Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu quả vận chuyển khí đồng hành mỏ BRS Algeria

 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 59, Kỳ 1 (2018) 75-84 75 
Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu quả vận chuyển khí đồng 
hành mỏ BRS Algeria 
Nguyễn Hải An 1,*, Nguyễn Văn Thịnh 2, Hoàng Văn Phú 1, Nguyễn Thanh Hải 1, Phan 
Việt Dũng 1, Trần Bình Dương 1, Nguyễn Thanh Hải 3 
1 Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), Việt Nam 
2 Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
3 Công ty điều hành thăm dò khai thác dầu khí trong nước (PVEP - POC), Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 15/6/2017 
Chấp nhận 20/7/2017 
Đăng online 28/2/2018 
 Công tác vận hành đường ống Vận chuyển khí đồng hành, hoặc khí thiên 
nhiên có chứa nhiều thành phần hydrocacbon trung bình và nặng, trong điều 
kiện khắc nhiệt khi nhiệt độ môi trường thay đổi liên tục là một trong những 
thách thức rất lớn đối với công tác vận hành đường ống. Trong quá trình 
vận chuyển khí, pha lỏng hình thành và tăng dần hàm lượng khi nhiệt độ 
đường ống và môi trường giảm. Đặc biệt lưu lượng vận chuyển thấp so với 
thiết kế sẽ gây ra hiện tượng dao động áp suất, ảnh hưởng lớn đến quá trình 
vận chuyển của đường ống. Bài báo trình bày kết quả giải pháp nâng cao 
hiệu quả vận chuyển khí bằng đường ống dự án BRS Algeria bằng phương 
pháp mô hình sô mô phỏng dòng chảy đa pha nhằm đánh giá và lựa chọn 
phương án giảm thiểu nút chất lỏng trong quá trình vận chuyển khí, đồng 
thời điều chỉnh hợp lý các thông số khai thác theo điều kiện công nghệ và 
thiết bị hiện hữu của mỏ BRS Algeria. Kết quả nghiên cứu đã đề xuất giải 
pháp phóng thoi định kỳ để giải phóng các nút lỏng và nâng cao hiệu quả 
vận chuyển khí đồng hành mỏ BRS Algeria 
© 2018 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Vận chuyển khí béo 
Đường ống vận chuyển 
Dòng chảy đa pha trong 
đường ống 
1. Mở đầu 
Mỏ Bir Seba thuộc lô hợp đồng PSC 433a& 
416b nằm ở vùng Touggourt Algeria, trong sa mạc 
Sahara, cách thủ đô Alger khoảng 550 km về phía 
Đông Nam và cách mỏ dầu Hassi Messaoud 
khoảng 100 km về phía Đông Bắc. Mỏ BRS Algeria 
được thực hiện trên cơ sở thỏa thuận hợp đồng 
 phân chia sản phẩm với tỉ lệ tham gia như sau: 
Công ty Sonatrach (nước chủ nhà Algeria) và các 
đối tác khác chiếm tỷ lệ: 55%. Đại diện của Việt 
Nam là Tổng công ty thăm dò khai thác Dầu khí 
PVEP chiếm 45% (Tổng Công ty Thăm dò khai 
thác Dầu khí, 2013). Diện tích ban đầu của mỏ là 
6.472 km2, sau khi hoàn trả một phần diện tích còn 
lại là 4.530 km2, vị trí như Hình 1. 
Dự án BRS Algeria được phát triển theo 2 giai 
đoạn: Giai đoạn 1, khai thác dòng dầu đầu tiên vào 
15/8/ 2015 với lưu lượng khai thác 20.000 thùng
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E - mail: annh1@pvep.com.vn 
76 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 
dầu/ngày. Giai đoạn 2, dự kiến cho dòng dầu vào 
vào cuối năm 2020, nâng tổng công suất xử lý cho 
toàn mỏ là 40.000 thùng dầu/ngày. Quá trình khai 
thác mỏ được thiết kế chia làm 3 trạm thu gom, 
mỗi trạm thu gom có thể kết nối với 12 giếng khai 
thác và chất lưu khai thác sẽ được đưa về trung 
tâm xử lý (Tổng Công ty Thăm dò khai thác Dầu 
khí (PVEP), 2013). 
