(Luận án tiến sĩ) Nghiên cứu giải pháp công nghệ nâng cao hiệu quả của đường ống thu gom dầu trong điều kiện suy giảm sản lượng mỏ Bạch Hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN HOÀI VŨ

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN
SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI - 2018


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN HOÀI VŨ

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ
CỦA ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY
GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ

Ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 9520604

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

1. TSKH Trần Xuân Đào

2. PGS. TS Nguyễn Thế Vinh

Hà Nội – 2018


i

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất cứ công
trình nào khác.
Tác giả Luận án

Nguyễn Hoài Vũ


ii

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN .............................................................................................. i
MỤC LỤC ........................................................................................................ ii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ............................................. iv
DANH MỤC BẢNG ....................................................................................... vi
DANH MỤC HÌNH........................................................................................ vii
MỞ ĐẦU.......................................................................................................... 1
CHƯƠNG 1...................................................................................................... 7
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU
GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG .......... 7
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ
BẠCH HỔ ..................................................................................................... 8

1.2. NHỮNG THÁCH THỨC MỚI TRONG THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM Ở
GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG KHAI THÁC CUỐI ĐỜI MỎ BẠCH HỔ ......... 23
1.3. NHỮNG SỰ CỐ ĐIỂN HÌNH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG
ỐNG NGẦM THU GOM DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ............................................... 27
1.4. TỔNG QUAN CÁC CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU VỀ THU GOM DẦU TẠI MỎ BẠCH
HỔ ............................................................................................................ 33
KẾT LUẬN ............................................................................................................. 37
CHƯƠNG 2.................................................................................................... 38
NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI THỦY ĐỘNG LỰC HỌC .. 38
HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VẬN CHUYỂN DẦU NHIỀU PARAFFIN
MỎ BẠCH HỔ ............................................................................................... 38
2.1. CƠ SỞ LỰA CHỌN TUYẾN ĐƯỜNG ỐNG BK-14/BT7 - CPP-3 LÀM ĐỐI TƯỢNG
NGHIÊN CỨU ĐẠI DIỆN. .............................................................................. 38
2.2. NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT LÝ HÓA CỦA DẦU VÀ LƯU CHẤT KHAI THÁC KHU VỰC
BK14 .... …………………………………………………………………………….40
2.2.1. Nghiên cứu tính chất lý hóa của dầu ....................................................... 40
2.2.2. Nghiên cứu tính chất lưu biến của lưu chất khai thác ở khu vực BK14 . 45
2.3. NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG ĐỘNG HỌC BẰNG LÝ THUYẾT
CATASTROPHE VÀ ENTROPI. ...................................................................... 52
2.3.1. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết
Catastrophe ............................................................................................. 54
2.3.2. Nghiên cứu và đánh giá hệ thống động học trên cơ sở lý thuyết
Entropi ..................................................................................................... 65
KẾT LUẬN ............................................................................................................. 71


iii

CHƯƠNG 3.................................................................................................... 72
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ CỦA

ĐƯỜNG ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN
LƯỢNG MỎ BẠCH HỔ ................................................................................ 72
3.1. NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN TỔ HỢP CÁC NHÓM GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ - KỸ THUẬT
NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM DẦU BẰNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM TRONG ĐIỀU
KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG CỦA MỎ BẠCH HỔ ........................................... 72

3.1.1. Nghiên cứu quá trình hình thành và lắng đọng của paraffin ................. 72
3.1.2. Các phương pháp xử lý lắng đọng paraffin ............................................ 76
3.2. NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ THU GOM DẦU TRONG GIAI ĐOẠN SUY GIẢM SẢN
LƯỢNG KHAI THÁC ..................................................................................... 82
3.2.1. Công nghệ vận chuyển chất lỏng dầu-nước ở trạng thái nhũ tương
thuận ........................................................................................................ 82
3.2.2. Công nghệ vận chuyển hỗn hợp dầu – khí............................................... 85
3.2.3. Vận chuyển dầu dầu bão hòa khí bằng thiết bị tách khí sơ bộ (UPOG) . 86
3.2.4. Ứng dụng mô hình mô phỏng để nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động
của đường ống thu gom dầu ở Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro ....... 87
3.3. LỰA CHỌN GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ NÂNG CAO HIỆU QUẢ PHÙ HỢP VỚI ĐƯỜNG
ỐNG THU GOM DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN SUY GIẢM SẢN LƯỢNG MỎ BẠCH
HỔ .......................................................................................................... 100
3.3.1. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về năng lượng vận
chuyển và lưu lượng dòng chảy trong đường ống ................................. 101
3.3.2. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề về lắng đọng paraffin
trong đường ống .................................................................................... 102
3.3.3. Nhóm giải pháp công nghệ xử lý và giải quyết vấn đề nhiệt độ đông đặc
và độ nhớt của dầu ................................................................................ 102
3.4. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ÁP DỤNG KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI VÀO THỰC
TẾ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG THU GOM VẬN CHUYỂN DẦU TỪ BK-14
VỀ CPP-3 NỘI MỎ BẠCH HỔ.................................................................... 103
3.4.1 Đánh giá mức độ bền vững và tính ổn định thủy động học của hệ thống
trên cơ sở lý thuyết Catastrophe ............................................................ 103

