Thiết kế công nghệ hệ thống thu gom và xử lý khí từ ngoài khơi vịnh bắc bộ ứng dụng mô phỏng để tối ưu hóa phương án công nghệ thu gom và xử lý khí

Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các kết quả nghiên cứu
trình bày trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ công trình
nghiên cứu nào khác.
Hà Nội, ngày 02 tháng 06 năm 2016
Tác giả luận văn

Lê Văn Dương

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 1


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN ........................................................................................................................ 4 
KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT ............................................................................................ 5 
DANH MỤC BẢNG BIỂU ................................................................................................... 6 
DANH MỤC HÌNH VẼ ........................................................................................................ 7 
MỞ ĐẦU ............................................................................................................................... 9 
1. 

TÍNH CẤP THIẾT CỦA ĐỀ TÀI .............................................................................. 9 

2. 

ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI .................................... 9 

3. 

MỤC ĐÍCH CỦA ĐỀ TÀI ......................................................................................... 9 

4. 

NỘI DUNG NGHIÊN CỨU ..................................................................................... 10 

5. 

Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI ....................................... 10 

CHƯƠNG 1 ......................................................................................................................... 11 
TỔNG QUAN VỀ KHÍ TỰ NHIÊN ................................................................................... 11 
1.1 
1.2 
1.3 
1.4 
1.5 

KHÁI NIỆM VỀ KHÍ TỰ NHIÊN ........................................................................... 11 
NGUỒN GỐC CỦA DẦU MỎ VÀ KHÍ TỰ NHIÊN ............................................. 12 
THÀNH PHẦN CỦA KHÍ TỰ NHIÊN ................................................................... 13 
PHÂN LOẠI KHÍ TỰ NHIÊN ................................................................................. 14 
MỘT SỐ TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA KHÍ TỰ NHIÊN ....................................... 15 

CHƯƠNG 2 ......................................................................................................................... 20 
PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN KHAI THÁC MỎ THÁI BÌNH – HÀM RỒNG ................ 20 
2.1 

HỆ THÔNG CƠ SỞ HẠ TẦNG............................................................................... 20 

2.1.1  Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Thái Bình ................................................................. 20 
2.1.2  Hiện trạng phát triển mỏ Hàm Rồng ......................................................................... 22 
2.2 

ĐÁNH GIÁ, LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN ....................................... 22 

2.2.1 
2.2.2 
2.2.3 
2.2.4 

Ý tưởng phát triển ..................................................................................................... 22 
Các phương án phát triển .......................................................................................... 23 
Khái toán sơ bộ chi phí phát triển mỏ Hàm Rồng các phương án ............................ 31 
So sánh và đề xuất phương án phát triển khai thác................................................... 32 

CHƯƠNG 3 ......................................................................................................................... 34 

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 2

Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

MÔ PHỎNG QUÁ TRÌNH VẬN CHUYỂN KHÍ BẰNG PHẦN MỀM OLGA ............... 34 
3.1 
3.1.1 
3.1.2 
3.2 
3.2.1 
3.2.2 
3.2.3 
3.2.4 
3.2.5 
3.2.6 
3.2.7 
3.3 
3.3.1 
3.3.2 
3.3.3 
3.3.4 
3.3.5 
3.3.6 
3.4 
3.4.1 
3.4.2 
3.4.3 

PHẠM VI VÀ MỤC ĐÍCH CỦA QUÁ TRÌNH MÔ PHỎNG ............................... 34 
Phạm vi thiết kế của hệ thống đường ống ................................................................. 34 

Mục đích của quá trình mô phỏng ............................................................................ 34 
THÔNG SỐ CỦA QUÁ TRÌNH MÔ PHỎNG ........................................................ 35 
Mô hình mô phỏng .................................................................................................... 35 
Thông số công nghệ .................................................................................................. 36 
Thành phần khí tại các nguồn ................................................................................... 36 
Công suất đường ống ................................................................................................ 37 
Địa hình tuyên ống .................................................................................................... 37 
Thông số đường ống ................................................................................................. 38 
Thông sô môi trường................................................................................................. 39 
MÔ PHỎNG TRẠNG THÁI ỔN ĐỊNH .................................................................. 39 
Các trường hợp mô phỏng trạng thái ổn định ........................................................... 39 
Kết quả mô phỏng trạng thái ổn định ....................................................................... 42 
Phân tích và kết luận ................................................................................................. 45 
Nhiệt độ ..................................................................................................................... 47 
Nghiên cứu khả năng tạo thành Hydrate trêm đường ống ........................................ 47 
Lưu lượng liquid tại GDC ......................................................................................... 49 
MÔ PHỎNG TRẠNG THÁI KHÔNG ỔN ĐỊNH ................................................... 49 
Các trường hợp mô phỏng trạng thái không ổn định ................................................ 49 
Kết quả mô phỏng trạng thái không ổn định ............................................................ 50 
Kết quả mô phỏng của quá trình phóng thoi như bảng sau: ..................................... 60 

CHƯƠNG 4 ......................................................................................................................... 72 
KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN ............................................................................................. 72 
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ............................................................................................. 74 
TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................................... 76 
PHỤ LỤC ĐÍNH KÈM........................................................................................................ 76 

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 3

Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
LỜI CẢM ƠN

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới TS Nguyễn Anh Vũ. Cám ơn thầy đã tận tình hướng
dẫn và chỉ bảo tận tình giúp em hoàn thành luận văn này.
Tôi cũng xin cảm ơn Bộ môn Công nghệ hữu cơ - hóa dầu, Viện Kỹ thuật hóa học, Trường
Đại học Bách Khoa Hà Nội đã hết sức tạo điều kiện thực hiện luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 02 tháng 06 năm 2016

Lê Văn Dương

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 4


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

KÝ HIỆU
KCN / KCX
GDS/GDC

DO
LPG
LFS
WHP
FPSO
MOPU

Học viên: Lê Văn Dương

DIỄN GIẢI
Khu công nghiệp / Khu chế xuất
Trạm phân phối khí
Dầu Diesel
Khí tự nhiên hóa lỏng
Trạm tiếp bờ
Giàn đầu giếng
Tàu xử lý và tồn chứa dầu khí
Hệ thống khai thác dầu khí di động

Trang 5


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
DANH MỤC BẢNG BIỂU

Hình số
1.1
1.2

1.3
1.4
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
3.16
3.17

Tên bảng biểu
Một số tính chất hóa lí của khí hydrocacbon.