Trung tâm xử lý được thiết kế tiếp nhận dòng 
chất lưu khai thác từ các giếng thông qua hệ thống 
thu gom. Dầu thô được xử lý, khí đồng hành được 
tách và sau đó đưa đến đường ống vận chuyển khí 
tới Z - cina HMD. Dầu được tàng trữ trong các bồn 
chứa trước khí vận chuyển đến HEH thông qua 
đường ống (Hình 1). Hệ thống xử lý trong giai 
đoạn 1 được tối giản hóa về mặt thiết bị, không 
bao gồm hệ thống bơm ép nước, thiết bị của hệ 
thống khí gaslift. Trung Tâm xử lý bao gồm hệ 
thống xử lý dầu, khí, nước, điện, tự động hóa và các 
hệ thống phụ trợ khác. 
2. Đối tượng nghiên cứu 
Đối tượng nghiên cứu là hệ thống đường ống 
vận chuyển khí thuộc dự án BRS Algeria. Hệ thống 
này bắt đầu vận chuyển ngày 16/09/2015, áp suất 
Hình 1. Vị trí Lô 433a&416b - Dự án BRS Algeria (Tổng Công ty Thăm dò khai thác Dầu khí, 2013). 
Hình 2. Sản lượng khai thác thực tế Mỏ Bir - Seba từ 10/2015 - 10/2016 (Tổng Công ty Thăm dò khai 
thác Dầu khí (PVEP), 2016). 
 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 77 
tại BRS có hiện tượng tăng dần khiến cho việc vận 
chuyển khí rất khó khăn và phải đẩy ra đốt tại 
đuốc để nhằm duy trì hoạt động khai thác tại mỏ. 
Theo thiết kế, ngay từ ban đầu phải tối ưu về chi 
phí đầu tư lắp đặt đường ống cho cả 02 giai đoạn 
phát triển của dự án, với công suất vận chuyển tối 
đa là 38 MMscfd và tối thiểu tương ứng với 25% 
công suất thiết kế. Theo sản lượng khai thác dự 
tính và thực tế khai thác của giai đoạn 1 (với 16 
giếng khai thác), sản lượng khai thác dầu bình 
quân là 14.000 - 20.000 thùng dầu/ngày, sản 
lượng khai thác khí trung bình là 11 - 16 MMscfd, 
bao gồm một phần khoảng 2 - 2,5 MMscfd là khí 
nhiên liệu, và 9 - 15 triệu bộ khối khí/ngày được 
nén vận chuyển tới Z - cina (Tổng Công ty Thăm 
dò khai thác Dầu khí (PVEP), 2013). 
Hiện trạng đường ống vận chuyển khí đang 
hoạt động trong điều kiện lưu lượng thấp nhất (9 
- 15 MMscfd tương đương khoảng 25% công suất 
thiết kế ban đầu) (Hình 2) cho tới khi có thể đưa 
giai đoạn 2 vào vận hành khai thác (thêm 20 giếng 
khai thác, nâng tổng sản lượng khai thác là 40.000 
thùng dầu/ngày, và 38 MMscfd khí /ngày), dự 
kiến bắt đầu từ cuối 2020. Trong điều kiện vận 
chuyển khí với lưu lượng thấp cùng với tỉ phần 
Hydrocarbon nặng cao dẫn đến hình thành pha 
lỏng trong điều kiện vận hành đường ống. Khi đó, 
đường ống vận chuyển ở dạng 2 pha. Trong điều 
kiện vận hành của đường ống, nút chất lỏng hình 
thành làm cản trở dòng chảy chất lưu bên trong, 
gây nên hiện tượng tổn hao áp suất dọc đường 
ống. Áp suất vận hành ổn định của hệ thống là 58 
bar, tuy nhiên đến một thời điểm nào đó khi áp 
suất yêu cầu đầu vào đường ống vượt quá áp suất 
vận hành định mức tối đa của máy nén khí, khi đó 
hệ thống xử lý tự động đẩy khí ra đuốc đốt, thay vì 
được đưa tới Z - cina theo đường ống như thông 
thường. Yêu cầu đặt ra là phải xử lý khối lượng 
chất lỏng lắng đọng trong đường ống, giảm thiểu 
hiện tượng tăng áp suất đầu vào đường ống, duy 
trì hoạt động ổn định hệ thống vận chuyển khí. Do 
vậy, cần phải nghiên cứu để tìm ra các giải pháp 
nhằm nâng cao hiệu quả vận chuyển khí bằng 
đường ống từ trung tâm xử lý GBRS đến điểm tiếp 
nhận tại Z - cina. 
