DH - 01

Quá trình nghiên cứu đảm bảo dòng chảy cần

phải xem xét đánh giá, dự đoán các khả năng có

thể xảy ra trong quá trình vận chuyển với các

điều kiện khác nhau phù hợp với hệ thống hiện

hữu, để chọn lựa các thông số tối ưu và kinh tế

nhất nhằm đảm bảo quá trình vận chuyển an

toàn cho hệ thống thiết bị. Để vận chuyển dầu từ

WHP - DHN về giàn FPU DH - 01 cần tính toán

chọn lựa phương án kết nối, đường kính ống vận

chuyển, nghiên cứu đảm bảo dòng chảy phù hợp

với các kịch bản sản lượng khai thác từ giàn đầu

giếng WHP - DHN, cụ thể như sau:

Tính toán, xác định đường kính tối ưu để vận

chuyển dầu với lưu lượng lớn nhất, đảm bảo các

thông số áp suất, nhiệt độ đầu vào/ đầu ra nằm

trong giới hạn thiết kế của thiết bị khi vận chuyển

ổn định (Steady State Flow);

2.2. Mô hình hóa đường ống ngầm vận chuyển

dầu từ WHP - DHN về giàn ĐH - 01

Tuyến ống vận chuyển sản phẩm bão hoà khí

từ giàn WHP - DHN về FPU DH - 01 có tổng chiều

dài 8800m được đặt trên nền cát của đáy biển,

chiều sâu của nước biển khu vực này trung bình

vào khoảng 110 m. Trên cơ sở các số liệu khảo sát

địa hình tuyến đường ống WHP - DHN về FPU DH

- 01, profile tuyến ống WHP - DHN cũng có dạng

như Hình 3.

Tính toán xác định chiều dày tối thiểu lớp cách

nhiệt của đường ống dẫn dầu với trường hợp sản

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

65

Bảng 1. Thành phần dầu tại mỏ Đại Hùng Nam (Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, 2019).

TT

1

2

3

4

5

6

7

8

19

10

11

12

13

Thành phần

N2

Mol (%)

0,107

1,922

47,041

6,657

4,656

1,305

1,828

0,924

0,702

3,042

5,245

2,889

23,682

Mol (wt)

28,014

44,01

16,043

30,07

44,097

58,124

72,151

86,178

96

Mật độ chất lưu (g/cm³)

-

CO2

C1

C2

C3

iC4

nC4

iC5

nC5

C6

0,664

0,738

0,765

0,835

C7

C8

C9⁺

107

212,0842

Hình 2. Giản đồ pha dầu khí tại mỏ Đại Hùng Nam.

Hình 3. Hình dạng tuyến đường ống vận chuyển sản phẩm từ WHP - DHN về DH - 01.

66

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

đường kính ống nhỏ nhất đảm bảo: Áp suất đầu

vào tại WHP - DH2 ≤ 25bar; Nhiệt độ về đến FPU

DH - 01 ≥38^oC. Kết quả chạy mô hình hóa được chỉ

ra trong Bảng 3.

Dựa vào các kết quả trong Bảng 3 cho thấy,

đường kính tối ưu nhất (nhỏ nhất) được chọn thỏa

mãn áp suất tại đầu vào tại WHP - DHN ≤ 25bar có

kích thước 12inch, tương ứng với đường kính

trong là 288,84 mm.

2.2.1.. Xác định đường kính trong của đường ống

Trong phần này, bài báo trình bày các nghiên

cứu nhằm tính toán, lựa chọn đường kính trong và

chiều dày lớp cách nhiệt của đường ống dẫn dầu

phù hợp nhất cho 2 trường hợp sản lượng lớn

nhất và nhỏ nhất (khi suy giảm sản lượng), các

thông số lựa chọn phải đảm bảo các yêu cầu:

Đường kính nhỏ nhất đảm bảo vận chuyển lưu

lượng dầu mong muốn lớn nhất (18.000

thùng/ngđ), với tỉ số dầu khí GOR=1.000

SCF/STB; Chiều dày lớp cách nhiệt nhỏ nhất đảm

bảo nhiệt độ dầu tại đầu nhận cao hơn nhiệt độ

hình thành paraffin khi suy giảm sản lượng (8.000

thùng/ngđ); Đánh giá áp suất đầu vào với các tỷ số

khí/ dầu khác nhau. Mô hình mô phỏng với 2

trường hợp lưu lượng 8.000 thùng/ngđ (khi suy

giảm sản lượng) và 18.000 thùng/ngđ ở chế độ

dòng chảy ổn định (Steady State). Trên cơ sở đó,

các thông số đầu vào được lựa chọn như Bảng 2.