Khối lượng riêng của một số chất khí
Nhiệt trị của một số hydrocacbon
Giới hạn cháy nổ (%V hoặc % mol) của một số khí ở 1 atm.
Tổng hợp sản lượng khai thác theo phương án 1.
Bảng thiết bị cong nghệ cần bổ sung trên giàn Thái Bình
Bảng tổng hợp tính toán kích thước ống.
Tổng hợp sản lượng khai thác theo phương án 2.
Bảng tổng hợp tính toán kích thước ống.
Bảng thông số cụm thiết bị trên bờ phải làm mới
Khái toán chi phí đầu tư đường ống thu gom khí từ mỏ Hàm
Rồng
So sánh các phương án phát triển mỏ
Thông số đầu vào cho mô phỏng
Thành phần khí sử dụng để mô phỏng đường ống TB-HR
Công suất thiết kế đường ống
Kích thước và chiều dày lớp bọc
Đặc tính vật liệu
Thông số môi trường
Đặc tính nước biển
Trường hợp mô phỏng trạng thái ổn định
Kết quả quá trình mô phỏng ổn định
Áp suất tại GDC để tránh hình thành hydrate tại LFP.
Kết quả quá trình mô phỏng nút chất lỏng
Bảng kết quả mô phỏng thời gian gia tăng sản lượng
Các trường hợp mô phỏng quá trình phóng thoi
Bảng kết quả mô phỏng quá trình phóng thoi
Các trường hợp mô phỏng quá trình đóng ngăt và khởi động
Kết quả các trường hợp mô phỏng quá trình đóng ngăt và
khởi động
Các trường hợp mô phỏng quá trình xả tuyến ống

Học viên: Lê Văn Dương

Trang
15
17
17
18
23
26
27
29
30
31
32
33
36
36
37
38
38
39
39
40
42
48
51
52
59
60

64
65
67

Trang 6


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
DANH MỤC HÌNH VẼ

Bảng số
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
3.1
3.2

3.3
3.4
3.5
3.6

Tên hình vẽ

Sơ đồ hệ thống khai thác của mỏ Thái Bình
Sơ đồ vị trí lô dầu khi 102&106
Mô hình phát triển mỏ theo phương án 1
Sơ đồ công nghệ hệ thống khai thác khí trên giàn Thái
Bình
Bản vẽ đấu nối spool cho tương lai hiện hữu đường
ống Thái Bình về bờ.
Sơ đồ hệ thống công nghệ trên tàu FPSO
Sơ đồ công nghệ FPSO xử lý H2S bằng Amine
Mô hình phát triển Phương án 2
Mô hình mô phỏng tuyến ống từ giàn Thái Bình về bờ
Hình 4.2: Mô hình mô phỏng tuyến ống từ giàn Hàm
Rồng về giàn Thái Bình
Tổng quát cao độ tuyến ống từ giàn Thái Bình tới
Trung tâm phân phối khí
Tổng quát cao độ tuyến ống từ tàu FPSO Hàm Rồng
tới giàn Thái Bình
Tổng lượng chất lỏng ngưng tụ trong đường ống tại
lưu lượng tương ứng
Tổn thất áp suất trên tuyến ống theo lưu lượng

3.12

Đường cong hình thành hydrate và đường hoạt đông
(P&T) của đường ống
Đường cong hình thành hydrate và đường hoạt đông
(P&T) của đường ống
Đường cong hình thành hydrate và đường hoạt đông
(P&T) của đường ống
Áp suất tại TB-WHP và thể tích lỏng ngưng tụ khi lưu

lượng xả là 15 m3/hr
Tổng lượng chất lỏng ngưng tụ trong đường ống trong
quá trình gia tăng sản lượng
Áp suất tại TB-WHP và thể tích lỏng ngưng tụ khi lưu
lượng xả là 15 m3/hr

3.13

Áp suất tại TB-WHP thể tích lỏng ngưng tụ khi lưu
lượng xả là 30.25 m3/hr

3.7
3.8
3.9
3.10
3.11

Học viên: Lê Văn Dương

Trang
21
22
24
25
25
28
29
30
35
35

37
38
45
46
48
49
54
54
55
55
56

Trang 7


Luận Văn Thạc Sỹ
3.14
3.15
3.16

3.17

3.18
3.19
3.20
3.21
3.22
3.23
3.24

3.25
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
3.31
3.32

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Tổng lượng chất lỏng ngưng tụ trong đường ống trong
quá trình gia tăng sản lượng
Áp suất tại TB-WHP và thể tích lỏng ngưng tụ tại lưu
lượng xả 15 m3/hr
Áp suất tại TB-WHP và thể tích lỏng ngưng tụ khi lưu
lượng xả là 68.2 m3/hr
Tổng lượng chất lỏng ngưng tụ trong đường ống trong
quá trình gia tăng sản lượng
Áp suât và nhiệt độ trong đường ống trong quá trình
gia tăng sản lượng
Qúa trình phóng thoi với 2mmscfd và thành phần TB2019
Qúa trình phóng thoi với 5mmscfd và thành phần TB2019
Qúa trình phóng thoi với 7mmscfd và thành phần TB2019
Qúa trình phóng thoi với 10mmscfd và thành phần
TB-2019
Qúa trình phóng thoi với 15mmscfd và thành phần
TB-2019
Qúa trình phóng thoi với 20mmscfd và thành phần
TB-2019

Áp suất tại TB_WHP trong lúc đóng ngắt giàn/ khởi
động
Tổng lượng chất lỏng ngưng tụ trong đường ống trong
lúc giàn đóng ngắt và khởi động lại
Lượng lỏng đến binh tách cao áp tại GDC trong lúc
đóng ngắt/ khởi động lại
Đường cong hình thành Hydrate
Qúa trình giảm áp tại TB_WHP trong quá trình xả
Nhiệt độ sau RO trong quá trình xả
Lưu lượng xả
Qúa trình giảm áp tại TB_WHP trong quá trình xả

3.33
3.34

Học viên: Lê Văn Dương

Nhiệt độ sau RO trong quá trình xả
Lưu lượng xả

56
57
57

58

58
61
62
62

63
63
64
66
66
67
68
69
69
70
70
71
71

Trang 8


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
MỞ ĐẦU

1.