3. Cơ sở toán học về chế độ dòng chảy hai pha 
trong đường ống 
3.1. Chế độ dòng chảy 2 pha trong đường ống 
Hỗn hợp dầu khí vận chuyển trong đường 
ống có các cấu trúc dòng chảy khác nhau, phụ 
thuộc vào các yếu tố như thành phần chất lưu, lưu 
lượng vận chuyển cũng như tỷ số thể tích lỏng - 
khí. Về tổng thể, chế độ dòng chảy có thể được 
chia làm hai dạng chính, dựa trên cấu trúc hình 
học của đường ống: Chế độ dòng chảy trong 
đường ống theo phương ngang và chế độ dòng 
chảy trong đường ống theo phương thẳng đứng. 
Có rất nhiều tên gọi được đặt cho các chế độ dòng 
chảy khác nhau, tuy nhiên tựu chung có bốn chế 
độ: Dòng chảy ở dạng nút, dòng chảy tầng, dòng 
chảy hình khuyên và dòng chảy bọt khí phân tán. 
Chế độ dòng chảy tầng diễn ra ở dòng chảy theo 
phương ngang, trong đó dưới tác dụng của trọng 
lực, khí và chất lỏng tách khỏi nhau, khí di chuyển 
ở phía trên, chất lỏng ở phía dưới. Chế độ dòng 
chảy hình khuyên diễn ra trong hệ thống vận 
chuyển với lưu lượng khí lớn chiếm ưu thế so với 
lưu lượng chất lỏng. Khí và chất lỏng dưới dạng 
hạt phân tán trong khí, chuyển động trong tâm 
đường ống, được bao bọc bởi phía ngoài là một 
lớp phim chất lỏng bám trên bề mặt thành ống. 
Chế độ dòng chảy bọt khí phân tán xuất hiện khi tỷ 
phần chất lỏng chiếm phần lớn trong hỗn hợp dầu 
khí. Dòng chảy diễn ra dưới dạng hỗn hợp lỏng khí 
mà trong đó khí phân tán trong môi trường chất 
lỏng dưới dạng các bọt khí. Chế độ dòng chảy nút 
được quan sát thấy trong hệ thống vận chuyển 
hỗn hợp dầu khí khi xuất hiện các nút chất lỏng - 
khí khác nhau chuyển động trong đường ống, hoặc 
có sự xuất hiện các lớp sóng chuyển động của chất 
lỏng do hiện tượng trượt kéo của khí trên bề mặt 
chất lỏng. 
Trong dòng chảy 2 pha khí - lỏng, chất lỏng bị 
ảnh hưởng bởi lực ma sát cho nên có khuynh 
hướng chuyển động phía sau pha khí. Mặt khác, 
pha khí tiêu hao năng lượng khi truyền động năng 
cho pha lỏng, dẫn đến kéo dòng khí lại. Kết quả 
làm giảm áp suất nhanh hơn so với đơn pha , chất 
lỏng có xu hướng tăng lên trong đường ống. Tính 
phức tạp của dòng chảy biến đổi pha chỉ ra sự khó 
khăn trong việc xây dựng mô hình dòng chảy bằng 
phương pháp suy luận toán học mà phải xây dựng 
phương trình dòng chảy bằng thực nghiệm. 
3.2. Phương trình thực nghiệm dòng chảy 2 
pha trong đường ống 
Beggs - Brill xây dựng chế độ dòng chảy ban 
đầu dựa trên các thí nghiệm (Maning and 
78 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 
Thompson, 1991). Số liệu mô phỏng các khu vực 
dòng chảy tương ứng đường nét đứt như trong 
Hình 3. Khu vực IV đại diện cho khu vực tức thời, 
đó là chế độ chảy phân lớp và chế độ chảy nút chất 
lỏng. Hệ số biến đổi là λ𝐿 tỉ phần thể tích được xác 
định bằng chỉ số Froude 
𝐹𝑟 = 𝑉𝑚
2/(𝑔𝐷) 
Trong đó: 𝑉𝑚: Vận tốc hỗn hợp, m/s; 𝑔: Gia tốc 
trọng trường, 9,98 m/s2; 𝐷: Đường kính ống, m. 
