Flow Assurance Study on Offshore Marginal Oil Field Development in Vietnam: The Case of Ca Ngu Vang Oil Field

• Autorzy: Nguyen Van Tinh , Nguyen Thi Hai Yen , Trinh Tien Thang , Tong Canh Son , Le Dinh Hoe

Identyfikatory

DOI

10.29227/IM-2020-02-04

Warianty tytułu

PL

Badanie zapewnienia rozwoju przepływu w przybrzeżnych marginalnych pól naftowych w Wietnamie: Studium przypadku pola naftowego Ca Ngu Vang

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Over the last few years, PetroVietnam has discovered and exploited several marginal oil fields such as Ca Ngu Vang, Te Giac Trang, Hai Su Den, Hai Su Trang, etc. however the reserves are modest. Test results received during drilling exploratory wells within these fields indicated that the maximum total daily production rate from the wells could promisingly range to about 20,000 barrels of oil per day (BOPD). Unfortunately, the optimum development of these offshore oil fields still offers numerous challenges to oil engineers due to the limitations of equipment and technology. Oil production activities worldwide show that if the daily production of an offshore oilfield is less than 20,000 BOPD, a connection of the marginal fields to their nearest larger oil field should be taken into consideration in order to efficaciously recover more crude oil. Often, this method of production requires a long subsea pipeline system. Besides, the transportation of the fluids from these fields to the processing platform will undergo several serious problems caused by the deposition of wax. All these matters should be handled to guarantee the performance of transportation. A number of models using PIPESIM, PIPEPHRASE and OLGA have been applied to design and examine the operations of the subsea pipeline in different working conditions. Results of the simulations proposed the use of passive insulation to economically eliminate wax deposition and recommended proper pipeline shutdown operations to minimize several problems related to flow assurance issues in the region of interest.

PL

W ciągu ostatnich kilku lat w Vietnamie odkryto i eksploatowano kilka marginalnych pól naftowych, takich jak Ca Ngu Vang, Te Giac Trang, Hai Su Den, Hai Su Trang, itd.… Jednak zasoby są skromne. Wyniki testów otrzymane podczas wiercenia odwiertów poszukiwawczych na tych polach wykazały, że maksymalny całkowity dzienny poziom wydobycia z odwiertów może potencjalnie sięgać około 20 000 baryłek ropy dziennie (BOPD). Niestety, optymalny rozwój tych przybrzeżnych pól naftowych nadal stwarza liczne wyzwania dla inżynierów naftowych ze względu na ograniczenia sprzętu i technologii. Działalność wydobywcza ropy naftowej na całym świecie pokazuje, że jeśli dzienna produkcja morskiego pola naftowego jest mniejsza niż 20 000 BOPD, należy wziąć pod uwagę połączenie pól marginalnych z ich najbliższym większym polem naftowym, aby efektywnie odzyskać więcej ropy. Często ta metoda produkcji wymaga długiego systemu rurociągów podmorskich. Poza tym transport płynów z tych pól na platformę obróbkową będzie wiązał się z kilkoma poważnymi problemami spowodowanymi osadzaniem się wosku. Wszystkie te sprawy powinny być załatwione, aby zagwarantować wykonanie transportu. Szereg modeli wykorzystujących PIPESIM, PIPEPHRASE i OLGA zostało zastosowanych do projektowania i badania działania rurociągu podmorskiego w różnych warunkach pracy. W wynikach symulacji zaproponowano zastosowanie izolacji pasywnej w celu ekonomicznego wyeliminowania osadzania się wosku oraz zalecono prawidłowe operacje wyłączania rurociągu, aby zminimalizować kilka problemów związanych z kwestiami zapewnienia przepływu w obszarze zainteresowania.

Słowa kluczowe

EN

marginal field; flow assurance; pipeline; Ca Ngu Vang

PL

pole marginalne; zapewnienie przepływu; rurociąg; Ca Ngu Vang

• Wydawca: Polskie Towarzystwo Przeróbki Kopalin
• Czasopismo: Inżynieria Mineralna
• Rocznik: 2020
• Tom: no. 2, vol. 1
• Strony: 15--22
• Opis fizyczny: Bibliogr. 10 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Nguyen Van Tinh

• Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology (HUMG), Vietnam

autor

Nguyen Thi Hai Yen

• Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology (HUMG), Vietnam

autor

Trinh Tien Thang

• PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP), Vietnam

autor

Tong Canh Son

• Russia-Vietnam Joint Venture (Vietsovpetro), Vietnam

autor

Le Dinh Hoe

• Russia-Vietnam Joint Venture (Vietsovpetro), Vietnam

Bibliografia

• 1. Nguyen Thuc Khang, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Basement of White Tiger and Dragon Oilfields. PetroVietnam Journal. 1999. (in Vietnamese).
• 2. Tong Canh Son, Le Dinh Hoe. Experience of high waxy crude transportation through a submarine pipeline in "Vietsovpetro" offshore oil fields. PetroVietnam Journal. 2015, p. 43-52. (in Vietnamese).
• 3. Phung Dinh Thuc, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, Ngo Huu Hai. The Tie-in of Ca Ngu Vang to Bach Ho oil field and experience of marginal oil fields tie-in with existing large oil filed. PetroVietnam Journal. 2016, p. 28-32. (in Vietnamese).
• 4. ARARIMEH AIYEJINA, DHURJATI PRASAD, CHAKRABARTI, ANGELUS PILGRIM, M.K.S.SASTRY. Wax formation in oil pipelines: A critical review. International journal of multiphase flow. 2011, Vol. 37, Issue 7. p. 671-694.
• 5. GUPTA, ANAND & SIRCAR, ANIRBID & PDPU, INDIA. Need for Flow Assurance for Crude Oil Pipelines: A Review. International Journal of Computational Science and Engineering. 2015, Vol.6, p. 43-49. ISN 2015-2045.
• 6. GARY GROVE, GEIR SAETHER AND GIOVANNI P. ESTRADA. Employing Flow Assurance in an Offshore FEED Study. SPE 116254, p. 1-10.
• 7. MARCIA CRISTINA KHALIL DE OLIVEIRA, ADRIANA TEIXEIRA, LENISE COUTO VIEIRA, ROBERTOR DE FONSECA JUNOR. Flow assurance challenges for long subsea pipelines. Rio Oil & Gas Expo and Conference 2014.
• 8. MEI YANG, JAQIANG JING, LINGLIN LEI, JIATONG TAN. Simulation Testing on the Shutdown and Safe Restart of Crude Oil Pipelines. International Conference on pipelines and trenchless technology. October 2011, p 1454-1464.
• 9. RUPI PRASAD. Chemical treatment options for hydrotest water to control corrosion and bacterial growth. Corrosion 2003, NACE -03572, NACE International, San Dieogo, California, 2003.
• 10. ZAHRA JEIRANI, ASGHAR LASHANIADEGAN, SHAHAB AYATOLLAHI, J. JAVANMARDI. The Possibility of Wax Formation in Gas Fields: a Case Study. Journal of Natural gas chemistry. 2007, p. 293-300.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).