TÍNH CẤP THIẾT CỦA ĐỀ TÀI
Ngày 25/7/1976, tại giếng khoan số 61 tại xã Đông Cơ, huyện Tiền Hải, tỉnh Thái Bình,

đã phát hiện nguồn khí tự nhiên trong trầm tích Mioxen, hệ tầng Tiên Hưng ở chiểu sâu 11461156 mét với lưu lượng trên 100 nghìn m³/ngày đêm. Sau thời gian triển khai công tác thẩm
lượng và phát triển khai thác, ngày 19/4/1981, dòng khí công nghiệp đầu tiên đã được đưa
vào buồng đốt turbin nhiệt điện tại Tiền Hải giúp phát ra dòng diện công suất 100 MW hòa

vào lưới điện quốc gia. Hiện tại, sản lượng khai thác khí của mỏ Tiền Hải đã giảm xuống rất
nhỏ trong khi nhu cầu sử dụng khí của các khách hàng trong các khu công nghiệp ngày một
tăng. Vì vậy, vấn đề đặt ra là phải nhanh chóng có các phương án phát triển các mỏ nhỏ ngoài
khơi Vịnh Bắc Bộ vào phát triển khai thác nhằm đáp ứng nhu cầu cấp thiết cho sự phát triển
công nghiệp Thái Bình và xa hơn nữa là phục vụ cho sự phát triển công nghiệp của khu vực
đồng bằng Sông Hồng.
2.

ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI
Nghiên cứu phương án khai thác và thu gom khí bằng đường ống từ các mỏ khí ngoài

khơi vịnh Bắc Bộ đưa vào bờ để cung cấp cho khách hàng sử dụng khí tại khu vực tỉnh Thái
Bình.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài là nghiên cứu thiết kế mở rộng hệ thống khai thác, thu
gom và vận chuyển khí tự nhiên tại các mỏ trên Vịnh Bắc Bộ.
3.

MỤC ĐÍCH CỦA ĐỀ TÀI
Mục đích của đề tài là nghiên cứu tính toán và mô phỏng hệ thống công nghệ mở rộng

và đường ống thu gom vận chuyển khí từ ngoài khơi Vịnh Bắc Bộ vào bờ. Trên cơ sở số liệu
phát triển mỏ của dự án cụ thể, sử dụng phần mềm HYSYS 7.3, OLGA 7.0 và sổ tay hướng
dẫn thiết kế để phân tích, tính toán mô phỏng lựa chọn kích thước đường ống, chế độ vận
hành đường ống và thiết bị công nghệ phù hợp đối với một dự án xây dựng đường ống dẫn
khí.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 9

Luận Văn Thạc Sỹ
4.

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

NỘI DUNG NGHIÊN CỨU
Với số liệu thu thập được, luận văn nghiên cứu, tổng hợp tài liệu liên quan đến quá trình

triển khai Dự án khí từ đó áp dụng kiến thức chuyên môn để giải quyết nhiệm vụ cụ thể là
“Thiết kế công nghệ hệ thống thu gom và xử lý khí từ ngoài khơi Vịnh Bắc Bộ. Ứng dụng mô
phỏng để tối ưu hóa phương án công nghệ thu gom và xử lý khí.”.
Để giải quyết các vấn đề trên, đề tài sẽ nghiên cứu các nội dung cơ bản sau:
i)

Phân tích đặc trưng khí tự nhiên tại mỏ và các ứng dụng của nó.

ii) Nghiên cứu đề xuất phương án xử lý và thu gom khí các mỏ ngoài khơi Bắc Bộ.
iii) Nghiên cứu phương án phát triển mỏ và đề xuất phương án khái thác
iv) Mô phỏng tính toán kích thước ống và chế độ vận hành bằng phần mềm HYSYS
7.3 và OLGA 7.0
v) Nghiên cứu thiết kế công nghệ đường ống dẫn khí khí
vi) Thiết lập các bản vẽ công nghệ (PFD).
5.

Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI
Các công trình đường ống ngoài biển và trên đất liền đều có cùng mục tiêu chung là: vận

chuyển các sản phẩm (dầu, khí) từ các mỏ đến các hộ tiêu thụ đảm bảo an toàn, yêu cầu vận
hành đồng bộ và hoạt động có hiệu quả.

Đề tài tập trung nghiên cứu tổng hợp để có thể thiết lập và khái quát hóa được cơ sơ dữ
liệu phục vụ cho quá trình thiết kế công nghệ của một dự án đường ống dẫn khí. Từ đó, xây
dựng được phương pháp tiếp cận khoa học với các Dự án xây dựng đường ống dẫn khí, hệ
thống hóa được các tiêu chuẩn phục vụ cho thiết kế và hướng sử dụng phần mềm để mô phỏng
các tính toán công nghệ của một dự án cụ thể.
Ý nghĩa thực tiễn của đề tài đó là giúp cho những kỹ sư công nghệ, kỹ sư quản lý dự án,
những đơn vị thiết kế… dễ dàng áp dụng được những kiến thức cơ bản đã học từ chuyên
ngành kỹ thuật hóa dầu để nhanh chóng giải quyết các vấn đề khi tham gia các dự án trong
ngành dầu khí.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 10


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ KHÍ TỰ NHIÊN

1.1 KHÁI NIỆM VỀ KHÍ TỰ NHIÊN
Khí tự nhiên, hỗn hợp chất khí cháy được, bao gồm phần lớn là các hydrocarbon (hợp
chất hóa học chứa cacbon và hyđrô). Cùng với than đá, dầu mỏ và các khí khác, khí tự nhiên
là nhiên liệu hóa thạch. Khí tự nhiên có thể chứa đến 85% mêtan (CH4) và khoảng 10% êtan
(C2H6), và cũng có chứa số lượng nhỏ hơn propan (C3H8), butan (C4H10), pentan (C5H12), và
các alkan khác. Khí tự nhiên thường được tìm thấy cùng với các mỏ dầu ở trong vỏ Trái Đất,
được khai thác và chế biến (xử lý) thành nhiên liệu cung cấp cho khoảng 25% nhu cầu năng
lượng thế giới.
Khí tự nhiên chứa lượng nhỏ các tạp chất, bao gồm điôxít cacbon (CO2), hyđrô sulfit