Mối quan hệ có thể được quy đổi 𝑉𝑚 𝑣à λ𝐿: 
𝑉𝑠𝐿 = 𝑚𝐿/(𝜌𝐿𝐴) 
𝑉𝑠𝐺 = 𝑚𝐺/(𝜌𝐺𝐴) 
𝑉𝑚 = 𝑉𝑠𝐿 + 𝑉𝑠𝐺 
𝜆𝐿 = 𝑉𝑠𝐿/(𝑉𝑠𝐿 + 𝑉𝑠𝐺 ) 
Trong đó: 𝜆𝐿: Tỉ phần thể tích chất lỏng dòng 
chảy; 𝑉𝑠𝐿 : Vận tốc bề mặt pha lỏng, m/s; 𝑉𝑠𝐺 : Vận 
tốc bề mặt pha khí, m/s; 𝑚: Lưu lượng khối, kg/s; 
𝜌: Khối lượng riêng, kg/m3; 𝐴: Diện tích tiết diện 
ngang (𝐴 = (π ∗ 𝐷2)/4), m2. 
Phương pháp phân tích xác định chế độ dòng 
chảy dựa trên trục đứng trong Hình 3. Trong đó tỉ 
phẩn thể tích chất lỏng (đường 𝐿1, 𝐿2, 𝐿3, 𝐿4) ở vị 
trí tương ứng với chỉ số Froude. Đường L có thể so 
sánh với chỉ số Froude thực tế để xác định chế độ 
dòng chảy. 
𝐿1 = 316𝜆𝐿
0,302
𝐿2 = 0,0009252𝜆𝐿
−2,4684
𝐿3 = 0,10𝜆𝐿
−1,4516
𝐿4 = 0,5𝜆𝐿
−6,738
* Chế độ chảy phân lớp: Chế độ này xuất hiện 
khi điều kiện sau được thỏa mãn 𝜆𝐿 < 0,01; 𝐹𝑟 <
𝐿1; 𝜆𝐿 ≥ 0,01; 𝐹𝑟 < 𝐿2; 
* Dòng chảy chuyển pha: Dạng dòng chảy này 
xuất hiện khi λL ≥ 0.01; L2 ≤ Fr ≤ L3; 
* Chế độ chảy nút: Ở chế độ này ta có 0,01 ≤
λL < 0,4 ; L3 < Fr ≤ L1; λL ≥ 0,4; L3 < Fr ≤ L4; 
* Chế độ chảy phân tán: Ở chế độ phân tán, ta 
nhận được điều kiện λL < 0,4; Fr ≥ L1; λ ≥
0.4 ; Fr > L4; 
* Tỉ phần chất lỏng: 
𝐻𝐿 = 𝑎𝜆𝐿
𝑏/𝐹𝑟𝑐 
Hệ số a, b, c được xác định theo Bảng 1 
Trong khu vực chuyển đổi chế độ dòng chảy, 
ta có: 
𝐻𝐿 = 𝛿𝐻𝐿,𝑠𝑒𝑔𝑟 + 𝛾 𝐻𝐿,𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟 
Chế độ dòng chảy a b c 
Dòng chảy Phân lớp 0,98 0,4846 0,0868 
Dòng chảy Nút chất lỏng 0,845 0,5351 0,0173 
Dòng chảy Phân tán 1,065 0,5824 0,0609 
(3) 
(2) 
(4) 
Hình 3. Biểu đồ chế độ dòng chảy nằm ngang (Maning and Thompson, 1991). 
(6) 
(7) 
(8) 
(9) 
(10) 
Bảng 1. Hệ số thực nghiệm xác định chế độ dòng chảy (Maning and Thompson, 1991). 
(11) 
(1) 
(5) 
 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 79 
Trong đó: δ = (𝐿3 − Fr)/(𝐿3 − 𝐿2) và γ =
 1 − δ ; 
 - Chiều dài nút chất lỏng được xác định theo 
phương trình thực nghiệm (Maning and 
Thompson, 1991). 
𝐿𝑠 = 𝑚𝑎𝑥 {30𝑑, 𝑒𝑥𝑝 {−26,8
+ 28,5 [𝑙𝑛 (
𝑑
0,0254
)]
0,1
}} 
Trong đó: 𝐿𝑠: Chiều dài nút chất lỏng, m; 𝑑: 
đường kính đường ống, m. 
