Tối ưu, nâng cao hiệu quả hoạt động hệ thống công nghệ thu gom, vận chuyển dầu khí tại các mỏ của Vietsovpetro
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
Các công trình khai thác dầu khí Vietsovpetro đã sử
phẩm đảm bảo kế hoạch sản lượng khai thác khi áp suất
miệng giếng giảm [2].
dụng gồm: giàn nhẹ (BK, RC); giàn cố định trên biển (MSP,
RP); giàn công nghệ trung tâm (CTP-2, CTK-3) và trạm rót
dầu không bến (UBN). Các giàn nhẹ có thể thực hiện tách
khí 1 bậc trong UPOG (thiết bị tách khí sơ bộ). Theo đó,
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
dầu bão hòa khí. Các giàn cố định thực hiện tách khí 2 cấp
cùng với bơm sản phẩm đã tách khí bằng các máy bơm ly
tâm. Giàn công nghệ trung tâm tiếp nhận sản phẩm từ các
MSP và BK để tách khí và tách nước đồng hành. Trạm rót
dầu không bến xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm và
xuất bán dầu.
2. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm ở các mỏ của
Vietsovpetro tại bể Cửu Long
2.1. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm ở khu vực Trung
tâm Rồng và Nam Rồng - Đồi Mồi
Việc vận chuyển sản phẩm RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9
bằng đường ống hiện hữu RC-DM → RC-4 → RC-5 → RP-1
được thực hiện ở dạng dầu bão hòa khí.
Trên RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9 thực hiện tách khí sơ bộ
trong UPOG. Sản phẩm của RC-DM sau khi tách khí sơ bộ
được đưa đến RC-4, tại đây, cùng với sản phẩm của RC-4 ở
dạng dầu bão hòa khí được trung chuyển qua RC-5, hỗn
hợp sản phẩm được vận chuyển đến RP-1. Trên RP-1, tiếp
nhận sản phẩm của RC-6 ở dạng hỗn hợp khí lỏng. Khí
tách ra sau bình tách cấp một trên RP-1 cũng như sau
UPOG của các giàn nhẹ RC-DM, RC-4, RC-5/RC-9 được đưa
đến giàn nén DGCP (giàn nén khí mỏ Rồng). Lượng khí
vượt quá công suất của DGCP được đưa đến giàn nén khí
trung tâm (CCP) [3].
Khi kết nối các công trình khai thác mới, hoặc sửa
chữa đường ống… xuất hiện tình trạng vượt quá công
suất của các đường ống thu gom dầu, dẫn đến gia tăng
chênh áp, áp suất ở miệng giếng và thất thoát sản lượng
dầu [1]. Việc xây dựng các đường ống mới có thể không
mang lại hiệu quả kinh tế hoặc tốn nhiều thời gian do các
điều kiện thời tiết (bão) và tổ chức sản xuất. Vì vậy, cần
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
Mồi được trình bày trong Bảng 1.
Ngày nhận bài: 27/2/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 27/2 - 12/3/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 14/4/2020.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
24
PETROVIETNAM
Đến CCP
Từ BK-8
Bảng 1 cho thấy áp suất trong UPOG
trên RC-5 khá cao so với áp suất tại riser vận
chuyển dầu.
Từ CTK -3
Đông Bắc Rồng
Khi sử dụng sơ đồ vận chuyển dầu và khí
hiện hữu trên RC-DM, RC-4 và RC-5, áp suất
cao trong UPOG được ấn định bởi các áp
suất cần thiết để thực hiện vận chuyển khí.
RC-1
RC-3
UBN-3
UBN-6
5,8km
9,5km
8,5km
Đông Rồng
PLEM
RP-2
Các tổn thất áp suất lớn trong hệ thống
vận chuyển khí dẫn đến áp lực gia tăng
trong UPOG trên RC-5, do tổn thất áp suất
cao trong quá trình vận chuyển khí trong
đường ống RC-4 → RP-3, do chiều dài lớn,
đường kính nhỏ và lưu lượng khí cao [4].
RP-1
8,5km
Trung tâm Rồng
5,5km
16,8km
RC-6
10km
Nam Trung tâm Rồng
RP-
3
DGCP
RC
-
2
Đường ống dự kiến
17km
4,5km
RC-9
5,5km
RC-4
Với mục đích giảm áp suất trong hệ
thống vận chuyển dầu và khí trên RC-DM,
RC-4 và RC-5/RC-9, công nghệ sử dụng van
tiết lưu trên RC-5 đã được nghiên cứu để vận
chuyển một phần khí đồng hành của RC-5/
RC-9 cùng với dầu bão hòa khí đến RP-1. Việc
này sẽ giúp giảm lượng khí vận chuyển, do
đó làm giảm tổn thất áp suất, dẫn đến giảm
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.