(H2 S), và nitơ (N2). Do các tạp chất này có thể làm giảm nhiệt trị và đặc tính của khí tự nhiên,
chúng thường được tách ra khỏi khí tự nhiên trong quá trình chế biến khí và được sử dụng
làm sản phẩm phụ.
Thành phần định tính, định lượng của khí tự nhiên khác nhau ở các mỏ khác nhau, có
thể khác nhau đáng kể ở các tầng trong cùng một mỏ. Giữa khí tự nhiên và khí đồng hành
không có sự khác biệt lớn về thành phần định tính, nhưng về mặt định lượng thì khí đồng
hành nghèo CH4, hơn và giàu C4+ hơn so với khí tự nhiên.
Khí tự nhiên có thể chia thành các loại sau:
- Khí không đồng hành: là khí nằm trong các mỏ khí tự nhiên.
- Khí đồng hành: là khí nằm trong các mỏ dầu và được tách ra trong quá
trình khai thác dầu.
Cũng như dầu mỏ, khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quý giá, gần
như không tái sinh, đóng vai trò cực kì quan trọng, nếu không nói là quyết định trong hoạt
động kinh tế, sản suất và trong đời sống của con người trong thời đại văn minh hiện nay. Một
sự biến động trong cán cân cung cầu dầu khí đều lập tức ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực kinh tế,
đến chính sách kinh tế, xã hội. Ngày nay, dầu khí được coi là tài nguyên chiến lược, chịu sự
kiểm soát trực tiếp hoặc gián tiếp của các quốc gia.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 11


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

1.2 NGUỒN GỐC CỦA DẦU MỎ VÀ KHÍ TỰ NHIÊN
Nguồn gốc của dầu khí được xác định từ xác thực vật, động vật, mà chủ yếu là các loại
tảo phù du sống trong biển đã lắng đọng, tích tụ cùng với các lớp đất đá trầm tích vô cơ xuống

đáy biển từ hàng triệu năm về trước đã biến thành dầu mỏ, sau đó thành khí tự nhiên. Có thể
quá trình lâu dài đó xảy ra theo ba giai đoạn: biến đổi sinh học bởi vi khuẩn, biến đổi hoá học
dưới tác dụng của các điều kiện địa hoá thích hợp và sự di chuyển tích tụ các sản phẩm trong
vỏ trái đất.
- Giai đoạn biến đổi sinh học: Xác động thực vật bị phân huỷ bởi các vi
khuẩn ưa khí, sau đó bởi các vi khuẩn kị khí trong quá trình trầm lắng dần trong
nước biển. Các albumin bị phân huỷ nhanh nhất, các hydrat cacbon bị phân huỷ
chậm hơn. Các khí tạo ra như H2S, NH3, N2, CO, CH4... hoà tan trong nước rồi
thoát ra ngoài, phần chất hữu cơ còn lại bị chôn vùi ngày càng sâu trong lớp đất
đá trầm tích. Không gian xẩy ra quá trình phân huỷ sinh học đó gọi là vùng vi
khuẩn.
- Giai đoạn biến đổi hoá học: Ở giai đoạn hoá học tiếp theo, vật liệu hữu
cơ còn lại, chủ yếu là các chất lipid, nhựa, sáp, terpen, axit béo, axit humic tham
gia các phản ứng hoá học dưới tác dụng xúc tác của các chất vô cơ trong đất đá ở
điều kiện áp suất lớn hàng trăm, thậm chí hàng nghìn atmotphe, ở một vài trăm
độ bách phân. Các chất vô cơ khác nhau, đặc biệt là các aluminosilicat, có thể
đóng vai trò chất xúc tác. Quá trình biến đổi hoá học xảy ra vô cùng chậm. Càng
xuống sâu, thời gian càng lớn, sự biến đổi đó càng sảy ra sâu xa theo chiều hướng:
Hợp chất phức tạp sinh vật → hợp chất hữu cơ đơn giản hơn
Hợp chất thơm phức tạp
→ hợp chất thơm đơn giản
→ hydrocacbon đơn giản
→ naphten
→

parafin

HC đơn phân tử lượng lớn → hydrocacbon phân tử lượng bé

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 12


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Phản ứng chủ yếu xảy ra trong giai đoạn hoá học là phản ứng cracking, trong đó mạch
cacbon của phân tử chất hữu cơ bị đứt gãy dần. Kết quả là các chất hữu cơ đơn giản hơn, chủ
yếu là các hydrocacbon, sinh ra ngày càng nhiều.
Đồng thời với việc xảy ra các phản ứng cracking phân huỷ đó là quá trình ngưng tụ,
kết hợp một số chất hữu cơ tương đối đơn giản vừa tạo thành để tạo ra các chất hữu cơ phức
tạp hơn, các chất nhựa, asphalten. Các chất nhựa asphalten tan kém, nặng hơn, nên phần lớn
bị kết tủa, sa lắng, phần ít còn lại lơ lửng, phân tán trong khối chất lỏng hydrocacbon sinh ra
bởi quá trình cracking.
Tập hợp các phản ứng địa hoá đó đã biến dần các vật liệu hữu cơ thành dầu mỏ và khí
tự nhiên. Như vậy có thể coi khí tự nhiên là sản phẩm của quá trình phân huỷ hoá học của dầu
mỏ, do đó mỏ khí tự nhiên thường ở sâu hơn mỏ dầu, tuổi của khí tự nhiên thường cao hơn
tuổi của dầu mỏ. Dầu mỏ càng già sẽ càng nhẹ đi, càng chứa nhiều chất ít phức tạp, càng biến
nhiều thành khí.
-

Giai đoạn di chuyển tích tụ tạo thành mỏ: Dầu mỏ đang được tạo thành ở dạng hỗn
hợp lỏng có thể bị di cư từ chỗ này sang chỗ khác dưới tác dụng vận động của vỏ
trái đất. Chúng thẩm thấu, chui qua các lớp đất đá xốp, chúng chảy theo các khe
nứt và có thể bị tập trung, bị giữ trong những tầng đá đặc khít, tạo ra các túi dầu
mà ta thường gọi là các mỏ dầu. Trong các mỏ dầu các quá trình hoá học vẫn tiếp
tục xảy ra, dầu vẫn liên tục biến thành khí, tạo ra các mỏ khí.