 - Tỉ phần nút chất lỏng biểu diễn theo 
phương trình thực nghiệm (Fancis and Richard, 
1991). 
𝑎𝐿𝑆 = 𝑒𝑥𝑝[−(7,85. 10
−3𝜃 + 2,48. 10−6𝑅𝑒𝐿𝑆)], 0
0
≤ 𝜃 ≤ 900 
Trong đó: 𝑎𝐿𝑆: Tỉ phần nút chất lỏng; 𝑅𝑒𝐿𝑆: Số 
Reynolds, xác định theo công thức (14) 
𝑅𝑒𝐿𝑆 =
𝑑𝜌𝐿(𝛼𝐺𝑣𝐺 + 𝛼𝐿𝑣𝐿)
𝜇𝐿
* Giảm áp suất do ma sát: Sự giảm áp suất do 
ma sát được xác định theo công thức: 
𝜌𝑛 = 𝜆𝐿𝜌𝐿 + (1 − 𝜆𝐿)𝜌𝐺 
𝜇𝑛 = 𝜆𝐿𝜇𝐿 + (1 − 𝜆𝐿)𝜇𝐺 
* Số Reynolds: 
𝑅𝑒𝑛 = 𝜌𝑛𝑉𝑚𝐷/𝜇𝑛 
Hệ số ma sát lấy từ đường ống trơn theo 
phương trình (18): 
𝑓𝑛 = 1/{2𝑙𝑜𝑔10[𝑅𝑒𝑛/(4,5223𝑙𝑜𝑔10𝑅𝑒𝑛 − 3,8215)]}2 
Mối quan hệ giữa hệ số hai pha và hệ số ma 
sát được xác định dựa vào công thức (19). 
𝑓𝑡𝑏/𝑓𝑛 = 𝑒𝑥𝑝(𝑠) 
Trong đó: 
𝑠 = 𝑙𝑛 (𝑦)/{−0,0523 + 3,182 𝑙𝑛(𝑦)
− 0,8725[𝑙𝑛(𝑦)]2
+ 0,01853[𝑙𝑛(𝑦)]4} 
𝑦 = 𝜆𝐿/𝐻𝐿
2 
đối với 1 < 𝑦 < 1,2 tính s bởi công thức: 
𝑠 = 𝑙𝑛 (2,2𝑦 − 1,2) 
Nếu bỏ qua tác dụng của chiều cao và ảnh 
hưởng bởi gia tốc, hệ số ma sát dòng chảy 2 pha, 
ta có: 
𝑓𝑡𝑏 = 𝑓𝑡𝑏(𝑓𝑡𝑏/𝑓𝑛) 
Tỉ lệ áp suất giảm dọc theo đường ống: 
(
𝑑𝑃
𝑑𝑋
)
𝑓
=
𝑓𝑡𝑏𝜌𝑛𝑉𝑚
2
2𝑔𝑐𝐷
(𝑋: 𝑐ℎ𝑖ề𝑢 𝑑à𝑖 đườ𝑛𝑔 ố𝑛𝑔). 
Ở đây X là chiều dài đường ống. 
4. Tính toán dựa trên phần mềm mô phỏng 
Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả sử dụng 
phần mềm OLGA để mô phỏng, xây dựng và đánh 
giá phân tích các mô hình dòng chảy đa pha trong 
hệ thống đường ống vận chuyển Dầu khí trên cơ 
sở các phương trình toán học được trình bày 
trong mục 3 (từ phương trình 1 đến phương trình 
24). Đây là công cụ đáp ứng được mọi yêu cầu về 
mô phỏng dòng chảy có sự biến đổi pha cũng như 
sự thay đổi cấu trúc dòng chảy theo thời gian (chế 
độ chuyển tiếp) và được sử dụng rất phổ biến, 
đảm bảo độ chính xác cao (Fard et al., 2005; 
Nemoto et al., 2010; Baliño et al., 2010). 
Đối với giải pháp số hóa, đường ống được 
phân chia thành các đoạn ngắn và giải bằng các 
phương pháp hữu hạn theo từng bước thời gian. 