RC-5
Đông Nam Rồng
Chú thíc:h
16
km
Dầu (hỗn hợp khí lỏng)
Thu gom khí
Nam Rồng
3,5km
RC-DM
Giàn nhẹ
MSP
Đồi Mồi
Hình 1. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm ở khu vực Nam và Trung tâm Rồng
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
kết quả thực hiện thử nghiệm.
Hình 2. Mô phỏng 3D lắp đặt thiết bị tiết lưu trên RC-5
Bảng 1. Các thông số làm việc của hệ thống vận chuyển dầu và khí
Thông số
RC-DM
220
21,2
RC-4
240
20,3
RC-5/RC-9
220
Tách và thu gom khí (nghìn m3/ngày)
Áp suất trong UPOG (atm)
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
Áp suất trong UPOG (atm)
RC-4
Lượng khí của RC-5/RC-9
đưa vào dầu bão hòa khí (nghìn m3/ngày)
RC-DM
21,2
RC-5/RC-9
22,0
0
20,3
19,2
19,0
18,0
60
80
90
20,0
19,8
19,0
20,2
19,0
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
520
RC-4
653
RC-5
1.750
1.897
+147
Tổng
2.923
3.250
+327
Công nghệ cũ
Công nghệ mới
Thay đổi sản lượng
653
700
+133
+47
Khi đưa khí với lưu lượng 90 nghìn
m3/ngày thì áp suất trong UPOG trên
RC-DM giảm từ 21,2atm xuống 19atm,
trên RC-4 - giảm từ 20,3atm xuống
18atm, trên RC-5 - giảm từ 22atm xuống
17,5atm. Chế độ đưa khí 90 nghìn m3/
ngày đã được quyết định áp dụng. Bảng
3 trình bày các số liệu tăng trung bình
sản lượng khai thác sản phẩm trên các
giàn nhẹ do áp suất miệng giếng giảm.
2.000
1.950
1.900
1.850
1.800
1.750
23
22
21
20
19
18
17
16
15
Sản lượng chất lỏng
Áp suất trong UPOG của RC-5
1.700
Trước thử nghiệm
Trong thời gian thử nghiệm
24/7 29/7
Sự thay đổi áp suất trong UPOG và
sản lượng khai thác trên RC-5/RC-9 trước
và sau khi áp dụng công nghệ được thể
hiện trên Hình 3.
1.650
29/6
4/7
9/7
14/7
19/7
3/8
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
ThTC-1
MSP-6
Chế độ vận chuyển này được thực
hiện trong 4 tháng trước khi đưa vào
vận hành đường ống khí mới RC-5 –
DGCP, cho phép giảm đáng kể tổn thất
áp suất. Việc tối ưu hóa giúp giảm đáng
kể áp suất trong hệ vận chuyển dầu và
khí trên các RC và sản lượng khai thác
tăng trung bình là 327m3 chất lỏng/
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
dụng là 1,2 triệu USD [5].
ThTC-2
MSP-7
ThTC-3
MSP-3
MКS
MSP-4
MSP-5
MSP-8
BK-15
MSP-10
2.2. Tối ưu hóa thu gom khí trên các
MSP phía Bắc mỏ Bạch Hổ
MSP-9
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
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
Hổ được đưa vào các máy nén trên MSP-
4 và MSP-9 với công suất 36 nghìn m3/
ngày mỗi máy. Khí nén đến 13atm từ
máy nén của MSP-4 được đưa đến MKS,
khí từ máy nén của MSP-9 được đưa đến
MSP-11
MSP-1
BK-7
BK-
3
CTP-2
CCP
BK-2
BK-10 BK-1
Hỗn hợp khí lỏng
khí đến CCP
Khí đến MKS
Hình 4. Sơ đồ thu gom khí trước khi tối ưu hóa
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
26
PETROVIETNAM
CCP. Khí tách bậc hai trên MSP-1, MSP-
6, MSP-8 và MSP-10 được đem đốt bỏ
(Hình 4).
ThTC -1
MSP -6
ThTC -2
Nhằm tăng sản lượng khai thác
và giảm lượng khí tách bậc hai bị đốt
bỏ trên các MSP phía Bắc mỏ Bạch Hổ,
Vietsovpetro đã nghiên cứu và áp dụng
vào thực tế công nghệ giảm áp suất
trong bình tách C-1 trên MSP-10 từ ngày
20/5/2017, bằng cách thay đổi các dòng
khí đến MKS và CCP (Hình 5).