3.4.2. Đánh giá mức độ phức tạp của hệ thống đường ống trong quá trình vận
hành ....................................................................................................... 104
3.4.3. Tính toán hiệu quả kinh tế sau khi áp dụng kết quả nghiên cứu của luận án
vào vận hành cụm đường ống từ BK-14 về CPP-3 ............................... 105
KẾT LUẬN .................................................................................................. 107
KIẾN NGHỊ ................................................................................................. 118
DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ .............................................. 109
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................ 112


iv

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
PLEM

: Cụm phân dòng ngầm cho FSO

CPP/CTP/CTK

: Giàn công nghệ trung tâm

MSP

: Giàn cố định ở mỏ Bạch Hổ

RP

: Giàn cố định ở mỏ Rồng

CCP

: Giàn nén khí trung tâm ở mỏ Bạch Hổ

BT

: Giàn đầu giếng (giàn nhẹ mini)

BK

: Giàn

RC

: Giàn nhẹ ở mỏ Rồng

ThTC

: Giàn nhẹ ở mỏ Thỏ Trắng

GTC

: Giàn nhẹ ở mỏ Gấu Trắng

GVC

: Giảng viên chính

GOST

: Hệ thống tiêu chuẩn của CHLB Nga

API

: Hệ thống tiêu chuẩn của Viện Dầu khí Hoa Kỳ

PPD

: Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu

ASPO

: Hỗn hợp asphalten-nhựa-paraffin

FSO, UBN

: Kho nổi chứa và xuất dầu thô

KL

: Khối lượng

nhẹ ở mỏ Bạch Hổ

XNLD Vietsovpetro, Vietsovpetro : Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro
Bạch Hổ

: Mỏ Bạch Hổ

Gấu Trắng

: Mỏ Gấu Trắng

Nam Rồng – Đồi Mồi

: Mỏ hợp nhất Nam Rồng – Đồi Mồi

Rồng

: Mỏ Rồng

Thỏ Trắng

: Mỏ Thỏ Trắng

NCS

: Nghiên cứu sinh

UPOG

: Thiết bị tách khí sơ bộ

TS

: Tiến sĩ

TSKH

: Tiến sĩ khoa học

P

: Áp suất, kg/cm2 - atm - Pa


v

λ

: Độ dẫn nhiệt, W/(m·C)

φ

: Độ dốc, độ

μ

: Độ nhớt động lực, Pa.s

υ

: Độ nhớt động học, m2/s

Ø

: Đường kính ống, mm

M

: Khối lượng phân tử, g/mol

ρ

: Khối lượng riêng, kg/m3

Q

: Lưu lượng (dầu, khí, nước), m3/ngày

T

: Nhiệt độ, oC

t

: Thời gian, giờ - phút - giây

S

: Tiết diện, m2

G

: Tỷ số khí dầu, m3/ m3

τ

: Ứng suất trượt, Pa

v

: Vận tốc dòng chảy, m/s


vi

DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1. Thành phần vật liệu CT-20 ........................................................... 15
Bảng 1.2. Tính chất vật liệu CT-20 ............................................................... 15
Bảng 1.3. Thành phần vật liệu API X60........................................................ 15
Bảng 1.4. Tính chất vật liệu API X60 ........................................................... 15
Bảng 1.5. Thông số vận hành các tuyến đường ống chính tại mỏ Bạch Hổ ... 18
Bảng 1.6. Tính chất vật liệu cách nhiệt ......................................................... 21
Bảng 1.7. Các đường ống vận chuyển dầu nhờ năng lượng vỉa ..................... 22
Bảng 1.8. Các đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng bơm ................. 22
Bảng 2.1. Tính chất lưu biến của dầu mỏ Bạch Hổ biến đổi theo thời gian... 42
Bảng 2.2. Tính chất lý hóa của dầu khai thác ở khu vực BK-14 .................... 43
Bảng 2.3. Các đặc tính lưu biến của nhũ tương dầu nước .............................. 48
Bảng 2.4. Độ nhớt động lực của dầu mỏ Bạch Hổ bão hòa khí ở các điều kiện
khác nhau ......................................................................................... 52
Bảng 2.5. Bảng so sánh thời điểm áp dụng giải pháp công nghệ với giá trị tính
toán Delta......................................................................................... 61
Bảng 2.6. Kết quả tính toán xác suất và Entropi theo nhóm vận tốc dòng chảy
và nhóm áp suất bơm của đường ống BK14 –CPP3 ......................... 67
Bảng 2.7. Kết quả tính toán giá trị số Re cho các loại dầu khai thác ở khu vực
BK-14/BT7 ...................................................................................... 70
Bảng 2.8. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 35oC ... 70
Bảng 2.9. Kết quả tính toán giá trị số Re cho nhũ tương dầu nước tại 55oC ... 71
Bảng 3.1. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô BK14 ..................................................................................................... 80
Bảng 3.2. Tính chất lưu biến của hỗn hợp dầu BK-14 với condensate ........... 82

Bảng 3.3. Các thông số về thủy lực và nhiệt khi vận chuyển hỗn hợp dầu-khí
MSP1 → MSP-4 .............................................................................. 86
Bảng 3.4. Một số thông số vận chuyển dầu từ RP-1 và RP-2 đến FSO-3....... 90
Bảng 3.5. Sự phụ thuộc nhiệt độ chất lỏng đến FSO-3 với nhiệt độ môi trường
nước biển ......................................................................................... 93
Bảng 3.6. Kết quả tính toán mô phỏng chiều dày lớp lắng đọng paraffin bên
trong đường ống với điều kiện thực tế vận hành ............................... 98