-

Quá trình hình thành dầu và khí xảy ra rất chậm, kéo dài hàng chục, thậm chí hàng
trăm triệu năm rồi và vẫn đang xẩy ra, do đó tuổi của dầu mỏ, của khí tự nhiên là
rất lớn.

1.3 THÀNH PHẦN CỦA KHÍ TỰ NHIÊN
Người ta phân thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành thành hai nhóm: Nhóm
các hợp chất hydrocacbon và nhóm các hợp chất phi hydrocacbon.
-

Các hợp chất hydrocacbon

Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí mêtan và đồng đẳng của nó như: C2H6, C3H8,
nC4H10, iC4H10, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp chất C5, C6. Hàm của các cấu tử
trên thay đổi theo nguồn gốc của khí.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 13


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Đối với khí tự nhiên thì cấu tử chủ yếu là mêtan còn các cấu tử nặng hơn như C3, C4
là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí nào đều là như nhau, nó không phụ
thuộc vị trí khai thác.
Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C3, C4 cao hơn và thành phần của nó

phụ thuộc vị trí khai thác và thời gian khai thác.
-

Các hợp chất phi hydrocacbon

Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí tự nhiên và khí đồng hành còn
chứa các hợp chất khác như: CO2, N2, H2S, He, Ar, Ne ... Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều
nhất là N2. Đặc biệt, có những mỏ khí chứa hàm lượng He khá cao, như các mỏ khí tự nhiên
ở Mỹ. Ví dụ mỏ Kandas chứa 1.28 % He, mỏ Texas chứa 0.9% He.
1.4 PHÂN LOẠI KHÍ TỰ NHIÊN
• Phân loại theo nguồn gốc hình thành
Theo cách phân loại này, người ta phân thành 3 loại:
-

Khí tự nhiên: là các khí chứa trong các mỏ riêng biệt mà thành phần chủ yếu là
mêtan (80-95% có mỏ lên đến 99%), còn lại là các khí khác như etan, propan,
butan...

-

Khí đồng hành: là khí nằm trong dầu. Khi khai thác dầu, có sự giảm áp ta sẽ thu
được khí này. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu tử nặng
hơn (C2+) tăng lên đáng kể.

-

Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các
Hydrocacbon như: Propan, butan, condensat...

• Phân loại theo hàm lượng khí axít

Theo cách phân loại này, ta có hai loại khí sau:
-

Khí chua: là khí có hàm lượng H2S ≥ 5,8mg/m³, hàm lượng CO2 > 2% thể tích.

-

Khí ngọt: là khí có hàm lượng H2S

5,8mg/m³, hàm lượng CO2 < 2% thể tích.

• Phân loại theo hàm lượng C3+
Theo cách phân loại này thì có hai loại khí: Khí béo và khí gầy
-

Khí gầy (khí nghèo) là khí có hàm lượng C3+ nhỏ hơn 50g/m³ khí.

-

Khí béo (khí giàu) là khí có hàm lượng C3+ lớn hơn 400g/m³ khí.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 14


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

• Phân loại theo hàm lượng C2+
Theo cách phân loại này ta có hai loại: khí khô và khí ẩm:
-

Khí khô: là khí có hàm lượng C2+ < 10% thể tích.

-

Khí ẩm: là khí có hàm lượng C2+ > 10% thể tích.

1.5 MỘT SỐ TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA KHÍ TỰ NHIÊN
• Nhiệt độ tới hạn – áp suất tới hạn
Một chất có thể biến từ trạng thái hơi sang trạng thái lỏng khi nhiệt độ giảm và áp suất
tăng trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn một giá trị nào đó. Trên nhiệt độ đó không thể biến
hơi thành lỏng ở bất kì áp suất nào. Nhiệt độ đó được gọi là nhiệt độ tới hạn.
Tại điểm tới hạn, không phân biệt được trạng thái lỏng và hơi (khối lượng riêng, độ
nhớt và tính chất khác). Nhiệt độ tới hạn thường được kí hiệu là Tk, tương ứng với Tk có
khái niệm áp suất tới hạn Pk.
Các thông tin tới hạn đối với các hydrocacbon riêng biệt thu được trên cơ sở dữ kiện
thực tế và thực nghiệm.
Bảng 1.1: Một số tính chất hóa lí của khí hydrocacbon.
Áp suất Thể tích
Nguyên
Nhiệt độ sôi
Nhiệt độ tới hạn
tới hạn riêng tới
tố
(Map)
hạn
o

o
o
o
C
K
C
K
cm3/g
CH4
-161.5
111.5
-82.6
190.4
4.6
6.2
C2H6
-88.6
184.4
32.3
305.3
4.9
4.9
C3H8
-42.1
230.9
69.7
342.7
4.3
4.5
i-C4H10

-11.7
261.4
152.0
425.0
3.8
4.4
n-C4H10
-0.5
272.5
135.0
408.0
3.7
4.5
i-C5H12
27.9
300.9
187.2
460.2
3.4
4.3
n-C5H12
36.1
309.1
196.5
469.5
3.4
4.3
CO2
-78.5
194.5

31.1
304.1
7.4
3.2
H2S

-60.3

212.7

100.4

373.4

9.0

-

Hệ số
nén tới
hạn
0.288
0.285
0.281
0.283
0.274
0.270
0.262
0.274
0.283

• Áp suất hơi bão hòa
Áp suất hơi bão hòa của một chất lỏng là áp suất hơi riêng phần gây ra bởi các phân tử
đó tồn tại trên mặt thoáng khi chất lỏng bay hơi cực đại, hay nói cách khác khi có cân bằng
bay hơi – ngưng tụ.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 15