MSP -7
ThTC -3
MSP -3
MKS
MSP -4
MSP -5
MSP -8
Theo cách thay đổi này, việc đốt bỏ
khí ở MSP-10 sẽ không thực hiện. Toàn
bộ khí MSP-10 và BK-15 với lưu lượng
500 - 650 nghìn m3/ngày sẽ được đưa
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 vàThTC-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
lỏng đến MSP-3, tại đây sẽ thực hiện 2
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.
BK-15
MSP -10
MSP -9
MSP -11
MSP -1
BK -7
BK -
3
CTP -2
CCP
BK -1
BK -10
Phương án thay đổi các dòng khí
đến MKS và CCP có ưu điểm là không
phải đốt bỏ khí trên MSP-10 và MSP-6,
giảm áp suất trong bình tách C-1 trên
MSP-10 và một ít trong bình C-1 trên
MSP-9. Tuy nhiên, phương án này làm
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,
MSP-5, MSP-9 và MSP-11.
BK -2
Hỗn hợp khí lỏng
Khí đến CCP
Khí đến MKS
Hình 5. Sơ đồ thu gom khí sau khi tối ưu hóa
MSB-10 và BK-15
Trong trường hợp cần thiết để loại
bỏ việc đốt khí trên MSP-6 thì sản phẩm
của MSP-4 có thể được vận chuyển ở
dạng hỗn hợp khí lỏng đến MSP-8, tại
đây sẽ thực hiện 2 cấp tách. Sau đó,
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
không được áp dụng do không có việc
đốt bỏ khí trên MSP-6.
Trước thực hiện tối ưu
Sau thực hiện tối ưu
Áp suất cao nhất của bình tách cao áp
Áp suất thấp nhất của bình tách cao áp
Sản lượng dầu
1/5
11/5
21/5
31/5
10/6
20/6
30/6
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
án này được trình bày trong Hình 6, 7 và
Bảng 4.
1.900
MSP -3, 5, 7, 9, 10 + BK -15
Sản lượng dầu
1.800
1.700
1.600
1.500
1.400
Các kết quả thử nghiệm công nghệ tối
ưu hóa các dòng khí của các MSP phía Bắc
mỏ Bạch Hổ cho thấy, khi giảm áp suất trên
MSP-10, BK-15 và MSP-9 và tăng áp suất
trên MSP-7, MSP-5 và MSP-3 do sự thay đổi
các dòng khí, thì tổng sản lượng dầu khai
thác của MSP-3, 5, 7, 9, 10 và BK-15 tăng lên
63 tấn/ngày.
Sauthực hiệntối ưu
Trướcthực hiện tối ưu
2.3. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm của
BK-14/BT-7, BK-16 và GTC-1
1/5
11/5
21/5
31/5
10/6
20/6
30/6
Theo sơ đồ vận chuyển hiện tại, sản
phẩm của các giàn nhẹ GTC-1 và BK-16
được vận chuyển đến BK-14 ở dạng hỗn
hợp khí lỏng. Sau đó, hỗn hợp khí lỏng của
BK-16 và GTC-1 được thực hiện tách khí sơ
bộ trong UPOG của BK-14 và được đưa về
BK-9 ở dạng dầu bão hòa khí. Hỗn hợp dầu
bão hòa khí đến BK-9 được hòa trộn với
dầu của BK-9 ở dạng hỗn hợp khí lỏng và
sau đó được đưa đến CTK-3 để xử lý.
Hình 7. Tổng thay đổi sản lượng của các giàn MSP-3, 5, 7, 9, 10, BK-15
CTP-2
BК-2
UBN-4
VSP -01
Dầu
CTK-3
Khí
Hỗn hợp khí lỏng
BK-14/BT-7
BK -9
Dầu bão hòa khí
BK -16và GTC -1
Sản phẩm khai thác trên BK-14 được
vận chuyển đến CTK-3 ở dạng hỗn hợp khí
lỏng bằng đường ống BK-14 → CTK-3. Khí
tách ra trong UPOG của BK-14 được đưa
vào đường ống fast track đi qua BK-2 đến
CCP.
BK-14
BT -7
Hỗn hợp khí lỏng
BK-16
Hỗn hợp khí lỏng
GTC -1
Sơ đồ vận chuyển sản phẩm của GTC-1,
BK-16, BK-14 và BK-9 đến CTK-3 được thể
hiện trong Hình 8.