vii

DANH MỤC HÌNH
Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) ............ 9
Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) .......... 10
Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 3 (1995-1999) .......... 11
Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) ...... 13
Hình 1.5. Hệ thống đường ống không bọc cách nhiệt dầu mỏ Bạch Hổ ......... 17
Hình 1.6. Biểu đồ thống kê sản lượng dầu khai thác và dự báo sản lượng khai
thác trong thời gian tới của Vietsovpetro...................................... 24
Hình 1.7. Động thái áp suất vỉa trung bình các giếng khoan khối Trung tâm tầng
Móng giai đoạn 2005-2011. ......................................................... 24
Hình 1.8. Nhũ tương dầu-nước khai thác bằng phương pháp tự phun ............ 27
Hình 1.9. Nhũ tương dầu – nước khai thác bằng phương pháp gaslift ........... 27
Hình 1.10. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu từ giàn RP-1 đến FSO-3 ...... 28
Hình 1.11. Biểu đồ áp suất đường thu gom dầu BK-14→CPP-3 giai đoạn sản
lượng thấp .................................................................................... 30
Hình 1.12. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai
đoạn sản lượng trung bình ............................................................ 31
Hình 1.13. Biểu đồ lưu lượng và áp suất đường thu gom dầu BK14→CPP3 giai
đoạn sản lượng cao ...................................................................... 32

Hình 1.14. Sơ đồ bơm rửa đường ống BK14→CPP3 bằng condensate.......... 32
Hình 2.1. Sơ đồ đường vận chuyển sản phẩm BK-14/BT-7 ........................... 39
Hình 2.2. Sự thay đổi đặc tính lưu biến của dầu khai thác ở thân dầu Mioxen
dưới theo thời gian ....................................................................... 41
Hình 2.3. Thiết bị Viscotester VT-550 .......................................................... 44
Hình 2.4. Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc của dầu HCP-852 .................. 44
Hình 2.5. Đồ thị biểu diễn tương quan giữa độ nhớt động lực và nhiệt độ của
dầu BK14..................................................................................... 46
Hình 2.6. Mối tương quan giữa độ nhớt động lực dầu và hàm lượng nước .... 47
Hình 2.7. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác
nhau tại 80oC ............................................................................... 50


viii

Hình 2.8. Tương quan độ nhớt của dầu và nhiệt độ ở các tỷ số khí – dầu khác
nhau tại 60oC ............................................................................... 50
Hình 2.9. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác
nhau tại 80oC ............................................................................... 51
Hình 2.10. Tương quan ứng suất trượt động và nhiệt độ ở các tỷ số khí dầu khác
nhau tại 60oC ............................................................................... 51
Hình 2.11. Các trạng thái và vị trí tương đối của hòn bi A ............................ 57
Hình 2.12. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2011 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58
Hình 2.13. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2012 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 58
Hình 2.14. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2013 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................... 59
Hình 2.15. Kết quả tính toán giá trị Delta cho đường ống từ BK-14 về CPP3 .................................................................................................. 60
Hình 2.16. Mối tương quan giữa giá trị Entropi với vận tốc dòng chảy trong

đường ống .................................................................................... 66
Hình 3.1. Cấu trúc các paraffin trong dầu thô................................................ 72
Hình 3.2. Cấu trúc asphalten và nhựa trong dầu thô ...................................... 73
Hình 3.3. Quá trình kết tinh paraffin trong dầu thô mỏ Bạch Hổ theo nhiệt
độ ................................................................................................ 74
Hình 3.4. Lắng đọng paraffin theo nhiệt độ của dầu chưa xử lý trên mô hình
nghiên cứu “Ngón tay lạnh”. ........................................................ 75
Hình 3.5. Lắng đọng paraffin trong đường ống trên CPP-3 ........................... 75
Hình 3.6. Mối tương quan giữa nhiệt độ xử lý dầu và nhiệt độ đông đặc của dầu
sau khi xử lý nhiệt tại các nhiệt độ khác nhau .............................. 77
Hình 3.7. Ảnh hưởng của hóa phẩm đến độ nhớt của dầu thô BK-14 ............ 79
Hình 3.8. Tốc độ lắng đọng paraffin của dầu BK-14 khi không xử lý và xử lý
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc ................................................ 80
Hình 3.9. Độ nhớt của hỗn hợp dầu với condensate tại các nhiệt độ khác
nhau ............................................................................................. 81
Hình 3.10. Các thông số bơm rửa đường ống RP-3PLEM (FSO-3)→CPP-3
→ CPP-2 ..................................................................................... 84


ix

Hình 3.11. Sơ đồ hệ thống đường ống vận chuyển dầu kết nối giàn RP-1 ..... 90
Hình 3.12. Ứng suất trượt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau .......... 91
Hình 3.13. Độ nhớt của dầu ở các điều kiện nhiệt độ khác nhau.................... 91
Hình 3.14. Áp suất vận chuyển dầu phụ thuộc nhiệt độ nước biển ở vùng cận
đáy ............................................................................................... 91
Hình 3.15. Nhiệt độ chất lỏng trong đường ống RP-1→FSO-3, mô phỏng cho
trường hợp không có lắng đọng paraffin bên trong đường ống ..... 92
Hình 3.16. Mô phỏng tính toán nhiệt độ tối thiểu chất lỏng từ RP-1 về FSO3 .................................................................................................. 93
Hình 3.17. Mô phỏng hoạt động của đường ống vận chuyển dầu theo tuyến ống

