Nghiên cứu, xây dựng phát triển các mô hình phân chia sản phẩm tại các mỏ kết nối của Vietsovpetro

41DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
NGHIÊN CỨU, XÂY DỰNG PHÁT TRIỂN CÁC MÔ HÌNH PHÂN CHIA 
SẢN PHẨM TẠI CÁC MỎ KẾT NỐI CỦA VIETSOVPETRO
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 1 - 2021, trang 41 - 48
ISSN 2615-9902
Trần Lê Phương1, Lê Đăng Tâm1, Chu Văn Lương1, Phạm Thành Vinh1, Nguyễn Vi Hùng1, Tống Cảnh Sơn1 
Nguyễn Viết Văn2, Đỗ Dương Phương Thảo1, A.G. Axmadev1, Châu Nhật Bằng1, Nguyễn Hữu Nhân1, Đoàn Tiến Lữ1 
Trần Thị Thanh Huyền1, Lê Thị Đoan Trang1, Bùi Mai Thanh Tú1
1Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
2Công ty Liên doanh Điều hành Hoàng Long - Hoàn Vũ
Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn
https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.01-02
Tóm tắt
Kết nối mỏ là giải pháp tận dụng cơ sở hạ tầng vật chất hiện hữu của các mỏ lớn để kết nối, phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên. 
Phương thức này cho phép gia tăng hiệu quả kinh tế các mỏ có trữ lượng trung bình và nhỏ, mở ra triển vọng phát triển và đưa các mỏ dầu 
nhỏ, hạn chế về trữ lượng vào khai thác sớm.
Quá trình kết nối mỏ có thách thức khác nhau về mặt kỹ thuật và kinh tế, khả năng kết nối, thu gom, mức độ cải hoán hệ thống công 
nghệ để tiếp nhận, phân chia sản phẩm Đối với trường hợp kết nối các mỏ vào hệ thống công nghệ thuộc chủ sở hữu khác, vấn đề phân 
chia sản phẩm có ý nghĩa quan trọng liên quan đến lợi ích trực tiếp của các chủ đầu tư.
 Bài báo phân tích các mô hình phân chia sản phẩm của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” đang áp dụng cho các mỏ kết nối, đánh 
giá khả năng cập nhật/nâng cấp các phần mềm mô phỏng có độ tin cậy cao, cho phép đánh giá nhanh về mặt kỹ thuật sự thay đổi của lưu 
lượng chất lưu trong hệ thống khi qua các quá trình xử lý công nghệ. 
Từ khóa: Kết nối mỏ, vận chuyển dầu và khí, phân chia sản phẩm.
1. Giới thiệu
Đến cuối năm 2020, Vietsovpetro đã kết nối thành công 
các mỏ như: Cá Ngừ Vàng, Nam Rồng - Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ 
Trắng với các mỏ Bạch Hổ và Rồng, mang lại hiệu quả kinh 
tế to lớn cho các nhà điều hành khác. Khi sản lượng dầu khai 
thác tại các mỏ suy giảm, Vietsovpetro đã tập trung nghiên 
cứu, triển khai giải pháp kết nối các mỏ dự kiến khai thác nằm 
bên cạnh các mỏ Bạch Hổ và Rồng để tận dụng công suất xử 
lý chất lỏng của thiết bị còn dư tại 2 mỏ này. Việc mở rộng kết 
nối các mỏ dầu lân cận với mỏ Bạch Hổ và Rồng sẽ mở ra triển 
vọng phát triển và đưa các mỏ dầu lân cận có trữ lượng thấp 
vào khai thác sớm. 
Hiện nay, Vietsovpetro đã kết nối các mỏ Cá Ngừ Vàng, 
Nam Rồng - Đồi Mồi, Cá Tầm, 04/3 vào hệ thống. Vietsov-
petro đã vận dụng, nghiên cứu và xây dựng các mô hình 
phân chia sản phẩm khác nhau với tính chính xác và 
chi phí vận hành ở mức hợp lý được các bên đồng 
thuận sử dụng.
