Tối ưu, nâng cao hiệu quả hoạt động hệ thống công nghệ thu gom, vận chuyển dầu khí tại các mỏ của Vietsovpetro

24 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
phẩm đảm bảo kế hoạch sản lượng khai thác khi áp suất 
miệng giếng giảm [2]. 
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]. 
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.
TỐI ƯU, NÂNG CAO HIỆU QUẢ HOẠT ĐỘNG HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ 
THU GOM, VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ TẠI CÁC MỎ CỦA VIETSOVPETRO 
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 4 - 2020, trang 24 - 31
ISSN 2615-9902
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 
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.
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 
25DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
Bảng 1 cho thấy áp suất trong UPOG 
trên RC-5 khá cao so với áp suất tại riser vận 
chuyển dầu.
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. 
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].
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.
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 1. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm ở khu vực Nam và Trung tâm Rồng
Hình 2. Mô phỏng 3D lắp đặt thiết bị tiết lưu trên RC-5
Bảng 2. Các thông số vận chuyển dầu và khí chính RC-DM → RC-4 → RC-5 → RP-1
Bảng 1. Các thông số làm việc của hệ thống vận chuyển dầu và khí
Lượng khí của RC-5/RC-9 
đưa vào dầu bão hòa khí (nghìn m3/ngày) 
Áp suất trong UPOG (atm) 
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 
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 
RP-2
RC-4
RC-DM
Nam Rồng
Đông Nam Rồng
Đông ...  bình tách cao áp và sản lượng khai thác trên MSP-10 và BK-15
Hình 5. Sơ đồ thu gom khí sau khi tối ưu hóa
MSP -8
MSP -6
MSP -3
MSP -7
MSP -5
MSP -10
MSP -9
MSP -11
MSP -4
CTP -2
MSP -1 BK -7
CCP
MKS
BK -1
BK -10
BK-15
BK -3
ThTC -1
BK -2
ThTC -2
ThTC -3
Hỗn hợp khí lỏng
Khí đến CCP
Khí đến MKS
Á
p 
su
ất
 tr
on
g 
bì
nh
 tá
ch
 c
ao
 á
p 
(a
tm
)
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
Sả
n 
lư
ợn
g 
dầ
u 
(t
ấn
/n
gà
y)
MSB-10 và BK-15
Trước thực hiện tối ưu Sau thực hiện tối ưu
28 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
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.
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. 
2.3. Tối ưu hóa vận chuyển sản phẩm của 
BK-14/BT-7, BK-16 và GTC-1 
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.
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. 
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.
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). Hình 8. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm của GTC-1, BK-16, BK-14 và BK-9 đến CTK-3
Hình 7. Tổng thay đổi sản lượng của các giàn MSP-3, 5, 7, 9, 10, BK-15
1.400
1.500
1.600
1.700
1.800
1.900
1/5 11/5 21/5 31/5 10/6 20/6 30/6
Sả
n
lư
ợn
g
dầ
u
(t
ấn
/n
gà
y)
MSP -3, 5, 7, 9, 10 + BK -15
Sản lượng dầu
Trước thực hiện tối ưu Sau thực hiện tối ưu
Công trình 
Áp suất trung bình tại riser 
đường dầu (trong bình tách 
cao áp) (bar) 
Sự thay đổi 
áp suất (bar) 
Sản lượng dầu khai thác 
trung bình (tấn/ngày) Sự thay đổi sản lượng 
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 
Bảng 4. Tóm tắt hiệu quả các biện pháp tối ưu hóa các dòng khí
 CTP-2
B К -2
CTK-3
Dầu
Dầu bão hòa khí
UBN- 4
VSP -01
GTC -1BK-16
Hỗn hợp khí lỏng
Khí
Dầu
Hỗn hợp khí lỏng 
GTC -1
Dầu bão hòa khí
BK -16 và GTC -1
Khí
BK-14 BT -7
Hỗn hợp khí lỏng 
BK-16
BK -9
Hỗn hợp khí lỏng
BK-14/BT-7
29DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
Hình 9. Các thông số vận chuyển của đường ống GTC-1 → BK-14
Hình 10. Các thông số vận chuyển của đường ống BK-16 → BK-14
Hình 11. Các thông số vận chuyển của đường ống BK-14 → BK-9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Áp
 s
uấ
t 
(a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser GTC-1
Áp suất của GTC-1 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống GTC-1 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
26
27
1/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Áp
 s
uấ
t 
(a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser BK-16
Áp suất của BK -16 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống BK-16 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
17
18
19
20
21
22
23
24
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Áp
 s
uấ
t 
(a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser BK- 14
Áp suất của BK-14 trên BK-9
Chênh áp trên đường ống BK-14 -BK-9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser GTC-1
Áp suất của GTC-1 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống GTC-1 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
6
7
1/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại iser BK-16
Áp suất của BK -16 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống BK-16 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
17
18
19
20
21
22
23
24
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser BK- 14
Áp suất của BK-14 trên BK-9
Chênh áp trên đường ống BK-14 -BK-9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser GTC-1
Áp suất của GTC-1 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống GTC-1 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
21
22
23
24
25
26
27
1/9 16 /9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser BK-16
Áp suất của BK -16 trên BK-14
Chênh áp trên đường ống BK-16 -BK-14
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
17
18
19
20
21
22
23
24
1/9 16/9 1/10 16/10 31/10 15/11 30/11 15/12
Ch
ên
h 
áp
 (a
tm
)
Á
p 
su
ất
 (a
tm
)
Thời gian
Áp suất tại riser BK- 14
Áp suất của BK-14 trên BK-9
Chênh áp trên đường ống BK-14 -BK-9
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.