RP-1→FSO-3 với lớp lắng đọng paraffin dày khoảng 40 mm ...... 94
Hình 3.18. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác BK-14, BT-7, BK-16 và Gấu
Trắng ........................................................................................... 95
Hình 3.19. Lưu lượng chất lưu bên trong đường ống BK-14→CPP-3 ........... 95
Hình 3.20. Các thông số hoạt động của đường ống BK-14→CPP-3 .............. 96
Hình 3.21. Áp suất tại ống đứng trên BK-14 theo kết quả mô phỏng ............ 96
Hình 3.22. Áp suất ghi nhận tại ống đứng trên BK-14................................... 97
Hình 3.23. Mối tương quan giữa vận tốc dòng chảy chất lỏng trong ống và sự
hình thành lớp chất lắng đọng paraffin bên trong thành ống
chống ......................................................................................... 100
Hình 3.24. Kết quả tính toán giá trị Delta trong suốt thời gian năm 2016 cho
đường ống từ BK-14 về CPP-3 .................................................. 104


1

MỞ ĐẦU

Liên doanh Việt–Nga Vietsovpetro (Vietsovpetro) khai thác dầu khí từ năm
1986 ở mỏ Bạch Hổ, tại lô 09-1, thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam.
Ban đầu, dầu được khai thác ở tầng Mioxen, Oligoxen và sau đó ở tầng Móng vào
năm 1988. Để phục vụ công tác khai thác dầu, hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển
dầu khí được xây dựng trên cơ sở thiết kế của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên
Bang (VNIPImorneftegas Moscow), Liên Xô (mô hình thiết kế giàn 16716) áp dụng
cho đối tượng dầu ít paraffin, có nhiệt độ đông đặc và độ nhớt thấp, đa phần là đường
ống vận chuyển không bọc cách nhiệt theo mô hình phát triển mỏ ở vùng biển Caspi,
nước Cộng hòa Azerbaijan.
Trong quá trình thu gom, xử lý và vận chuyển dầu khí bằng hệ thống đường
ống ngầm đã xảy ra hàng loạt các vấn đề phức tạp do tính không tương thích giữa các
quy trình công nghệ, thiết bị kỹ thuật với chất lưu vận chuyển. Cụ thể như tính đồng

bộ của hệ thống đường ống thấp, vận chuyển dầu trong hệ thống ống ngầm không
bọc cách nhiệt với môi trường đáy biển có nhiệt độ dao động 25-28oC, nhiệt độ thấp
nhất có thể đến 21,8oC, trong khi đó nhiệt độ đông đặc của dầu là 29-36oC. Bản thân
dầu mỏ Bạch Hổ có tính chất lưu biến phức tạp với nhiệt độ đông đặc cao, hàm lượng
paraffin lớn dao động ở mức 17-27%, là những tác nhân gây nên những khó khăn và
phức tạp trong quá trình vận hành hệ thống đường ống ngầm. Để phù hợp với từng
giai đoạn phát triển của mỏ, trong lĩnh vực thu gom, xử lý và vận chuyển dầu phải có
những giải pháp công nghệ - kỹ thuật nhất định nhằm đảm bảo tính an toàn tuyệt đối
trong quá trình vận hành hệ thống vận chuyển dầu. Theo thời gian, có nhiều vấn đề
phức tạp mới đã nảy sinh trong thực tế của quá trình phát triển mỏ, đòi hỏi thường
xuyên phải có những nghiên cứu sâu hơn, đưa vào áp dụng những công nghệ phù hợp
hơn với thực trạng của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu và với chất lưu
được vận chuyển.


2

1.

Tính cấp thiết của đề tài
Trên thế giới nói chung, công tác vận chuyển dầu nhiều paraffin luôn đối diện

với những phức tạp và khó khăn từ nguy cơ lắng đọng và tắc nghẽn đường ống do
paraffin. Đối với Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro, công tác vận chuyển dầu được
thực hiện bằng hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi với những đặc thù riêng có cho
nên những khó khăn phức tạp do paraffin gây ra luôn thường trực kể từ ngày đầu phát
triển mỏ mà nguyên nhân cơ bản là: Hệ thống đường ống vận chuyển dầu được thiết
kế cho dầu có hàm lượng paraffin thấp với các đường ống không bọc cách nhiệt; tính
đồng bộ của hệ thống đường ống thấp do được xây dựng theo từng giai đoạn phát
triển của mỏ; điều kiện môi trường đáy biển có nhiệt độ thấp hơn nhiều so với nhiệt

độ đông đặc của dầu khai thác. Hơn nữa, trong quá trình duy trì và tăng cường khai
thác dầu khí, phải sử dụng các phương pháp khai thác cơ học và các giải pháp thu hồi
tăng cường, lưu lượng khí và nước đồng hành biến đổi rất lớn, gây ra nhiều thách
thức trong thu gom, xử lý và vận chuyển dầu – khí bằng đường ống ngầm ngoài khơi.
Hiện nay sản lượng khai thác ở các mỏ của Vietsovpetro đã bước vào giai đoạn
suy giảm nhanh qua từng năm, từ sản lượng khai thác đỉnh 13,2 triệu tấn/năm (năm
2003) xuống còn 4-5 triệu tấn/năm như hiện nay. Cùng với việc suy giảm sản lượng
khai thác là sự suy giảm năng lượng của các thân dầu, cụ thể hơn là áp suất tại miệng
các giếng khai thác bị suy giảm đáng kể. Đây chính là một thách thức lớn đối với các
cụm đường ống vận chuyển dầu bằng năng lượng áp suất miệng giếng. Mặt khác, sản
lượng khai thác giảm gần 60% so với giai đoạn khai thác đỉnh là tác nhân của việc
suy giảm lưu lượng dòng chảy trong đường ống, đã thêm một thách thức nữa đối với
vấn đề thu gom, xử lý và vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm ngoài khơi
khu vực nội mỏ. Trong khi đó, các tính chất lý hóa của dầu khai thác như nhiệt độ
đông đặc, giá trị độ nhớt động và hàm lượng paraffin có xu hướng tăng cao ở cuối
đời mỏ càng làm tăng tính phức tạp và khó khăn trong vận hành hệ thống đường ống
ngầm. Từ những vấn đề mang tính cấp thiết và có tính thời sự nêu trên, đòi hỏi phải
có những nghiên cứu tính toán và lựa chọn các giải pháp công nghệ-kỹ thuật cụ thể
phù hợp với từng đối tượng riêng rẽ mang tính cục bộ, qua đó đưa ra các đề xuất