2. Các mô hình phân chia sản phẩm tại các mỏ kết 
nối của Vietsovpetro 
Phân chia sản phẩm khai thác được hiểu là xác 
định lượng hydrocarbon đo được từ các nguồn khác 
nhau [1]. Phân chia sản phẩm là hoạt động phổ biến ở 
các mỏ kết nối sử dụng hệ thống công nghệ thu gom, 
vận chuyển, tàng trữ sản phẩm khai thác chung.
Quá trình phân chia sản phẩm dựa trên các kết 
quả đo đếm vật lý khác nhau: khối lượng, thể tích, 
năng lượng. Trong đó phân chia theo khối lượng, thể 
tích phổ biến cho những trường hợp phân chia hydro-
carbon lỏng, phân chia theo năng lượng thường được 
sử dụng cho phân chia sản phẩm khai thác ở dạng khí. 
Dựa trên những điều kiện cụ thể của hệ thống 
công nghệ thu gom, đo lường sản phẩm khai thác và 
Ngày nhận bài: 26/12/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 26/12/2020 - 6/1/2021. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 7/1/2021.
42 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PETROVIETNAM
trên cơ sở thỏa thuận giữa các bên liên quan mà có các 
nguyên lý phân chia khác nhau. Các nguyên lý phân chia 
phổ biến là:
- Phân chia sản phẩm theo khối lượng theo nguyên 
tắc phân chia ngược;
- Phân chia sản phẩm theo đơn vị thể tích theo 
nguyên tắc phân chia ngược;
- Phân chia sản phẩm theo thành phần chất lưu;
- Phân chia sản phẩm theo các mô hình mô phỏng, 
tính toán.
Nguyên lý phân chia sản phẩm theo nguyên tắc phân 
chia ngược được sử dụng và thừa nhận rộng rãi trong 
ngành công nghệ khai thác dầu và khí [1]. Trong mô hình 
phân chia sản phẩm theo nguyên tắc ngược xét có n 
nguồn hydrocarbon vận chuyển ra điểm B để xử lý và tàng 
trữ, với lưu lượng dầu thể tích đo được tại B quy về cùng 
một điều kiện. Theo đó, lưu lượng hydrocarbon phân chia 
cho từng nguồn (i = 1... n) sẽ là:
Qii = 1...n = kback allocation × Qimeasured
Trong đó:
Qii=1...n: Lượng hydrocarbon được phân chia cho nguồn i;
Qimeasured: Lưu lượng thể tích dầu đo được ở cùng một 
điều kiện.
Lượng dầu đo được tại các công trình X quy về điều 
kiện chuẩn được xác định dựa trên các tham số sau:
- Hàm lượng nước WX;
- Lưu lượng theo thể tích chất lỏng ở điều kiện vận 
hành VX;
- Hệ số co ngót dầu của công trình X, SX.
Phân chia sản phẩm theo các mô hình mô phỏng, sử 
dụng các công cụ tính toán của phần mềm (như HYSYS, 
PVTSIM, UNIX) để xác định lượng hydrocarbon lỏng 
được phân chia cho từng nguồn. 
2.1. Phân chia sản phẩm mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi
Mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi được kết nối vào hệ thống 
thu gom, vận chuyển sản phẩm khai thác mỏ Rồng, Viet-
sovpetro. Mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi có 2 giàn nhẹ được khai 
thác là RC-DM, RC-4.
Sản phẩm khai thác RC-DM, RC-4, RC-5 cùng với RC-6 
được vận chuyển về RP-1 để tách khí và bơm về tàu nổi 
chứa dầu FSO-6 để xử lý, tàng trữ và xuất bán. Tại FSO-6 
đồng thời tiếp nhận các nguồn dầu bơm từ RP-2 bao gồm 
dầu mỏ Cá Tầm, RP-3. Sơ đồ thu gom vận chuyển và phân 
chia dòng dầu được thể hiện tại Hình 1 và 2.