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Áp suất hơi bão hòa phụ thuộc vào nhiệt độ. Nhiệt độ tăng áp suất hơi bão hòa tăng
nhanh.
Mối quan hệ giữa áp suất hơi bão hòa và nhiệt độ được biểu diễn bằng phương trình
Clapupron – Clausius dạng tích phân:
LnP = A/T+ B
Với A, B là hằng số phụ thuộc vào bản chất pha lỏng.
Áp suất hơi bão hòa có giá trị càng lớn nếu chất lỏng có phân tử lượng càng bé. Chất
có áp suất hơi bão hòa càng lớn là chất dễ bay hơi.
• Nhiệt độ sôi
Sự sôi là hiện tượng chất lỏng bay hơi ào ạt, mọi phân tử lỏng đều bay hơi. Ở đó áp
suất hơi bão hòa của chất lỏng đang sôi bằng áp suất đè lên mặt thoáng. Vậy áp suất đè lên
mặt thoáng càng lớn thì nhiệt độ sôi càng lớn.
Nhiệt độ sôi của các hydrocacbon phụ thuộc vào áp suất đè lên mặt thoáng và nhiệt độ
sôi được xác định bằng thực nghiệm.
• Khối lượng riêng và tỉ khối

Khối lượng riêng của một chất khí hay hỗn hợp là tỉ lệ giữa một đơn vị khối lượng và
một đơn vị thể tích chất khí đó chiếm chỗ được tính theo công thức:
ρ =

m
v

(kg/m3)

Trong đó:
m: khối lượng của chất khí (kg)
V: thể tích của chất khí (m3)
Tỉ khối của khí A so với khí B là tỉ số giữa khối lượng riêng của khí A và khí B ở cùng
nhiệt độ và áp suất.
Trong kĩ thuật người ta thường so sánh khối lượng riêng của một chất khí với không
khí. Còn ở các chất lỏng thì so với nước.
Khối lượng riêng, tỉ khối là các đại lượng đặc trưng cho một chất và dùng để đánh giá
sơ bộ tính chất lý học của chất đó.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 16


Luận Văn Thạc Sỹ

Cấu tử
KLR (15oC,
bar)kg/m3)
Tỷ khối của khí

so với không khí

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
Bảng 1.2: Khối lượng riêng của một số chất khí
CH4 C2H6 C3H8 i.C4H10 n.C4H10 C5H12 CO2 H2S N2
0.68 1.27 1.87
2.45
3.03
3.64 1,.86 1.44 1.18
0.55

1.05

1.55

2.07

2.07

2.49

1.52

1.18 0.97

• Điểm sương của khí
Điểm sương của khí hay hỗn hợp khí là nhiệt độ cao nhất mà ở đó giọt lỏng bắt đầu
được tạo thành từ pha khí.
Ví dụ: Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ tại 24 barg có nhiệt độ điểm sương là 5°C.
Biết được điểm sương chúng ta có thể duy trì nhiệt độ khí hydrocacbon đủ lớn để tránh

hiện tượng tạo lỏng trong quá trình vận chuyển, sử dụng khí
• Nhiệt trị
Nhiệt trị của một chất là hiệu ứng nhiệt của phản ứng đốt cháy chất đó bằng oxy tạo
thành oxit cao nhất và các chất tương ứng.
Phản ứng cháy của hydrocacbon no:
CnH2n+2 +

3n + 1
O2 ⎯→ nCO2 + (n+1)H2O + Q
2

Người ta định nghĩa hai dạng nhiệt trị:
-

Nhiệt trị cao (Qc) là nhiệt trị nước tạo thành ở thể lỏng.

-

Nhiệt trị thấp (Qt) là nhiệt trị nước tạo thành ở dạng hơi.

Nhiệt trị phụ thuộc vào khối lượng riêng và tỉ lệ hydrocacbon ở thể hơi. Hydrocacbon
càng nhẹ có nhiệt trị khối lớn nhưng nhiệt trị thể tích nhỏ. Nhiệt trị phụ thuộc vào áp suất,
nhiệt độ.
STT
1
2
3
4
5

Bảng 1.3: Nhiệt trị của một số hydrocacbon
Chất khí
BTU/ft3
CH4
1009.700
C2H6
1768.800
C3H8
2517.400
C4H10
3262.100
C5H12
4380.100

Học viên: Lê Văn Dương

MJ/m3
37.694
66.033
93.980
121.781
149.650

Trang 17


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

• Độ nhớt
Độ nhớt là một đại lượng đặc trưng cho mức độ cản trở giữa hai chất lưu khi chúng
chuyển động tương đối trượt lên nhau. Đơn vị của độ nhớt là centi Stokes (cSt).
Độ nhớt của khí tăng khi nhiệt độ tăng và giảm khi phân tử lượng tăng.
Độ nhớt là một đại lượng phụ thuộc rất phức tạp vào bản chất, nhiệt độ, áp suất, nồng
độ khí. Không có phương trình toán học nào dù ở dạng rất phức tạp cho phép tính độ nhớt
của tất cả các sản phẩm dầu mỏ mà chỉ có các đồ thị, những phương trình gần đúng để tính
độ nhớt cho các phân đoạn hẹp.
Tuy vậy, độ nhớt là đại lượng quan trọng để đánh giá phẩm chất cũng như đánh giá độ
truyền nhiệt, khả năng lưu chuyển, tính toán đường ống, bơm, hiệu suất các đĩa trong tháp
chưng cất…
• Giới hạn cháy nổ
Hỗn hợp khí hydrocacbon với không khí có thể cháy nổ khi gặp lửa, hỗn hợp này chỉ
cháy nổ khi tỷ lệ hydrocacbon và không khí hoặc oxy nguyên chất nằm trong một giới hạn
nào đó, nó phụ thuộc vào bản chất khí và nhiệt độ của khí.
Giới hạn cháy nổ dưới là hàm lượng tối thiểu của khí (tính theo phần trăm thể tích hay
phần trăm mol) trong hỗn hợp với không khí hoặc oxy nguyên chất có thể cháy được khi gặp
ngọn lửa.
Giới hạn cháy nổ trên là hàm lượng tối đa của khí (tính theo phần trăm thể tích hay
phần trăm mol) trong hỗn hợp với không khí hoặc oxy nguyên chất có thể cháy được khi gặp
ngọn lửa.
Vùng cháy nổ được giới hạn bởi giới hạn cháy nổ trên và giới hạn cháy nổ dưới về
nồng độ khí. Ngoài vùng cháy nổ thì sự cháy nổ không diễn ra do sự thiếu hụt oxy hay do
quá nghèo nguyên liệu.
Bảng 1.4: Giới hạn cháy nổ (%V hoặc % mol) của một số khí ở 1 atm.
TT
Chất
Hỗn hợp với không khí
Hỗn hợp với oxy
khí