3

nhằm hoàn thiện nhóm tổ hợp các giải pháp công nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống
thu gom, xử lý và vận chuyển dầu một cách an toàn nhất phù hợp với thực trạng khai
thác của mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn suy giảm sản lượng.
2.

Mục đích nghiên cứu
Trên cơ sở kết quả đánh giá thực trạng hoạt động của hệ thống đường ống ngầm

vận chuyển dầu từ BK-14 về CPP-3, đề xuất phương pháp mới trong việc nghiên cứu
trạng thái thủy động lực học của quá trình vận chuyển dầu nhằm làm cơ sở tính toán
và xác định các chế độ công nghệ vận chuyển dầu. Đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp
công nghệ phù hợp nhằm đảm bảo an toàn quá trình vận hành hệ thống đường ống
ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn sản lượng khai thác
dầu suy giảm.
3.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu là chất lỏng vận chuyển và hệ thống
đường ống ngầm vận chuyển dầu khí trong nội mỏ Bạch Hổ mà đại diện là cụm đường
ống từ BK-14 về CPP-3.
- Phạm vi nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu là hệ thống thủy động lực học của tuyến
đường ống ngầm vận chuyển dầu khí từ BK-14 về CPP-3, gồm các tính chất lý hóa
và tính lưu biến của chất lưu được vận chuyển, các thông số công nghệ trong vận
chuyển dầu khí như lưu lượng dòng chảy, áp suất bơm, tổn hao áp suất dọc đường
ống, các giải pháp công nghệ xử lý trong vận chuyển dầu ngoài biển.
4.

Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp thư mục: Thu thập, thống kê, phân tích số liệu thực tế về các thông

số công nghệ vận chuyển dầu;
- Phương pháp lý thuyết: Nghiên cứu ứng dụng các lý thuyết Catastrophe và
Entropi đánh giá trạng thái thủy động lực học và hiệu quả làm việc của hệ thống công
nghệ đường ống vận chuyển dầu;

4

- Nghiên cứu trong phòng thí nghiệm: Tính chất lý hóa và lưu biến của chất lỏng
vận chuyển làm cơ sở cho việc lựa chọn các giải pháp công nghệ phù hợp;
- Ứng dụng công nghệ thông tin: Sử dụng phần mềm Olga mô hình mô phỏng quá
trình vận chuyển dầu trong hệ thống đường ống ngầm, cũng như và các phần mềm
tin học trong khảo sát, đánh giá và phân tích số liệu.
5.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

- Ý nghĩa khoa học: Việc sử dụng công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và
lý thuyết Entropi để chứng minh bản chất cũng như trạng thái thủy động lực học của
hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi khu vực nội mỏ Bạch Hổ đã
góp phần đa dạng hóa các phương pháp tiếp cận và nghiên cứu một đối tượng động
học cụ thể.
- Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu của luận án là cơ sở cho việc lựa chọn và
đề xuất các giải pháp công nghệ và kỹ thuật cho công tác vận hành hệ thống đường
ống ngầm vận chuyển dầu khu vực nội mỏ Bạch Hổ một cách an toàn và hiệu quả,
phù hợp với giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác của mỏ.
6.

Điểm mới của luận án

- Sử dụng kết hợp công cụ toán học của lý thuyết Catastrophe và lý thuyết Entropi
để nghiên cứu, đánh giá một cách định tính và định lượng trạng thái bền động học
của hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu mỏ Bạch Hổ, cũng như làm cơ sở khoa
học trong việc tính toán xác định giá trị vận tốc dòng chảy phù hợp với tiêu hao năng
lượng động học thấp nhất;
- Kết quả nghiên cứu lý thuyết Catastrophe cho phép tính toán xác định tần suất và

chu kỳ áp dụng các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường ống ngầm trong
điều kiện không dừng khai thác với các chế độ dòng chảy khác nhau;
- Lựa chọn và đề xuất tổ hợp các nhóm giải pháp công nghệ xử lý hệ thống đường
ống ngầm đảm bảo an toàn trong vận chuyển dầu phù, hợp với điều kiện khai thác
thực tế của mỏ Bạch Hổ ở giai đoạn suy giảm sản lượng.


5

7.

Luận điểm bảo vệ

7.1. Trong điều kiện suy giảm sản lượng, hệ thống thủy động lực học của quá trình
vận chuyển dầu khí bằng đường ống ngầm khu vực nội mỏ Bạch Hổ thường xuyên
hoạt động trong trạng thái kém bền vững và mất ổn định động học. Điều này làm tăng
chi phí năng lượng động học và hệ thống làm việc kém hiệu quả;
7.2. Trong điều kiện sản lượng khai thác của mỏ Bạch Hổ bị suy giảm, để chi phí
năng lượng động học đạt giá trị nhỏ nhất, vận tốc dòng chảy chất lỏng trong đường
ống ngầm khu vực nội mỏ phải lớn hơn 0,16m/s, tốt nhất là 0,28-0,32m/s. Trường
hợp vận tốc dòng chảy nhỏ hơn 0,16m/s, cần phải áp dụng tổ hợp các giải pháp công
nghệ-kỹ thuật vận hành hệ thống đường ống với tần suất và chu kỳ phù hợp để quá
trình vận chuyển dầu đạt hiệu quả và an toàn.
8.