Lượng dầu Q (sm3) đo được tại các công trình RP-1, 
RP-2, Cá Tầm, RP-3 được quy về điều kiện chuẩn thông qua 
hệ số co ngót S từ lượng dầu V (m3) đo được ở điều kiện 
vận hành:
Hình 1. Sơ đồ thu gom sản phẩm khai thác tại mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi
kback allocation = 

⅀i=1
B

RC-6
RP-1
RC-5/9
RC-DM
RC-4
RP-2 CTC-1
RC-2
RP-3
Dầu tách khí
Hỗn hợp dầu khí
FSO-6
43DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
QSCO/RP2 ...  thác từ mỏ Cá Ngừ Vàng
Hình 3. Sơ đồ thu gom sản phẩm khai thác tại mỏ Cá Ngừ Vàng
25 km V2 A-B-C
V6
Bộ đệm nén 
V3 A-B
V1 A-B-C
V8
LP Compression 
Suction
V9
LP compression 
discharge
F3L
F2 F1 Shuttle Tanker
CPP2 Crude
F11
FSO -01
BA VI
FSO-03
CHI LINH
FSO-04
VIETSOV-01
F15
F9
F14 Shuttle Tanker
F8 Shuttle Tanker
F10L
F6
RP1 Crude
RP3 Crude F13
F12
Vapour 
Losses
Vapour 
Losses
Vapour 
Losses
Inv
Inv
Inv
F13A F13B
Steam 
generation
Turbines on 
WIP
F8
F9
F5
F10 LP Flare
F11 HP Flare
FE -7420
FQIR – 501
FQIR – 502
FQIR - 1002
FQIR - 0902
FQIR – 301A
FQIR – 301B
F5A
F
FQIT-2103A
FQIT-2103B
F
FQIR-5506
F
FQIR-5302
F
FQIR-5701
FQIR-701A
F
FQIR-5801
FQIR-801A
CCP
F5B
F4
Trung tâm mỏ 
Bạch Hổ (WHP)
Phía Bắc mỏ 
Bạch Hổ (MSP)
CNV Wellstream
F18
FQIR – 401A
FQIR – 401B
Qv
Qv
Qv
Qv
F
FQIT-2104
F
FQIT-2105
F
FQIT-2001
V14
Allocation Flow Diagram
CPP -3 
C (Issued in Procedure)Rev.
J 2562 \... \AFD -1 rev bFile
2562
system
Project
25 km
Dầu tách khí
Hỗn hợp dầu khí
BK 
CNV CPP-3
CTP-2
FSO
45DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
Hỗn hợp dầu khí mỏ Cá Ngừ Vàng được vận chuyển về 
bình tách CNV separator, tách khí và đo lượng lỏng trước 
khi trộn với dầu mỏ Bạch Hổ.
Hệ số bất cân bằng: 
Lượng dầu QSCO/CNV_FSO được xác định dựa trên tổ hợp 
số liệu thể hiện sự khác biệt giữa lượng dầu đo được tại 
bình tách CNV separator và lượng dầu Cá Ngừ Vàng đo khi 
bơm đi tàu trong cùng một điều kiện, qua hệ số Kadj.
Trong đó:
QSCO/CNV_Separator lượng dầu Cá Ngừ Vàng đo được tại 
CNV separator.