Với giả thiết tổng các thành phần chất lưu là không 
thay đổi trong một đoạn ống, phần mềm có khả 
năng tính toán và xác định đặc tính của các pha khí, 
lỏng liên tục theo thời gian với các điều kiện môi 
trường khác nhau. Quá trình biến đổi pha lỏng - 
khí được mô phỏng nhờ phương trình cân bằng 
khối lượng, cân bằng năng lượng, cân bằng động 
lượng của chất lưu vận chuyển trong đường ống 
khi điều kiện áp suất và nhiệt độ thay đổi. Ngoài 
ra, mô hình hóa cũng mô phỏng được đầy đủ các 
thông số đường ống như: địa hình; các đoạn ống 
đứng, ngang, nghiêng; các lớp cách nhiệt; 
truyền/trao đổi nhiệt; đóng mở các van cũng như 
thay đổi lưu lượng chất lưu vận chuyển theo thời 
gian. 
4.1. Xây dựng mô hình đường ống vận chuyển 
khí 
Cơ sở xây dựng mô hình đường ống vận 
chuyển khí là tạo file input thành phần khí chưa 
tách phần lỏng từ phần mềm PVTsim để tạo thông 
số đầu vào cho việc mô phỏng bằng phần mềm 
OLGA để phân tích tính chất dòng chảy của đường 
ống khí. Điều kiện vận hành nhiệt độ đầu vào của 
dòng khí khoảng 80oC, nhiệt độ môi trường dao 
động từ 10 - 30oC, đường ống không bọc cách 
nhiệt, áp suất đầu vào đường ống lớn nhất 61 barg. 
Lựa chọn phương trình thực nghiệm toán học phù 
hợp với chất lưu vận hành thực tế. Nhập thành 
phần trong PVTsim và chọn phương trình thực 
nghiệm phù hợp cho dự án. Tiếp theo, lựa chọn 
phương trình thực nghiệm phù hợp với điều kiện 
vận hành của mỏ. Áp suất tiếp nhận tại Z - cina là 
(13) 
(14) 
(15) 
(16) 
(17) 
(18) 
(19) 
(20) 
(21) 
(22) 
(23) 
(24) 
(12) 
80 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 
35 bar, dựa trên số thiệu thống kê áp suất yêu cầu 
đầu vào đường ống từ 9/10 - 19/11/2016. Xây 
dựng mô hình kiểm chứng áp suất đầu vào đường 
ống, kết quả được biểu diễn trên Hình 4. 
Kết quả chạy mô hình cho thấy (Hình 4), áp 
suất đầu vào đường ống gần như trùng khít hoàn 
toàn so với kết quả thực tế, đặc biệt là tại các giá 
trị cực đại và cực tiểu. Tuy nhiên, ở một vài thời 
điểm, có sự chênh lệch so với thực tế (nhỏ hơn 
 5%) . Giá trị chênh lệch này nằm trong giới hạn sai 
số cho phép do đó, kết quả phân tích của mô hình 
là đảm bảo độ chính xác về các thông số vận hành 
của đường ống. 
4.2. Kết quả nghiên cứu 
4.2.1. Điều kiện vận hành đường ống vận chuyển 9 
triệu bộ khối khí/ngày 
Ở chế độ giả ổn định với đầu ra 35 bar, nhiệt 
độ môi trường 10oC. Mô phỏng kết quả cho thấy 
áp suất đầu vào đường ống là 59 bar (Hình 5). 
Kết quả phân tích theo giản đồ pha cho thấy, 
nhiệt độ vận hành của đường ống nằm trong 
đường bao pha của giản đồ pha như Hình 6b. Do 
đó tại điều kiện vận hành có sự tách pha lỏng ra 
khỏi khí, trong đường ống vận chuyển tồn tại hai 
pha với tỉ phần lỏng như Hình 6a. 
Theo kết quả phần mềm chế độ dòng chảy hai 
pha có các chế độ dòng chảy ID = 1 chế độ dòng 
chảy phân lớp, ID = 2 chế độ dòng chảy vành 
xuyến, ID = 3 chế độ chảy nút, ID = 4 chế độ dòng 
chảy bọt phân tán. Theo Hình 7 dòng chảy trong 
ống có hai chế độ dòng chảy phân tầng và nút. 
Áp suất động học tại đầu vào đường ống biến 
đổi theo thời gian. Cường độ áp suất đầu vào 
đường ống phụ thuộc vào chế độ dòng chảy trong 
đường ống. Hình 8 cho thấy có sự dao động áp suất 
chứng tỏ xuất hiện nút chất lỏng dọc đường ống. 