Chiều dày lớp cách nhiệt ban đầu để chạy mô

hình: 35 mm; Tỷ số khí dầu của dầu bão hòa từ

WHP - DHN là 1.000 SCF/STB (tương đương 178

sm³/sm³) cho trường hợp đưa phần lớn khí về

giàn FPU DH - 01. Yêu cầu cần tính toán lựa chọn

2.2.2. Xác định chiều dày lớp bọc cách nhiệt của

đường ống

Sau khi chọn lựa được kích thước đường ống,

bước tiếp theo cần xác định chiều dày lớp cách

nhiệt để đảm bảo dầu không bị đóng paraffin

trong đường ống do nhiệt độ xuống thấp bởi tác

động của nhiệt độ môi trường biển. Lưu lượng để

chạy mô hình là lưu lượng thấp nhất tương ứng

với giai đoạn giảm sản lượng là 8.000 thùng/ngđ.

Tiến hành chạy mô phỏng bằng phần mềm

PIPESIM với các chiều dày lớp cách nhiệt lần

lượng là 35 mm, 45 mm và 55 mm, 65 mm và 75

mm. Kết quả chạy mô hình hóa được chỉ ra trong

Bảng 4.

Bảng 2. Các thông số đầu vào của chương trình.

Đường kính Độ

TT trong của nhám

ống ( mm) ( mm)

Nhiệt độ đầu Áp suất lớn nhất Áp suất tối Tổn thất Hệ số truyền

Lưu lượng

(thùng/ngđ)

vào trên WHP - tại đầu vào trên thiểu tại áp suất

nhiệt

(W/m.⁰C)

DHN (°C)

WHP - DHN (bar) DH1 (bar) (bar)

1

2

3

4

193,7

242,82

288,84

317,597

0,028

18.000

60

25 11 0,5

0,135

Bảng 3. Kết quả chạy mô phỏng với các kích thước đường ống khác nhau.

TT Đường kính

trong của ống

(mm)

Áp suất tại WHP - DHN Nhiệt độ tại WHP - Áp suất tại FPU DH - Nhiệt độ tại FPU

(bar)

DHN (^oC)

01 (bar)

DH - 01 (^oC)

1

2

3

4

193,7

242,82

288,84

317,597

46,5

28

20,5

17,7

60

11,5

41,16

41,05

40,35

39,7

Bảng 4. Kết quả tính toán nhiệt độ với các chiều dày lớp cách nhiệt khác nhau.

TT Chiều dày cách nhiệt ( mm) Nhiệt độ vào (⁰C) Nhiệt độ ra (⁰C) Áp suất vào (bar) Áp suất ra (bar)

1

2

3

4

5

35

45

55

65

75

60

28.8

32.5

35.4

37.5

39.4

14.8

14.75

11.49

11.56

11.54

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

67

Từ bảng tổng hợp ở trên (Bảng 4) có thể thấy

để vận chuyển dầu từ WHP - DHN về FPU DH - 01

trong trường hợp suy giảm sản lượng (8000

thùng/ngđ) đảm bảo nhiệt độ dầu ≥ 38^oC thì chiều

dày lớp cách nhiệt tối thiểu là 65 mm.

vận chuyển dọc trong đường ống.

2.3.1. Tương quan giữa áp suất và nhiệt độ

- Trường hợp lưu lượng 8.000 thùng/ngđ

(Hình 4).

- Trường hợp lưu lượng 10.000 thùng/ngđ

(Hình 5).

- Trường hợp lưu lượng 12.000 thùng/ngđ

(Hình 6).

- Trường hợp lưu lượng 14.000 thùng/ngđ

(Hình 7).

- Trường hợp lưu lượng 16.000 thùng/ngđ

(Hình 8).

- Trường hợp lưu lượng 18.000 thùng/ngđ

(Hình 9).

2.3. Đánh giá hiện tượng tạo slug theo địa

hình và mức độ tác động đến các thông số vận

chuyển dầu trong đường ống

Trong quá trình di chuyển trong ống do thay

đổi địa hình đặc biệt tại các đoạn ống đứng. Với các

kịch bản được đưa ra về sản lượng là: 8.000,

10.000, 12.000, 14.000, 16.000, 18.000

thùng/ngđ. Trong phần này sẽ đánh giá tác động

của địa hình đến các thông số liên quan quá trình

Hình 4. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 8.000 thùng/ngđ.

Hình 5. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 10.000 thùng/ngđ.