Lượng dầu chia cho mỏ Cá Ngừ Vàng được xác định 
như sau:
QAllocated_SCO/CNV_FSO = QSCO/CNV_Separator Kadj × Kimb
 2.3. Phân chia sản phẩm mỏ Thiên Ưng
Sản phẩm khai thác từ mỏ Thiên Ưng được vận chuyển 
về BK-4A mỏ Bạch Hổ dưới dạng hỗn hợp lỏng - khí. Từ BK-
4A, khí và condensate được đưa qua BK-4 sau đó theo 2 
đường ống đường kính 12 inch về BK-2, tiếp sau đó sang 
C1-5 trên CPP-2 để tách khí, khí tách ra với áp suất khoảng 
10 barg được đưa sang giàn nén trung tâm CCP của mỏ 
Bạch Hổ. Condensate sau C1-5 được chia làm 2 phần: (i) 
được bơm vào đường ống khí hiện hữu Bạch Hổ - Dinh 
Cố để đi vào bờ với công suất bơm lớn nhất là 56 m3/giờ 
(2 máy bơm công suất mỗi bơm là 28 m3/giờ), khối lượng 
condensate bơm vào bờ được xác định bởi bộ đo Coriolis 
FT-1514A; (ii) condensate C1-5 sau khi đi qua bộ đo FT-
1514B được hòa trộn với dầu Bạch Hổ sau bình tách sử 
dụng điện trường cao (EG) sau đó hỗn hợp được đưa về 
bình buffer C2-3 để tách khí. Hỗn hợp dầu và condensate 
sau khi tách khí được bơm sang FSO VSP-01 để tàng chứa 
và xuất bán. 
Sơ đồ thu gom vận chuyển và phân chia dòng dầu 
được thể hiện tại Hình 5.
Do lượng condensate từ Thiên Ưng về CPP-2 chỉ xuất 
hiện khi phóng thoi đẩy lỏng đường ống Nam Côn Sơn 2 
với tần suất dự kiến khoảng 1 lần/tháng và mỗi lần phóng 
thoi lượng condensate chưa ổn định được đưa sang FSO 
cũng chỉ dao động trong khoảng 1.500 - 1.800 tấn, nên 
mô hình phân chia dựa trên nguyên lý khấu trừ (by differ-
ence) đã được chấp thuận áp dụng, điều đó có nghĩa là 
kiểm soát sự thay đổi của dòng condensate C1-5 sau khi đi 
qua bộ đo Coriolis FT-1514B dưới dạng khối lượng (mass). 
Do condensate tách ra trong C1-5 và được xác định 
bởi bộ đo FT-1514B là dòng chất lưu ở điều kiện áp suất 
cao 10 - 11 barg và nhiệt độ thấp khoảng 24 - 28 oC khi đi 
qua các quá trình công nghệ trên CPP-2 và FSO một lượng 
khí sẽ được tách ra, khối lượng ban đầu của condensate sẽ 
giảm. Như vậy, lượng hao hụt condensate sẽ là một hàm 
phụ thuộc vào thành phần cấu tử của condensate Thiên 
Ưng, điều kiện tách khí trong bình tách C1-5, C2-3, điều 
kiện tách khí trên FSO trong tank công nghệ và tank chứa 
và quá trình công nghệ này có thể được mô phỏng bằng 
phần mềm HYSYS (process modelling) hoặc bằng thực 
nghiệm.
Hình 5. Sơ đồ thu gom condensate Thiên Ưng
Kimb = 
Q
Q + QSCO/CTP3_CNV FSO
SCO/FSO
SCO/CTP_2_FSO
Kadj = 
QSCO/CNV_FSO
SCO/CNV_Separator Q
C1-5
Khí condensate
từ Thiên Ưng 
C2-3
M
Bể công nghệ
Bộ đo
Coriolis
Khí đốt
Khí thấp áp 
về máy nén khí
Dầu condensate xuất bán 
Dầu Bạch Hổ 
từ bình tách C-2
Khí cao áp 
về giàn nén khí
Bể chứa dầu
Khí đốt
M
Bộ đo turbine 
M Condensate về Dinh Cố
Bộ đo Coriolis 
46 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PETROVIETNAM
Sau mỗi lần phóng thoi đẩy sản phẩm lỏng ra khỏi 
đường ống Nam Côn Sơn 2 thì thành phần, tính chất và 
khối lượng của condensate đến C1-5 đều có sự biến đổi. 
Nguyên nhân là do có một số tác nhân thay đổi như sau:
- Tỷ lệ khai thác của các giếng trên BK-TNG;
- Tỷ lệ khí của mỏ ĐH trong thành phần chung;
- Tổng lưu lượng khí và condensate vận chuyển qua 
đường ống Nam Côn Sơn 2 thay đổi;
- Thời gian giữa các lần phóng thoi, hay thời gian lưu 
của condensate trong đường ống càng lâu thì thành phần 
của condensate càng nặng lên;
- Nhiệt độ nước biển bao bọc xung quanh đường 
ống thay đổi theo mùa. 