GTC-1
BK-16
Dầu
Từ cuối tháng 10/2017, áp suất tăng
từ từ trên riser ở GTC-1 và BK-16, BK-14 và
đồng thời tăng chênh áp trong đường ống
BK-14 – BK-9 (Hình 9 - 11).
Dầu bão hòa khí
Hỗn hợp khí lỏng
Khí
Hình 8. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm của GTC-1, BK-16, BK-14 và BK-9 đến CTK-3
Bảng 4. Tóm tắt hiệu quả các biện pháp tối ưu hóa các dòng khí
Áp suất trung bình tại riser
đường dầu (trong bình tách
cao áp) (bar)
Sản lượng dầu khai thác
trung bình (tấn/ngày)
Sự thay đổi
áp suất (bar)
Sự thay đổi sản lượng
dầu khai thác (tấn/ngày)
Công trình
Trước
14,4
13,4
11,5
7,9
Sau
8,8
12,4
21,1
19,6
16,6
Trước
959
316
143
115
Sau
1041
318
132
106
MSP-10 và BK-15
MSP-9
-5,6
-1
+9,6
+11,7
+3
+82
+2
-11
-9
MSP-7
MSP-5
MSP-3
13,6
119
118
-1
Tổng
1.652
1.715
63
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
28
PETROVIETNAM
Tăng dần chênh áp trong đường
ống là do sự hình thành từ từ các lắng
đọng của paraffin và các tạp chất cơ
học trong đường ống, dẫn đến giảm
không gian của đường ống và làm thay
đổi các thông số công nghệ.
30
29
28
27
26
25
24
23
22
21
20
10
9
Áp suất tại riser GTC-1
Áp suất của GTC-1 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống GTC-1-BK-14
8
7
6
5
Công nghệ mới vận chuyển sản
phẩm của BK-14/BT-7, BK-16 và GTC-1
đã được nghiên cứu nhằm giảm áp suất
trên riser của các đường ống. Theo đó,
sản phẩm của GTC-1 ở dạng hỗn hợp
khí lỏng sẽ không đi vào UPOG của BK-
14, mà sẽ được hòa trộn với một phần
sản phẩm của BK-14. Sau đó hỗn hợp
được vận chuyển đến CTK-3 ở dạng hỗn
hợp khí lỏng bằng đường ống BK-14 →
CTK-3. Hỗn hợp sản phẩm của giàn nhẹ
BK-16 và một phần sản phẩm của BK-14
được tách khí sơ bộ trong UPOG của BK-
14, sau đó được đi qua BK-9 đến CTK-3
ở dạng dầu bão hòa khí. Sơ đồ mới vận
chuyển sản phẩm được trình bày trong
Hình 12.
4
3
2
1
0
1/9
16/9
1/10
16/10
31/10
15/11
30/11
15/12
Thời gian
Hình 9. Các thông số vận chuyển của đường ống GTC-1 →BK-14
27
26
25
24
23
22
21
20
10
9
Áp suất tại riser BK-16
Áp suất của BK -16 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống BK-16-BK-14
8
7
6
5
4
Sản lượng khai thác dầu và áp suất
trên các riser vận chuyển sản phẩm của
BK-14, BK-16 và GTC-1 trước và sau khi
áp dụng công nghệ mới xử lý và vận
chuyển được trình bày trong Hình 13 -
15 và Bảng 5.
3
2
1
0
1/9
16 /9
1/10
16/10
31/10
Thời gian
15/11
30/11
15/12
Sử dụng chế độ mới vận chuyển
sản phẩm của GTC-1 và BT-7 ở dạng
hỗn hợp khí lỏng đến CTK-3 theo
đường ống BK-14 → CTK-3 và sản phẩm
của BK-16 và BK-14 ở dạng dầu bão hòa
khí theo đường ống BK-14 → BK-9 →
CTK-3 đã làm giảm áp suất tại riser của
GTC-1 xuống 4,5atm, tại riser của BK-16
xuống 1,8atm, tại riser của BK-16 xuống
2,3atm và tăng tổng sản lượng dầu khai
thác của các BK này lên 84 tấn/ngày.