Cơ sở tài liệu của luận án
Luận án được xây dựng trên cơ sở tổng hợp các kết quả nghiên cứu của chính

tác giả về chế độ vận hành hệ thống đường ống ngầm vận chuyển dầu ngoài khơi và
từ số liệu thực tế ứng dụng các giải pháp công nghệ xử lý trong quá trình vận hành

của hệ thống đường ống khu vực nội mỏ Bạch Hổ. Các kết quả nghiên cứu của chính
tác giả (hoặc đồng tác giả) đã được công bố trong các tạp chí chuyên ngành trong
nước và ở nước ngoài, tuyển tập báo cáo tại các hội nghị khoa học công nghệ của Bộ
Công Thương, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Tạp chí
dầu khí …
Bên cạnh đó, tác giả cũng đã thu thập, sử dụng một số tài liệu từ các nghiên cứu
đã được Viện Nghiên cứu và Thiết kế Dầu khí biển, Liên doanh Việt-Nga
Vietsovpetro thực hiện như: Sơ đồ công nghệ xây dựng và phát triển mỏ Bạch Hổ
qua các giai đoạn từ năm 1986 đến năm 2013; báo cáo phân tích đánh giá hệ thống
thu gom, xử lý, vận chuyển và tàng trữ dầu trên các mỏ của Liên doanh Việt – Nga
Vietsovpetro giai đoạn 2010-2016.


6

9.

Khối lượng và cấu trúc của luận án
Cấu trúc của luận án gồm phần mở đầu, 3 chương, kết luận – kiến nghị và 42

danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án trình bày trong 125 trang khổ
giấy A4, trong đó có 23 biểu bảng, 54 hình vẽ và 5 phụ lục với 52 trang A4.
10. Lời cám ơn
Luận án được hoàn thành tại Bộ môn Khoan – Khai thác, Khoa Dầu khí, trường
Đại học Mỏ - Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của TSKH Trần Xuân Đào và
PGS. TS Nguyễn Thế Vinh.
Trong quá trình thực hiện, tác giả luôn nhận được sự quan tâm hướng dẫn tận
tình và giúp đỡ quý báu của các thầy giáo PGS. TS Lê Xuân Lân, PGS. TS Cao Ngọc
Lâm, PGS. TS Trần Đình Kiên, GVC Lê Văn Nam, Bộ môn Khoan Khai thác, Khoa
Dầu khí, Phòng đào tạo Sau đại học, Ban Giám Hiệu trường Đại học Mỏ - Địa chất,

các nhà khoa học, các cơ quan trong và ngoài Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam,
các thầy cô giáo và tất cả các đồng nghiệp.
Đồng thời trong thời gian làm luận án, tác giả cũng đã nhận được sự hướng
dẫn giúp đỡ nhiệt tình và đóng góp nhiều ý kiến quý giá của các nhà khoa học, các
chuyên gia của Liên Doanh Việt – Nga Vietsovpetro, các đồng nghiệp thuộc công ty
PVEP, Hoàng Long JOC, Cửu Long JOC, Ban Khai thác dầu khí – Tập đoàn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam. Tác giả xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc về sự giúp đỡ
quý báu này.


7

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐƯỜNG ỐNG NGẦM VÀ QUÁ TRÌNH THU
GOM, XỬ LÝ, VẬN CHUYỂN DẦU NỘI MỎ BẠCH HỔ VÀ RỒNG
Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro đi vào hoạt động từ ngày 19/11/1981 trên
cơ sở Hiệp định liên Chính phủ Việt Nam và Liên Xô ký ngày 19/6/1981. Năm 1984,
sau hơn 2 năm hoạt động, Vietsovpetro đã thăm dò và thẩm lượng thành công thân
dầu có giá trị công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ. Đây là một thành công quan trọng ở những
năm đầu hoạt động của Vietsovpetro, nhưng cũng đặt ra nhiều thách thức trong tổ
chức khai thác, thu gom, xử lý và vận chuyển dầu thô ngoài khơi trong khi đất nước
đang bị cấm vận, không thể tiếp cận với các công nghệ tiên tiến trên thế giới, ngoài
kinh nghiệm của Liên Xô (cũ), một cường quốc về dầu khí nhưng hoạt động khai thác
dầu chủ yếu trên đất liền.
Giống như tất cả các mỏ dầu khí trên thế giới, hệ thống thu gom, xử lý và vận
chuyển dầu bằng đường ống ngoài khơi ở mỏ Bạch Hổ và Rồng được xây dựng nhằm
đáp ứng nhu cầu phát triển mỏ của Vietsovpetro cho một thời kỳ nhất định. Hệ thống
này sẽ làm việc có hiệu quả trong khoảng thời gian, khi sản lượng khai thác tương
ứng với các chỉ tiêu thiết kế, phần thời gian còn lại hoặc là không đủ tải hoặc là quá
tải. Các chỉ tiêu khai thác, các đặc tính của chất lỏng khai thác ở mỏ thay đổi theo

thời gian và có độ chênh lệch lớn, tùy thuộc vào khả năng khai thác và mức độ thành
công trong tìm kiếm thăm dò khai thác. Bởi vậy, không thể có một hệ thống thu gom
và vận chuyển sản phẩm đa năng nào phù hợp với tất cả các giai đoạn khai thác mỏ
dầu khí. Mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro cũng không phải là một ngoại lệ.
Hệ thống các công trình khai thác, thu gom và xử lý dầu khí tại lô 09-1 được
thiết kế quy hoạch và xây dựng từ những năm đầu của thập niên 80, giúp Vietsovpetro
khai thác được những tấn dầu đầu tiên vào năm 1986. Đến nay, trải qua hơn 30 năm
tồn tại và phát triển, hệ thống đã và đang được cập nhật, tối ưu hóa và hoàn thiện
nhằm đáp ứng nhu cầu khai thác dầu khí theo từng giai đoạn phát triển mỏ của
Vietsovpetro.