Áp suất đầu vào đường ống tăng cao khi đó thể 
tích lỏng trong đường ống cao, áp suất giảm tỉ lệ 
thuận với thể tích pha lỏng trong đường ống. 
4.2.2. Giải pháp phóng thoi nâng cao hiệu quả vận 
chuyển của đường ống 
Với điều kiện vận chuyển khoảng 9 triệu bố 
khối khí. Sau khi phóng thoi đẩy toàn bộ chất lỏng 
trong đường ống, áp suất đầu vào đường ống 
Hình 4. Kiểm chứng mô hình với áp suất làm việc 
thực tế của đường ống. 
Hình 5. Biểu đồ áp suất dọc theo đường ống ở chế 
độ ổn định. 
Hình 6. (a). Tỉ phần lỏng dọc theo đường ống ở chế độ ổn định; (b).Điều kiện vận hành đường ống. 
(a) (b) 
 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 81 
Hình 7. Chế độ chảy dọc đường ống. 
Hình 8. Áp suất động học đầu vào đường ống. 
Hình 9. Suất động học đầu vào đường ống trước 
và sau phóng thoi. Hình 10. Thời gian phóng thoi. 
Hình 11. Tổng thể tích phần lỏng dọc theo đường 
ống ở điều kiện vận hành. 
Hình 12. Vận tốc thoi di chuyển dọc theo đường ống. 
82 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 
giảm xuống khoảng 44 bar (Hình 11). Áp suất đầu 
vào đường ống tăng dần do sự tách pha dẫn đến 
thể tích pha lỏng trong đường ống tăng dần. Sau 
khoảng 6 ngày phóng thoi áp suất trở lại trạng thái 
ban đầu khoảng 58 - 60 bar. 
Trong quá trình thoi dịch chuyển toàn bộ chất 
lỏng trước thoi bị đẩy ra khỏi đường ống. Thể tích 
pha lỏng trong đường ống tăng dần sau khi phóng 
thoi, khoảng 6 ngày để trở về trạng thái ban đầu 
với thể tích 3.500 thùng. 
Vận tốc thoi dịch chuyển khoảng 0,5 mét/giây 
(Hình 11); thời gian thoi dịch chuyển khoảng 70 
giờ (Hình 12), được kiểm nghiệm tương đối chính 
xác so với thời gian thực từ khi bắt đầu phóng đến 
khi nhận thoi ở dầu tiếp nhận (Hình 16). 
Đánh giá lưu lượng vận chuyển khác nhau với 
lưu lượng vận chuyển 9 MMScfd, 12 MMScfd và 15 
MMScfd với điều kiện biên áp suất đầu ra đường 
ống là 35 bar và nhiệt độ môi trường 10 oC. 
Thời gian phục hồi áp suất động học đầu vào 
đường ống kể từ khi bắt đầu phóng thoi với lưu 
lượng vận chuyển lần lượt là 9 MMscfd, 12 
MMscfd và 15 MMScfd tương ứng thời gian là 9 
ngày, 5,5 ngày, 3 ngày (Hình 13). Dao động áp suất 
đầu vào đường ống có xu thế giảm dần khi tăng 
lưu lượng. 
Vận tốc phóng thoi ở chế độ giả ổn định khi 
lưu lượng vận chuyển tăng dần khi đó vận tốc thoi 
dịch chuyển tăng dần tỉ lệ với lưu lượng Hình 14. 
Thời gian thoi dịch chuyển hết tuyến ống như 
với khoảng thời gian lần lượt là 70 giờ, 50 giờ và 
40 giờ lưu lượng vận chuyển 9 MMscfd, 12 
MMscfd và 15 MMScfd (Hình 15). 
5. Kết luận 
Đường ống vận chuyển khí dự án Algeria 
đường kính 12 inch dài 130 km, được thiết kế với 
công suất vận chuyển 38 triệu bộ khối khí/ngày. 
Điều kiện vận hành thực tế cho thấy khí có thành 
phần hydrocacbon nặng cao, lưu lượng vận 
chuyển giai đoạn 1 thấp 9 - 15 triệu bộ khối 
khí/ngày đạt 25 - 30% công suất thiết kết, nhiệt độ 
môi trường thay đổi liên tục giữa ngày, đêm và 
theo mùa rất lớn. Khí dịch chuyển trong đường 
ống các thành phần hydrocarbon nặng tách ra và 
Hình 13. Biểu đồ áp suất động học đầu vào đường ống. Hình 14. Biểu đồ vận tốc trung bình của thoi. 