Hình 10. Các thông số vận chuyển của đường ống BK-16 →BK-14
24
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Áp suất tại riser BK- 14
23
22
21
20
19
18
17
16
Áp suất của BK-14 trên BK-9
-
Chênh áp trên đường ống BK-14 BK -9
3. Kết luận
Các giải pháp tối ưu hóa thu gom,
vận chuyển dầu và khí trên các mỏ của
Vietsovpetro đã làm tăng sản lượng dầu
khai thác thông qua việc giảm áp suất
miệng giếng. Các công nghệ đã nghiên
0
1/9
16/9
1/10
16/10
31/10
Thời gian
15/11
30/11
15/12
Hình 11. Các thông số vận chuyển của đường ống BK-14 →BK-9
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
29
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Bảng 5. Tóm tắt hiệu quả áp dụng công nghệ mới
Áp suất trung bình tại riser
đường dầu (tronh bình tách
cao áp) (bar)
Sản lượng dầu khai thác
trung bình (tấn/ngày)
Sự thay đổi áp
suất (bar)
Sự thay đổi sản lượng
dầu khai thác (tấn/ngày)
Công trình
Trước
19,9
20,5
24,8
26,5
Sau
20,0
18,2
23,0
22,0
Trước
Sau
0,1
-2,3
-1,8
-4,5
BK-14/BT-7
306,3
309,1
2,8
BK-16
GTC-1
Tổng
589,0
201,0
630,0
244,0
41,0
43,0
84,0
CTP-2
30,0
27,5
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
450
Công nghệ vận
chuyển mới
UBN-4
VSP-01
400
Dầu
CTK-3
350
300
250
200
150
Khí
Áp suất tại riser GTC -1
Sản lượng dầu khai thác của GTC-1
Hỗn hợp khí lỏng
GTC-1 và BT-7
BK-9
Dầu
Dầu bão hòa khí
BK-16 và BK-14
Dầu bão hòa khí
Hỗn hợp khí lỏng
Khí
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
BT-7
BK-14
Hỗn hợp khí
lỏngBK-16
Hình 15. Áp suất và sản lượng khai thác trên GTC-1
Hỗn hợp khí lỏng
GTC-1
cứu được áp dụng trên các mỏ của Vietsovpetro và đem
lại hiệu quả kinh tế cao từ lượng dầu khai thác thêm.
GTC-1
BK-16
Hình 12. Sơ đồ vận chuyển mới
Tài liệu tham khảo
[1]. НгуенТхукКханг,ТонгКаньШон,А.Г.Ахмадеев,Ле
Динь Хое, и Ю.Д.Макаров, «Опыт пуска и эксплуатации
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
500
Công nghệ vận
chuyển mới
450
400
350
300
250
200
трубопроводов
перекачивающих
с
низкой производительностью,
высокопарафинистые нефти»,
Матер, конференции «СП «Вьетсовпетро» - 30 лет
создания и развития», Вунг Тау, 2011, c. 86 - 94.
Áp suất trên riser BK-14đi BK-9
[2]. А.Г.Ахмадеев,
С.А.Иванов, «Комплексный подход к обеспечению
транспортировки высокопарафинистых нефтей
Тонг
Кань
Шон,
и
12,5
-
-
3
Áp suất trên riser BK
-1 4
Lưu lượng dầu khaithác ở BK
10,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
шельфовых месторождений», Нефтяное хозяйство,
c. 100 - 103, 2015.
Hình 13. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-14
27,5
800
750
700
650
600
550
500
[3]. Ты Тхань Нгиа, Е.В.Крупенко, А.Н.Иванов,
Е.Н.Грищенко, и А.Г.Ахмадеев, «Оптимизация добычи
и сбора мультифазной продукции нефтяных скважин
на шельфовых месторождениях» (на примере
месторождений СП «Вьетсовпетро»), Тезисы докладов
научной конференции по 35-летнему юбилею создания
СП «Вьетсовпетро», Вунг Тау, 2016, с. 25.
Công nghệ vận
chuyển mới
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
12,5
Áp suất trên riser BK -16
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
[4]. Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон,
А.Г.Ахмадеев, и Ле Динь Хое, «Безопасный транспорт
высокопарафинистых нефтей морских месторождений
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4
Hình 14. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-16
DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
30
PETROVIETNAM
в условиях низкой производительности», Материалов
10-го Петербургского Международного форума ТЭК -
Санкт-Петербург, 2010, c. 154 - 157.
Хан, Ле Хыу Тоан, Нгуен Хоай Ву, и А.И.Михайлов,
«Оптимизация безнасосного транспорта продукции
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
8 trang
16/04/2022
2100
Bạn đang xem tài liệu "Tối ưu, nâng cao hiệu quả hoạt động hệ thống công nghệ thu gom, vận chuyển dầu khí tại các mỏ của Vietsovpetro", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- toi_uu_nang_cao_hieu_qua_hoat_dong_he_thong_cong_nghe_thu_go.pdf