8

1.1. Tổng quan về hệ thống công nghệ thu gom vận chuyển dầu nội mỏ Bạch
Hổ
1.1.1. Tổng quan về quá trình phát triển hệ thống thu gom dầu tại các mỏ của
Vietsovpetro
Quá trình xây dựng và phát triển hệ thống thu gom dầu khí nội mỏ Bạch Hổ
có thể chia thành một số giai đoạn chính sau đây:
 Giai đoạn 1 (1986-1988)
Cơ sở dữ liệu ban đầu cho việc thiết kế mỏ là trữ lượng dầu phát hiện trong các
tầng sản phẩm Mioxen dưới (khu vực phía Bắc và phía Nam) và Oligoxen dưới (khu
vực phía Bắc). Hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển dầu ở mỏ Bạch Hổ được xây
dựng theo thiết kế tổng thể của Viện nghiên cứu và thiết kế toàn Liên Bang Nga
(VNIPImorneftegas Moscow) [31], [42]. Theo thiết kế này, hệ thống được quy hoạch
và phát triển trên cơ sở xây dựng các MSP, CPP và FSO, hệ thống đường ống không
bọc cách nhiệt kết nối các công trình với nhau. Các MSP được lắp đặt cách nhau
khoảng 500-2000m. Dầu khai thác trên các MSP được tách khí, sau đó bơm đến FSO.
Việc tách nước được thực hiện trên FSO. Với thiết kế này thì khả năng xử lý dầu, khí

và nước ở mức hạn chế. FSO được lắp đặt tại phía Nam của mỏ, gần khu vực MSP1. Trên FSO thực hiện xử lý dầu đến thương phẩm, sau đó xuất bán cho khách hàng.
Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1988 thể
hiện trên hình 1.1.
 Giai đoạn 2 (1989-1994)
Sau khi phát hiện dầu ở tầng Móng mỏ Bạch Hổ vào tháng 9/1988 với trữ lượng
địa chất lớn, dầu có áp suất vỉa ban đầu lên đến 40 Mpa, lưu lượng giếng trên 1000
tấn/ngày, nhiệt độ dầu trên miệng giếng đạt trên 100oC, chỉ số khí dầu khoảng 190230m3/tấn dầu, khuynh hướng quy hoạch và phát triển mỏ Bạch Hổ phải thay đổi
tương ứng nhằm tận dụng năng lượng vỉa để vận chuyển dầu từ các giàn vệ tinh về
giàn CPP mà không cần dùng máy bơm. Theo đó, tại khu vực phía Nam mỏ Bạch Hổ


9

không xây dựng các giàn MSP như khu vực phía Bắc, thay vào đó là xây dựng các
giàn nhẹ (BK) và giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2).
Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom sản phẩm tại mỏ Bạch Hổ đến năm 1994
thể hiện trên hình 1.2.

Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 1 (1986-1988) [42]


10

MSP-7

MSP-6

FSO-2

MSP-4

MSP-3
MSP-5

MSP-8

MSP-9

MSP-1

MSP-10

MSP-11
BK-3

FSO-1

BK-1
CPP-2
BK-5
BK-4

Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 2 (1989-1994) [42]
 Giai đoạn 3 (1995-1999)

Giai đoạn này chủ yếu triển khai các giải pháp quy hoạch mỏ theo Sơ đồ công
nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ năm 1993 và mở rộng vùng hoạt động sang mỏ mới. Năm
1995, giàn cố định RP-1 trên mỏ Rồng được chính thức đưa vào làm việc.

11

MSP-6

FSO-2

MSP-4

MSP-7

MSP-3
MSP-5

MSP-8

MSP-9

MSP-1

MSP-10

MSP-11

BK-3
FSO-1

BK-1

BT-7

CPP-2
BK-5
BK-4
FSO-3

RC-1

RP-1
RC-2

Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 3 (1995-1999) [41], [42]
Giàn cố định RP-1 mỏ Rồng có chức năng chủ yếu giống như các giàn cố định
khác trên mỏ Bạch Hổ. Để đảm bảo hiệu quả cao cho công nghệ xử lý dầu bằng phụ
gia giảm nhiệt độ đông đặc, giàn RP-1 được trang bị thêm thiết bị gia nhiệt. Sau khi
gia nhiệt, nhiệt độ của dầu được nâng lên 80oC và xử lý bằng hóa phẩm. Dầu sau xử
lý được bơm vào đường ống RP-1 → CPP-2 dài 34km sang FSO-1 mỏ Bạch Hổ.