Hình 15. Thời gian thoi di chuyển toàn bộ tuyến ống. 
 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 83 
hình thành pha lỏng. Đường ống vận chuyển 2 pha 
hình thành nút chất lỏng dọc đường ống đã gây ra 
tổn hao áp suất lớn trong quá trình vận chuyển 
khí. Qua kết quả nghiên cứu, đã đưa ra các giải 
pháp nâng cao hiệu quả vận chuyển khí bằng 
đường ống tại mỏ BRS gồm: 
 - Phóng thoi định kỳ với thời gian từ 3 - 9 
ngày tùy thuộc vào lưu lượng khí và nhiệt độ môi 
trường. Phương án phóng thoi có chi phí thấp nhất 
tiết kiệm cho công ty BRS - Algerial dự tính khoảng 
75 triệu USD từ năm 2015 đến năm 2020 so với 
chi phí thuế đốt khí xả ra môi trường. 
 - Xây dựng thệ thống tách pha lỏng ra khỏi 
khí bằng tháp chưng đảm bảo hiệu quả kỹ thuật 
cao nhất. Tuy nhiên lại không hiệu quả kinh tế do 
ảnh hưởng bởi môi trường đầu tư, đây là dự án 
đầu tư thêm không được thu hồi theo quy định của 
nước sở tại. Do vậy, cần phải có chính sách đầu tư 
khác cho phép Nhà đầu tư thu hồi chi phí đầu tư 
ban đầu thì Dự án sẽ mang lại hiệu quả kinh tế. 
Tài liệu tham khảo 
Baliño, J. L., Burr, K. P., Nemoto, R. H., 2010. 
Modeling and simulation of severe slugging in 
air - water pipeline - riser systems, 
International journal of multiphase flow 36, 
2010, 643 - 660. 
Fancis, S. M., Richard, E. T., 1991. Oilfield 
processing of petroleum volume one: natural 
gas. 
Mehrdad, P. F., John, M. G., Svein, I. S., 2005. 
Modeling of servere slug and slug control with 
OLGA, SPE 84685. 
Ove Bratland, 2013. Pipe Flow - multi - phase flow 
assurance. 
Rafael, H. N., Jorge, L. B., Rafael, L. T., Carlos, A. G., 
2010. A case study in flow assurance of a 
pipeline - riser system using OLGA, 13th 
Brazilian congress of thermal sciences and 
engine. 
Tổng Công ty Thăm do Khai thác Dầu khí (PVEP), 
2013. Cập nhật Báo cáo phát triển mỏ Bir Seba 
Algeria. 
Tổng Công ty Thăm do Khai thác Dầu khí (PVEP), 
2016. Báo cáo khai thác mỏ Bir Seba Algeria. 
Hình 16. Hình ảnh trước và sau phóng thoi. (a) Foam Pig đang sử dụng; (b) Thiết bị phóng Pig của GBRS. 
84 Nguyễn Hải An và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (1), 75-84 
ABSTRACT 
Solutions for efficiency improvement BRS rich gas transportation 
in Algeria 
An Hai Nguyen 1, Thinh Van Nguyen 2, Phu Van Hoang 1, Hai Thanh Nguyen 1, Dung Viet Phan 1, 
Duong Binh Tran 1, Hai Thanh Nguyen 3 
1 PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP), Vietnam. 
2 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam. 
3 PetroVietnam Domestic Exploration Production Operating Company (PVEP POC). 
Pipeline transportation of associated gas or gas condensate which content medium and heavy 
components form liquid phase in operating condition, especially environment temperature change 
drastically impact adversely to gas pipeline operating activities. Heavy component gas is called rich 
gas which forms liquid phase in operating condition, liquid content increase gradually in conditional 
environmental temperature decrease. Pipeline transportation at low flow rate causes slug regime 
which adversely impact on inlet pressure of gas pipeline. This paper shows the result of solution for 
efficiency improvement BRS - Algeria rich gas transportation by multiphase simulation model to 
evaluate and select options for minimizing slug in transporting gas, and adjusting process parameter 
fit for existing facilities of BRS field. The result of study is periodic pigging measure to push liquid 
phase out of the pipeline and increase the efficiency of transporting associated gas BRS - Algeria.