Giới hạn dưới Giới hạn trên Giới hạn dưới Giới hạn trên
1
CH4
5.3
14.0
5.1
61
2
C2H6
2.0
12.5
3.0
66
3
C3H8
2.2
9.5
2.3
55
4
i.C4H10
1.8
8.4
1.8
49

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 18

Luận Văn Thạc Sỹ
5
6
7
8
9

n.C4H10
i.C5H12
n.C5H12
H2
H 2S

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
1.9
1.4
1.5
4.0
4.3

8.5
8.3
8.3
7.5
45.5

1.8
-

49
-

Đối với hỗn hợp khí hydrocacbon, giới hạn cháy nổ được xác định bằng công thức:
y(

n
n1 n2
+
+ ... + k ) = 100%
N1 N 2
Nk

Trong đó:
y :Giới hạn cháy nổ của hỗn hợp
N: Giới hạn cháy nổ của từng cấu tử
n: Phần trăm thể tích hoặc phần trăm mol của từng cấu tử
Các đại lượng nhiệt độ cháy và giới hạn cháy nổ trên, dưới là các thông số kĩ thuật áp
dụng trong vận chuyển, chế biến khí và tồn trữ khí.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 19


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ
CHƯƠNG 2

PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN KHAI THÁC MỎ THÁI BÌNH – HÀM RỒNG
2.1

HỆ THÔNG CƠ SỞ HẠ TẦNG
Trong khu vực lân cận mỏ khí Thái Bình và cụm mỏ Hàm Rồng chưa có đầy đủ hệ

thống cơ sở hạ tầng phục vụ khai thác, vận chuyển dầu/khí. Hiện chỉ có giàn khai thác mỏ khí
Thái Bình (lô 102&106) đang trong giai đoạn khai thác với hệ thống khai thác đơn giản phục
vụ khai thác và vận chuyển khí riêng cho mỏ khí Thái Bình vào bờ. Mỏ Thái Bình là mỏ khí
tự nhiên có tính chất khí tương đối tốt, khí khô, hàm lượng CO2 thấp, H2S không đáng kể.
Như vậy cần nghiên cứu phương án phát triển khai thác mỏ Hàm Rồng.
2.1.1 Hệ thống thiết bị khai thác mỏ Thái Bình
Giàn khai thác WHP TBDP-A được đặt ở vị trí cách bờ 20 km và cách thành phố Hải
Phòng 50 km về phí Đông-Nam. Giàn có cấu trúc sàn lắp đặt trên cấu trúc ngầm 3 chân đế,
có bãi đáp trực thăng phục vụ hậu cần, các hoạt động khẩn cấp. Giàn thiết kế không người
có 4 vị trí khoan trong đó 2 vị trí dành cho giếng khai thác và 2 vị trí còn lại để dự phòng.
Giàn được thiết kế để khai thác với lưu lượng khí 20 triệu bộ khối/ngày (tối đa 26 triệu bộ
khối/ngày). Hoạt động vận hành của giàn được kiểm soát và điều khiển từ bờ và trong trường
hợp cần có thể tiếp cận giàn bằng thuyền hoặc máy bay trực thăng.
Các bộ phận chính của giàn WHP Thái Bình bao gồm: Cụm phân dòng, thiết bị đo
(Wet gas meter), sân bay, cẩu, hệ thống năng lượng, điều khiển đầu giếng, hệ thống khí nhiên
liệu, khí điều khiển, hóa phẩm. Hệ thống đường ống xuất khí tính từ ống đứng – Riser và
cụm thu gom và phan phối khí trên bờ.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 20


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Sản phẩm khai thác sau khi qua hệ thống đo và phục vụ cho hoạt động nội mỏ (khí điều
khiển, khí nhiên liệu) sẽ được xuất về bờ qua hệ thống đường ống dài 20 km. Sơ đồ hệ thống
khai thác của mỏ Thái Bình được trình bày như tại hình bên dưới :

Hình 2.1: Sơ đồ hệ thống khai thác của mỏ Thái Bình
Toàn bộ chất lưu khai thác từ mỗi giếng sẽ gộp dòng và xuất vào bờ tới trạm xử lý khí
bằng đường ống lắp đặt dưới đáy biển có đường kính 12” dài 20 km. Điểm cung cấp khí đặt
trên giàn TBDP-A.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 21


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

2.1.2 Hiện trạng phát triển mỏ Hàm Rồng

Hình 2.2: Sơ đồ vị trí lô dầu khi 102&106
Khu vực mỏ Hàm Rồng bao gồm các cấu tạo sau:
-

Mỏ Hàm Rồng Trung Tâm: Thuộc lô 102&106, là mỏ dầu có chất lượng sản phẩm
tương đối tốt, khí đồng hành có hàm lượng CO2 thấp (tối đa 6% thể tích), H2S
không đáng kể. Nhà đầu tư và các bên đang xem xét các phương án phát triển mới.

-

Hàm Rồng Đông và Nam: Theo kết quả phân tích DST, PVT từ các giếng khoan
thẩm lượng tại các cấu tạo Hàm Rồng có hàm lượng H2S trong khí từ các giếng
trên là khá cao (từ 2500 ppmv tới 8800 ppmv), trong khi tiêu chuẩn khí thương
phẩm cấp tới các hộ tiêu thụ quy định hàm lượng H2S tối đa 10 ppmv. Hàm lượng
CO2 trong khí cũng khá cao (từ 10% thể tích tới 13% thể tích). Hai mỏ này, cùng
với mỏ Hàm Rồng Trung Tâm của lô 106 có tính chất là các mỏ nhỏ, khoảng cách
khá gần nhau nên sơ bộ đánh giá phương án phát triển chung có thể mang lại hiệu
quả kinh tế nhiều hơn cho các bên, cũng như cho nước chủ nhà về mặt tổng thể.