68

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

Hình 6. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 12.000 thùng/ngđ

Hình 7. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 14.000 thùng/ngđ.

Hình 8. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 16.000 thùng/ngđ.

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

69

Hình 9. Biến thiên áp suất và nhiệt độ trong 24 giờ với sản lượng 18.000 thùng/ngđ.

Nhiệt độ sản phẩm tại bình tách trên giàn DHN

dự kiến là 60^°C, nhiệt độ nước tại đáy biển là 16^oC

- 18^oC, nhiệt độ không khí là 26^oC. Với điều kiện ở

trên và hệ số cách nhiệt và chiều dày lớp cách

nhiệt đã chọn, nhiệt độ tại đầu nhận của DH1 là

29.4^oC. Các thông số về nhiệt độ và áp suất theo

các kịch bản khác nhau được trình bày như trong

Bảng 5.

là 12inch, tổng chiều dài 8.800m. Chiều dày lớp

cách nhiệt đảm bảo từ 65mm trở lên (hệ số cách

nhiệt 0,135 W/m - °C) để đảm bảo khả năng an

toàn trong quá trình vận chuyển dầu từ WHP -

DHN về DH1, ngay cả trong trường hợp sản lượng

giảm xuống mức 8.000 thùng/ngđ. Lưu lượng vận

chuyển thấp thì tổn hao áp suất trung bình trong

quá trình vận chuyển cũng thấp. Tuy nhiên biên

độ dao động áp suất là rất lớn, thông số làm việc

của hệ thống không ổn định, ảnh hưởng xấu đến

hệ thống công nghệ. Lưu lượng càng thấp thì tổn

thất nhiệt độ càng lớn trong cùng đường kính ống

vận chuyển (Bảng 5). Sự ổn định của dòng chảy

phụ thuộc nhiều vào địa hình đặc biệt là tại các ống

đứng khi lưu lượng thấp, trong trường hợp này là

dưới 8.000 thùng/ngđ. Để cải thiện dòng chảy

trong quá trình vận chuyển với lưu lượng thấp

(trong giai đoạn First Oil), nhằm hạn chế ảnh

hưởng xấu đến hệ thống thiết bị có thể áp dụng các

biện pháp sau: Điều chỉnh tiết diện đầu cuối

đường ống (Topside Choking); Bơm bổ sung thêm

nước tại đầu vào để gia tăng lưu lượng và vận tốc

của chất lưu… Trong trường hợp này cần phải

bơm thêm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc để

chống paraffin trong đường ống.

2.3.2. Tương quan vận tốc chất lỏng dọc thành ống

tùy theo địa hình

Các kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng vận tốc chất

lỏng liên tục thay đổi theo địa hình của đường ống,

thậm chí xảy ra hiện tượng chất lỏng bị rơi do tác

động của lực trọng trường khi di chuyển trong

đoạn ống đứng với lưu lượng 8.000 và 10.000

thùng/ngđ. Chất lỏng trong ống di chuyển với vận

tốc cao nhất trên đường ống đứng tại giàn WHP -

DHN hướng xuống đáy biển. Vận tốc dòng chảy

thấp nhất tại đường ống đứng phía đầu nhận trên

giàn FPU DH - 01. Vận tốc trung bình trong các

kịch bản sản lượng trên đều >1, dòng chảy không

bị gián đoạn. Chi tiết về các kết quả nghiên cứu

được thể hiện như trong Bảng 6.

2.4. Thảo luận kết quả

3. Kết luận

Từ kết quả chạy mô hình tính toán đường kính

ống, chiều dày lớp cách nhiệt và kết quả tính toán

nhiệt thuỷ lực đường ống vận chuyển dầu dưới

dạng bão hòa khí từ WHP - DHN về giàn FPU DH -

01, ta nhận thấy rằng: Đường kính tối ưu để đảm

bảo vận chuyển 18000 thùng dầu/ngđ với GOR

1.000 SCF/STB từ WHP - DHN về giàn FPU DH - 01

Tuyến đường ống kết nối giàn WHP - DHN về

giàn FPU DH - 01 đang trong quá trình xây dựng

kế hoạch phát triển. Nghiên cứu đảm bảo dòng

chảy để tìm ra giải pháp tối ưu cho quá trình thu

gom vận chuyển sản phẩm là thực sự cần thiết và

có ý nghĩa khoa học, đáp ứng yêu cầu của thực tế

70

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

Bảng 5. Tổng hợp thông số áp suất, nhiệt độ theo các kịch bản sản lượng.