Kết quả của quá trình tính toán tổn hao condensate 
C1-5 được lấy theo mô hình HYSYS, dựa trên cân bằng pha 
của các cấu tử trong pha khí và pha lỏng. Trong thực tế 
thì quá trình tách khí trong tank công nghệ và tank hàng 
trên FSO sẽ kéo dài nhiều ngày (điều này đã được kiểm 
chứng bằng mô hình HYSYS khi không có condensate 
Thiên Ưng, kết quả mô hình HYSYS tương đương với các 
phương pháp khác). 
Kết quả của quá trình phân chia theo nguyên lý khấu 
trừ là khối lượng (mass). 
Nhiệt độ và áp suất làm việc trung bình của bình tách 
C1-5 được tính trên cơ sở trung bình trọng số theo công 
thức:
Trong đó các dữ liệu được lấy từ file excel trích xuất từ 
Flow Computer như sau:
TT1514Bi: Tín hiệu tại thời điểm i về nhiệt độ bình tách 
C1-5 (oC);
PT1513i: Tín hiệu tại thời điểm i về áp suất bình tách 
C1-5 (barg);
FT1514Ai: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-
sate bơm về bờ (tấn/giờ);
FT1514Bi: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-
sate đưa sang C2-3 (tấn/giờ);
N: Tổng số dòng dữ liệu trong trong file excel đại diện 
cho đợt phóng thoi.
Nhiệt độ và áp suất làm việc trung bình của bình tách 
C2-3 trên CPP-2 được tính trên cơ sở trung bình trọng số 
theo công thức:
Trong đó, các dữ liệu được lấy từ file excel trích xuất từ 
Flow Computer như sau:
TT513i: Tín hiệu tại thời điểm i về nhiệt độ bình tách 
C2-3 (oC);
PT513i: Tín hiệu tại thời điểm i về áp suất bình tách 
C2-3 (barg);
FT1514Bi: Tín hiệu tại thời điểm i về lưu lượng conden-
sate đưa sang C2-3 (tấn/giờ);
N: Tổng số dòng dữ liệu trong trong file excel đại diện 
cho đợt phóng thoi.
Tính toán thành phần khối lượng cấu tử mẫu conden-
sate:
xiR: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu conden-
sate C1-5 được tái tạo;
xi: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu conden-
sate ổn định;
yi: Thành phần khối lượng cấu tử i trong mẫu khí được 
tách ra;
GOR: Tỷ số khí dầu (sm3/sm3);
ρoil: Mật độ của condensate ổn định được quy về điều 
kiện chuẩn 15 oC; 
ρg: Mật độ của khí tách ra được quy về điều kiện chuẩn 
15 oC. 
Tính toán MW của condensate C1-5 trên cơ sở tính 
toán tái tạo từ MW của condensate ổn định và MW khí 
tách:
ρoil: Mật độ của condensate ổn định được quy về điều 
kiện chuẩn 15 oC; 
ρg: Mật độ của khí tách ra được quy về điều kiện chuẩn 
15 oC; 
=
∑ 1514 × ( 1514 + 1514 )
∑ ( 1514 + 1514 )
=
∑ 1513 × ( 1514 + 1514 )
∑ ( 1514 + 1514 )
C1-5
C1-5
1
1
1
1
∑1
∑1
∑1
∑1
=
513 × 1514
1514
=
513 × 1514
1514
= 
× + × × 
 + × 
=
+ ×
+
× C1-5
47DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
PETROVIETNAM
MWoil: Trọng lượng phân tử của 
condensate ổn định được xác định 
trong phòng thí nghiệm bằng;
MWg: Trọng lượng phân tử của 
khí tách ra (Flashed gas) được xác 
định dựa trên thành phần khí.