2.2

ĐÁNH GIÁ, LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN

2.2.1 Ý tưởng phát triển
Trên cơ sở các thông tin về lịch sử thăm dò dầu khí, vị trí địa lý, trữ lượng và tính chất
dầu khí của lô 102&106 và 102/10&106/10, điều kiện cơ sở hạ tầng hiện có trong khu vực

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 22


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

cho đến thời điềm hiện tại, ý tưởng phát triển cho các cấu tạo thuộc cụm mỏ Thái Bình-Hàm

Rồng như sau:
•

Mỏ Thái Bình: giàn WHP không người, khí khai thác được xuất theo tuyến ống
Thái Bình về bờ như mô tả ở trên.

•

Cụm mỏ Hàm Rồng, bao gồm cấu tạo Hàm Rồng trung tâm (lô 106), cấu tạo Hàm
Rồng Nam và Hàm Rồng Đông (lô 106/10): tại mỗi cấu tạo sẽ xây dựng giàn đầu
giếng không người (WHP), sản phẩm khai thác từ các WHP được đưa về xử lý tại
tàu FPSO (thuê) đặt gần với WHP Hàm Rồng trung tâm. Khí sau xử lý được xuất
bán về bờ, dầu/condensate sau xử lý được tồn chứa và xuất bán tại FPSO.

Hàm lượng CO2 tại các cụm mỏ Hàm Rồng là không quá cao, trong khi tại mỏ Thái
Bình hàm lượng CO2 không đáng kể, do đó giả thiết không tách loại CO2 trong khí trước khi
xuất bán. Khí khai thác sẽ được xử lý tách nước để hạn chế ăn mòn đường ống bởi CO2.
2.2.2 Các phương án phát triển
Các phương án phát triển được xem xét, đánh giá dựa trên các phương án xử lý, vận
chuyển khí từ cụm mỏ Hàm Rồng.
Phương án 1: Thu gom vận chuyển khí Hàm Rồng có tận dụng tuyến ống Thái Bình
về bờ. Phương án này xem xét sản lượng khí khai thác từ cụm mỏ Thái Bình-Hàm Rồng nằm
trong khả năng vận chuyển của tuyến ống Thái Bình về bờ. Theo thiết kế, tuyến ống này có
công suất vận chuyển 50 MMscfd khí với áp suất tại giàn Thái Bình là 41 barg, nhà điều hành
sẽ thực hiện nâng cấp hệ thống thiết bị để nâng áp suất vận hành tại giàn Thái Bình lên 41
barg, tương ứng với khả năng vận chuyển của tuyến ống này tăng lên 70 MMscfd. Nhà đầu
tư sẽ xây dựng tuyến ống khí mới từ FPSO cụm mỏ Hàm Rồng kết nối với tuyến ống này tại
điểm kết nối sát với giàn Thái Bình WHP.
Chế độ vận hành khai thác cụm mỏ Hàm Rồng sẽ được điều chỉnh để tổng sản lượng
khí xuất từ cụm mỏ Thái Bình-Hàm Rồng không vượt quá 70 MMscfd.

Bảng 2.1: Tổng hợp sản lượng khai thác theo phương án 1.
PA 1
Sản lượng khai thác đỉnh
Tổng sản lượng khai thác
Cấu tạo
Dầu/condensate, Khí, triệu bộ Dầu/condensate, Khí, tỷ bộ
ngàn thùng/ngày khối/ngày
triệu thùng
khối
Thái Bình
20
77.6
Hàm Rồng trung
10
20
27.8
122.5
tâm

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 23


Luận Văn Thạc Sỹ
Hàm Rồng Nam
Hàm Rồng Đông
Tổng cộng

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

8
1.4
17.4

10
20
70

15.8
5.5
49.1

73.4
79.2
352.6

Để đáp ứng tiêu chí vận chuyển theo tuyến ống này, khí từ cụm mỏ Hàm Rồng cần
được xử lý tách nước và tách H2S tại FPSO trước khi xuất bán. Khí sau xử lý có hàm lượng
H2S tối đa 10 ppmv. H2S trong khí được chuyển hóa thành lưu huỳnh nguyên tố và vận
chuyển vào bờ bằng tàu dịch vụ.

Hình 2.3: Mô hình phát triển mỏ theo phương án 1
Hiện tại tại khu vực mỏ Thái Bình có 1 giàn đầu giếng Thái Bình WHP. Khí &
condensate khai thác tại Thái Bình WHP được đo đếm tại thiết bị đo khí ẩm WGFM- 0101/
0102 rồi đưa qua đường ống 12” dài khoảng 25 km về tiếp bờ tại Côn Vành LFS và được xử
lý (tách và ổn định Condensate, làm khô khí..) tại Thái Bình GDC. Khí được xuất bán sang
Công ty Phân phối khí thấp áp để đưa đến các hộ tiêu thụ, condensate đưc bán qua hê thống
xuất xe bồn.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 24


Luận Văn Thạc Sỹ

GVHD: TS. Nguyễn Anh Vũ

Hình 2.4: Sơ đồ công nghệ hệ thống khai thác khí trên giàn Thái Bình
Hiện tại trên giàn Thái Bình WHP đang để đầu chờ và không gian để lắp thiết bị nhận
thoi và đã có 01 riser 12” cho tương lai cho việc đấu nối vào giàn Thái Bình WHP. Hơn nữa,
trên đường ống ngầm cũng có spool 12” dài 22m tại vị trí KP00+000 đến KP00+022 cho đấu
nối các nguồn khí khác trực tiếp vào đường ống Thái Bình WHP – Thái Bình GDC. Vì vậy
việc đấu nối vào Thái Bình WHP hoặc đường ống Thái Bình WHP – Thái Bình GDC là hoàn
toàn khả thi.

Hình 2.5: Bản vẽ đấu nối spool cho tương lai hiện hữu đường ống Thái Bình về bờ.

Học viên: Lê Văn Dương

Trang 25