Lưu lượng Áp suất tại Áp suất tại FPU Nhiệt độ tại Nhiệt độ tại FPU Tổn thất áp Tổn thất

TT

(thùng/ ngđ) DHN (bar) DH - 01 (bar) DHN (⁰C)

DH - 01 (⁰C) suất (bar) nhiệt độ (⁰C)

1

2

3

4

5

6

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

16,19

16,24

16,62

17,54

18,50

19,66

11,50

11,51

59,64

59,70

59,75

59,78

59,80

59,82

40,36

43,24

45,26

46,64

47,66

48,40

4,69

4,74

5,11

6,03

6,99

8,14

19,28

16,47

14,49

13,14

12,14

11,42

Bảng 6. Vận tốc dòng chảy trong ống theo các kịch bản lưu lượng khác nhau.

Lưu lượng vận chuyển (thùng/ngđ)

TT Vận tốc dòng chảy trung bình (m/s)

8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000

1

2

3

4

Cao nhất

Thấp nhất

7,48

0,72

1,04

Có

7,99

1,02

1,50

Có

8,43

1,32

8,81

1,64

2,58

9,06

1,97

3,16

8,05

2,24

Tại DH1

2,02

3,63

Hiện tượng drop

Không

Không Không

Không

hiện nay về khai thác dầu tại khu vực mỏ Đại Hùng.

Các kết quả nghiên cứu đã chỉ ra rằng dầu khai

thác tại khu vực DHN là dầu có hàm lượng paraffin

và độ nhớt cao, nhiệt độ đông đặc của dầu là 30°C.

Nhiệt độ bắt đầu kết tinh của paraffin (Wax

Apearance Temparature, WAT), được xác định ở

mức 38,3°C. Chính vì vậy trong trường hợp

shutdown hệ thống, nguy cơ dầu đông đặc trong

đường ống là rất cao.

DHN về FPU DH - 01, thậm chí ngay cả khi sản

lượng giảm xuống mức 8.000 thùng/ngđ, chiều

dày lớp cách nhiệt tối thiểu là 65mm (hệ số cách

nhiệt 0,135 W/m - °C). Với chiều dày tối thiểu như

vậy, dòng sản phẩm về tới giàn FPU DH1 có nhiệt

độ luôn đạt mức cao hơn nhiệt độ bắt đầu kết tinh

của paraffin.

Tài liệu tham khảo

Trong quá trình khai thác, khi lưu lượng giảm

xuống mức dưới 8000 thùng/ngđ cần phải kết

hợp giải pháp về bơm thêm hóa phẩm giảm nhiệt

độ đông đặc để chống paraffin trong đường ống.

Với chế độ khai thác 18000 thùng dầu/ngđ, đường

kính tối ưu nhất được lựa chọn thỏa mãn áp suất

tại đầu vào tại WHP - DHN ≤ 25bar có kích thước

12inch. Trong quá trình vận chuyển, có thể xuất

hiện hiện tượng chất lỏng bị rơi do tác động của

trọng lực khi di chuyển trong đoạn ống đứng đối

với trường hợp lưu lượng 8.000 và 10.000

thùng/ngđ. Chất lỏng trong ống di chuyển với vận

tốc cao nhất tại đường ống đứng tại giàn WHP -

DHN hướng xuống đáy biển. Vận tốc dòng chảy

thấp nhất tại đường ống đứng phía đầu nhận trên

giàn FPU DH - 01. Ngoài ra, để đảm bảo khả năng

an toàn trong quá trình vận chuyển dầu từ WHP -

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, 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.

1075 - 1086.

Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh

Sơn, Phạm Bá Hiền, Phạm Thành Vinh, Nguyễn

Hoài Vũ, (2016). Công nghệ xử lý và vận

chuyển dầu nhiều paraffin ở thềm lục địa Việt

Nam. Nhà xuất bản Khoa học Kỹ thuật - Hà Nội.

Nguyễn Văn Thịnh, Nguyễn Hải An, Nguyễn Thanh

Hải, (2018). Nghiên cứu giải pháp đảm bảo

71

Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 61 (1), 61 - 71

dòng chảy cho đường ống vận chuyển dầu từ

giàn WHP - DH2 tới giàn FPU - DH1 mỏ Đại

Hùng. Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất,

59(4). 52 - 62.

Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, (2019).

Báo cáo cập nhật Kế hoạch phát triển mỏ Đại

Hùng và Lô 15 - 1a. Tài liệu nội bộ Công ty PVEP

- POC.

Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, (2017).

Daily Prduction. PVEP - POC.