Mô hình mô phỏng cho tính toán 
lượng condensate Thiên Ưng sau khi 
được nhập đầy đủ các thông số công 
nghệ và thành phần tính chất của 
các cấu tử và phân đoạn (Hình 6).
Kết quả tính toán từ mô hình mô 
phỏng cho phép xác định lượng con-
densate Thiên Ưng còn lại tàng trữ và 
xuất bán trên FSO.
Dựa trên các bộ số liệu từ mô 
hình mô phỏng cho phép chúng ta 
xây dựng công thức thực nghiệm 
áp dụng cho condensate Thiên Ưng 
đánh giá sự hao hụt trong quá trình 
công nghệ (Hình 7). Công thức thực 
nghiệm cho phép đánh giá nhanh 
mất mát condensate Thiên Ưng 
trong hệ thống thu gom xử lý tàng 
trữ theo mối quan hệ phụ thuộc của 
các thông số hệ thống công nghệ và 
tính chất chất lưu của condensate 
Thiên Ưng.
Y = a × Х1 + b × Х2 + c × Х3 + d × Х4 + 
e × Х5 + f × Х6 + g × Х7 + h × Х8 + i × 
Х9 + k
Trong đó:
a = 73,77896904
b = -0,892855713
c = 6,208990561
d = 0,581383216
e = 0,709107773
f = -0,30933858
g = -90,30695494
h = 0,874029514
i = 81,81200351
j = -0,204966919
k = -0,892855713
C1
.5_
M
ay
_2
01
9
C2
-3
(C
PP
-2
)
C2
-3
_G
as
Co
nd
en
sa
te
To
 FS
O
Pr
oc
es
s
ta
nk
pr
oc
es
s
ga
s
Co
nd
 to
Ca
rg
oT
an
k
Q2
Ca
rg
o
ta
nk
Ca
rg
oG
as
Ex
po
rt
oil
Q3
N2
Q4
C1
.5
_M
ay
_2
01
9
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
M
ole
cu
lar
 W
eig
ht
M
as
s D
en
sit
y
Ac
tu
al 
Vo
lum
e F
low
25
,38
10
,30
10
0,
0
99
,92
72
3,
3
13
8,
2
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
kg
/m
3
m
3/d
Co
nd
en
sa
te
 To
 FS
O
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
Liq
 M
as
s D
en
sit
y @
St
d C
on
d
39
,70
0,
95
00
93
,35
74
7,
3
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
kg
/m
3
Co
nd
 to
 Ca
rg
oT
an
k
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
Ac
tu
al 
Liq
uid
 Fl
ow
Liq
 M
as
s D
en
sit
y @
St
d C
on
d
52
,83
0,
08
7
87
,41
12
0,
5
75
7,
0
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
m
3/d
kg
/m
3
Ex
po
rt 
oil
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
Liq
 Vo
l F
low
 @
St
d C
on
d
48
,11
0,
08
0
86
,60
11
4,
19
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
m
3/d
C2
-3
_G
as
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
39
,70
0,
95
00
6,
65
0
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
TE
E-
10
0
LP
Ga
sF
lar
e
Re
m
ain
C2
-3
Ga
s
TE
E-
10
0
Flo
w 
Ra
tio
(1
)
Flo
w 
Ra
tio
(2
)
0,
05
43
0,
94
57
Re
m
ain
 C2
-3
Ga
s
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
M
as
s F
low
M
as
s H
igh
er
 H
ea
tin
g V
alu
e
39
,70
0,
95
00
6,
28
9
48
,12
3
C ba
r_
g
to
nn
e/
d
M
J/k
g
N2
Te
m
pe
ra
tu
re
Pr
es
su
re
St
d G
as
 Fl
ow
51
,50
0,
10
0
11
4,
5
C ba
r_
g
ST
D_
m
3/d
Hì
nh
 6.