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. 
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.
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. 
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 
30 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
cứu được áp dụng trên các mỏ của Vietsovpetro và đem 
lại hiệu quả kinh tế cao từ lượng dầu khai thác thêm. 
Tài liệu tham khảo
[1]. Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, А.Г.Ахмадеев, Ле 
Динь Хое, и Ю.Д.Макаров, «Опыт пуска и эксплуатации 
трубопроводов с низкой производительностью, 
перекачивающих высокопарафинистые нефти», 
Матер, конференции «СП «Вьетсовпетро» - 30 лет 
создания и развития», Вунг Тау, 2011, c. 86 - 94.
[2]. А.Г.Ахмадеев, Тонг Кань Шон, и 
С.А.Иванов, «Комплексный подход к обеспечению 
транспортировки высокопарафинистых нефтей 
шельфовых месторождений», Нефтяное хозяйство, 
c. 100 - 103, 2015. 
[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. 
[4]. Нгуен Тхук Кханг, Тонг Кань Шон, 
А.Г.Ахмадеев, и Ле Динь Хое, «Безопасный транспорт 
высокопарафинистых нефтей морских месторождений 
Hình 13. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-14
Hình 14. Áp suất và sản lượng khai thác trên BK-16
Hình 15. Áp suất và sản lượng khai thác trên GTC-1
Hình 12. Sơ đồ vận chuyển mới
200
250
300
350
400
450
500
10,0
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
kh
ai
th
ác
dầ
u
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK-14đi BK-9
Áp suất trên riser BK- -3
Lưu lượngdầukhai thác ở BK-14
Công nghệ vận
chuyển mới
500
550
600
650
700
750
800
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 L
ưu
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK -16
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
Công nghệ vận
chuyển mới
150
200
250
300
350
400
450
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
30,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Á
p
su
ất
(a
tm
)
Áp suất tại riser GTC -1
Sản lượng dầu khai thác của GTC-1
Công nghệ vận
chuyển mới
200
250
300
350
400
450
500
10,0
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
kh
ai
th
ác
dầ
u
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK-14đi BK-9
Áp suất trên riser BK- -3
Lưu lượngdầukhai thác ở BK-14
Công nghệ vận
chuyển mới
500
550
600
650
700
750
800
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 L
ưu
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK -16
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
Công nghệ vận
chuyển mới
150
200
250
300
350
400
450
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
30,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Á
p
su
ất
(a
tm
)
Áp suất tại riser GTC -1
Sản lượng dầu khai thác của GTC-1
Công nghệ vận
chuyển mới
200
250
300
350
400
450
500
10,0
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
kh
ai
th
ác
dầ
u
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK-14đi BK-9
Áp suất trên riser BK- -3
Lưu lượngdầukhai thác ở BK-14
Công nghệ vận
chuyển mới
500
550
600
650
700
750
800
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 L
ưu
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Áp
su
ất
(a
tm
)
Áp suất trên riser BK -16
Lưu lượng dầu khai thác (tấn/ngày)
Công nghệ vận
chuyển mới
150
200
250
300
350
400
450
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
30,0
1/2 11/2 21/2 3/3 13/3 23/3 2/4 12/4 22/4 Lư
u
lư
ợn
g
dầ
u
kh
ai
th
ác
(t
ấn
/n
gà
y)
Á
p
su
ất
(a
tm
)
Áp suất tại riser GTC -1
Sản lượng dầu khai thác của GTC-1
Công nghệ vận
chuyển mới
Hỗn hợp khí 
lỏng BK-16 Hỗn hợp khí lỏng 
GTC-1
GTC-1
BK-16
UBN-4
VSP-01
Dầu CTK-3
Khí
BK-14 BT-7
Hỗn hợp khí lỏng
GTC-1 và BT-7BK-9
Dầu bão hòa khí
BK-16 và BK-14
Khí
Dầu
CTP-2
Dầu bão hòa khí
Hỗn hợp khí lỏng
Công trình 
Áp suất trung bình tại riser 
đường dầu (tronh bình tách 
cao áp) (bar) 
Sự thay đổi áp 
suất (bar) 
Sản lượng dầu khai thác 
trung bình (tấn/ngày) Sự thay đổi sản lượng 
dầu khai thác (tấn/ngày) 
Trước Sau Trước Sau 
BK-14/ BT-7 
19,9 20,0 0,1 
306,3 309,1 2,8 
20,5 18,2 -2,3 
BK-16 24,8 23,0 -1,8 589,0 630,0 41,0 
GTC-1 26,5 22,0 -4,5 201,0 244,0 43,0 
Tổng 84,0 
Bảng 5. Tóm tắt hiệu quả áp dụng công nghệ mới
31DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
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.
OPTIMISATION AND IMPROVEMENT OF THE OPERATIONAL EFFICIENCY 
OF OIL AND GAS COLLECTION AND TRANSPORT SYSTEM AT 
VIETSOVPETRO’S FIELDS
в условиях низкой производительности», Материалов 
10-го Петербургского Международного форума ТЭК - 
Санкт-Петербург, 2010, c. 154 - 157.
[5]. А.Г.Ахмадеев, Фам Тхань Винь, Буй Чонг 
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.
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