12

- Đường ống nối liền 2 mỏ Rồng – Bạch Hổ, gồm 4 đoạn:
+ RP-1 → PLEM FSO-3: dài 5865m, đường kính ống Ø325x16mm
+ PLEM FSO-3 → RC-1: dài 5465m, đường kính ống Ø325x16mm
+ RC-1→ BT-7: dài 11650m, đường kính ống Ø426x16mm
+ BT-7 → CPP-2: dài 10580m, đường kính ống Ø426x16mm
Sơ đồ đường ống vận chuyển dầu của Vietsovpetro giai đoạn 1995-1999 được
thể hiện trên hình 1.3.
 Giai đoạn 4 (2000-2009)
Trong giai đoạn này, theo số liệu khai thác, khối lượng dầu khai thác chính ở
phía Nam và Trung tâm, chủ yếu là ở các giàn nhẹ BK-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 – hơn

10 triệu tấn/năm. Trong khi đó giàn CPP-2 chỉ có thể đảm bảo xử lý ổn định sản phẩm
với công suất 5,5 triệu tấn/năm (15000 tấn/ngày). Để giải quyết phần thiếu hụt công
suất xử lý sản phẩm này, giàn công nghệ trung tâm số 3 (CPP-3) được xây dựng tại
vị trí khu vực phía Nam (gần BK-4) với 3 dây chuyền công nghệ, trong đó có 1 dây
chuyền dự phòng. Công suất xử lý dầu thương phẩm của mỗi dây chuyền là 5000
tấn/ngày (lượng chất lưu xử lý của 2 dây chuyền là 18500 tấn/ngày).
Ở khu vực mỏ Rồng, trong giai đoạn này xây dựng mới giàn RP-2 với cấu trúc
giống giàn RP-1 và RP-3 đã được lắp đặt trước đó ở khu vực mỏ này.
Đi kèm với việc xây dựng CPP-3, RP-2 là các đường ống kết nối giữa công
trình này với các công trình hiện hữu.
 Giai đoạn 5 (2010 đến nay)
Việc xây dựng các giàn cố định đã không còn thực hiện ở giai đoạn này mà thay
vào đó là hàng loạt các giàn nhẹ (BK/RC) [2] được xây dựng ở cả khu vực phía Nam,
phía Bắc cũng như ở các cấu tạo cận biên như Nam Rồng – Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ
Trắng, …[3]
Các đường ống nối từ các công trình này đến các giàn cố định, giàn công nghệ
trung tâm đã được bọc cách nhiệt với môi trường xung quanh nhưng không được
trang bị hệ thống phóng thoi làm sạch đường ống.
Sơ đồ đường ống vận chuyển dầu của Vietsovpetro giai đoạn 2010 đến nay được
thể hiện trên hình 1.4.


13

Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống thu gom sản phẩm giai đoạn 5 (2010 đến nay) [42]


14

1.1.2. Tổng quan về hệ thống đường ống công nghệ thu gom dầu ở mỏ Bạch Hổ

Cho đến nay Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro đã xây dựng và kết nối hoàn
chỉnh hệ thống đường ống kết nối các công trình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
với tổng chiều dài hơn 186 km. Trong suốt hơn 30 năm qua, hệ thống đường ống thu
gom dầu nội mỏ Bạch Hổ đã vận chuyển liên tục an toàn hơn 200 triệu tấn dầu, đóng
vai trò hết sức quan trọng và hiệu quả trong tiến trình khai thác mỏ Bạch Hổ. Sự hình
thành và phát triển hệ thống đường ống thu gom dầu nội mỏ Bạch Hổ với mục tiêu
tối ưu hóa khả năng vận chuyển trên cơ sở tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng hiện hữu của
mỏ, đảm bảo quá trình vận chuyển dầu an toàn liên tục, đã góp phần hoàn thành các
mục tiêu kế hoạch sản xuất – khai thác của Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro [2].
Quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ có nhiều nét đặc thù cùng với tiến trình
xây dựng cơ sở hạ tầng mỏ Bạch Hổ trải qua nhiều giai đoạn theo các tiêu chí đáp
ứng các nhu cầu phát triển theo từng thời kỳ khác nhau nên hình thành hệ thống đường
ống thu gom vận chuyển dầu của mỏ Bạch Hổ với nhiều đặc trưng riêng biệt.
Hệ thống đường ống thu gom vận chuyển dầu của mỏ Bạch Hổ kết nối và thu
gom sản phẩm khai thác của các công trình biển trong nội mỏ có thể được phân loại
dựa trên nhiều tiêu chí đa dạng khác nhau: đường kính ống, vật liệu đường ống, vật
liệu cách nhiệt… Xét từ khả năng cách nhiệt đường ống thu gom vận chuyển dầu mỏ
Bạch Hổ có thể được phân chia thành hai loại: đường ống bọc cách nhiệt và đường
ống không bọc cách nhiệt.
Trong thời kỳ đầu phát triển mỏ các đường ống thu gom dầu là đường ống không
bọc cách nhiệt. Một số đường ống không bọc cách nhiệt khác được đưa vào sử dụng
từ quá trình chuyển đổi chức năng vận chuyển như từ vận chuyển nước ép vỉa sang
vận chuyển dầu. Hầu hết các ống thu gom dầu không bọc cách nhiệt được xây dựng
từ trước những năm 2007, điển hình tuyến ống vận chuyển dầu không bọc cách nhiệt
đầu tiên vận chuyển dầu từ giàn cố định MSP-1 về FSO-01 vào năm 1986.
Đường ống không bọc cách nhiệt đầu tiên thu gom sản phẩm khai thác của giàn
cố định MSP-1 về FSO-01 có chiều dài 1687m đường kính Ø325x16mm, vật liệu
đường ống là loại mác thép CT-20. Các đường ống không bọc cách nhiệt thu gom sản