 M
ô h
ình
 H
YS
YS
 đã
 đư
ợc
 xâ
y d
ựn
g c
ho
 vi
ệc
 tín
h t
oá
n t
ổn
 ha
o c
on
de
ns
at
e C
1-
5 t
rên
 cá
c t
hiế
t b
ị c
ôn
g n
gh
ệ C
PP
-2
 và
 FS
O
48 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PETROVIETNAM
Y: Lượng mất mát công nghệ của condensate Thiên Ưng (% khối 
lượng);
Х1: Nhiệt độ С-1-5 (
oC);
Х2: Áp suất С-1-5 (bar); 
Х3: Nhiệt độ С-2-3 (
oC);
Х4: Áp suất С-2-3 (bar);
Х5: Nhiệt độ tank công nghệ của FSO (
oC);
Х6: Áp suất tank công nghệ của FSO (bar);
Х7: Nhiệt độ tank tàng trữ của FSO (
oC);
Х8: Áp suất tank tàng trữ (bar);
Х9: Mật độ condensate Thiên Ưng tại điều 
kiện С-1-5 (kg/m3).
3. Kết luận
Vietsovpetro đã nghiên cứu, áp dụng và 
phát triển các mô hình phân chia dầu khí khác 
nhau đáp ứng các đặc thù của mỗi trường hợp 
kết nối. Mô hình kết nối theo quy trình phân 
chia ngược cho phép xác định lượng dầu phân 
chia cho các nguồn dầu với kết quả được 
nhiều bên chấp nhận. Sử dụng các công cụ 
mô phỏng tính toán cũng là phương thức xác 
định phân chia dầu khí có độ tin cậy cao. Việc 
áp dụng các công thức thực nghiệm cho phép 
đánh giá nhanh về kỹ thuật sự thay đổi của lưu 
lượng chất lưu trong hệ thống khi đi qua các 
quá trình xử lý công nghệ khác nhau.
Tài liệu tham khảo
[1] American Petroleum Institute, “Manual 
of petroleum measurement standards chapter 
20.3 Measurement of multiphase flow”, 2013.
Hình 7. So sánh kết quả tính toán và công thức thực nghiệm
19/7/18 27/10/18 4/2/19 15/5/19 23/8/19 1/12/19 10/3/20
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
M
ất
 m
át
 cô
ng
 ng
hệ
 co
nd
en
sa
te
Th
iên
 Ư
ng
 (%
 kh
ối 
lượ
ng
)
Thời gian
Kết quả tính toán 
Công thức thực nghiệm
Summary
Oil and gas field tie-in is a solution to take advantage of the existing infrastructure of major oil and gas fields to connect with and develop 
the marginal fields. This approach allows to increase the economic efficiency of small and medium reserves, open prospects for developing 
and bringing small and marginal fields into early production.
The field tie-in process faces different technical and economic challenges, including connecting and gathering capability, and levels of 
technological modification for receiving and distributing products. In the case of fields connected to the technological system of other owners, 
product distribution has important implications relating to the direct interests of the investors.
The article analyses the product distribution models which Vietsovpetro is applying to the tie-in fields, evaluating the possibility of 
updating/upgrading simulation softwares with high reliability, allowing rapid technical assessment of the changes in the flow of fluid in the 
system through technological treatment processes. 
Key words: Oil and gas field tie-in, oil and gas transportation, product distribution.
RESEARCH AND DEVELOPMENT OF PRODUCT DISTRIBUTION MODELS 
FOR VIETSOVPETRO’S TIE-IN FIELDS
Tran Le Phuong1, Le Dang Tam1, Chu Van Luong1, Pham Thanh Vinh1, Nguyen Vi Hung1, Tong Canh Son1 
Nguyen Viet Van2, Do Duong Phuong Thao1, A.G. Axmadev1, Chau Nhat Bang1, Nguyen Huu Nhan1, Doan Tien Lu1 
Tran Thi Thanh Huyen1, Le Thi Doan Trang1, Bui Mai Thanh Tu1
1Vietsovpetro
2Hoang Long - Hoan Vu JOC
Email: vinhpt.rd@vietsov.com.vn