Đồ án Các giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao độ bền của tuyến ống trong quá trình thi công lắp đặt ở mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsovpetro

LỜI MỞ ĐẦU Hiện nay, Dầu khí đã trở thành nguồn tài nguyên cung cấp năng lượng chủ yếu cho con người, cả trong lao động sản xuất lẫn trong cuộc sống hàng ngày. Chính vì vậy mà ngành công nghiệp Dầu khí ở các nước trên thế giới nói chung và ở Việt Nam nói riêng đã trở thành một ngành chiếm vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân. Tính cho đến nay, toàn ngành Dầu khí Việt Nam đã khai thác được 205 triệu tấn dầu thô và hơn 30 tỷ m3 khí, mang lại doanh thu trên 40 tỷ USD, nộp ngân sách nhà nước gần 25 tỷ USD, tạo dựng được nguồn vốn chủ sở hữu trên 80 nghìn tỷ đồng. Mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí trong nhiều năm trở lại đây liên tục được hoàn thành với mức từ 30 - 35 triệu tấn dầu qui đổi/năm, nó có ý nghĩa hết sức quan trọng đối với việc đảm bảo cân đối bền vững, duy trì ổn định sản lượng dầu khí khai thác phục vụ nền kinh tế, đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước cho thời gian tới. Với những thành tích đáng ghi nhận như vậy, nền công nghiệp dầu khí hiện nay vẫn đang đẩy mạnh khai thác các mỏ hiện có; đồng thời tích cực hợp tác, tìm kiếm - thăm dò các mỏ có tiềm năng, trữ lượng cao trong và ngoài nước để có thể khai thác phục vụ nhu cầu sử dụng của con người trong tương lai. Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Với điều kiện khai thác như vậy thì việc thi công, lắp đặt các hệ thống đường ống dẫn dầu khí ngoài biển trở nên hết sức khó khăn, phức tạp. Việc tính toán thi công đường ống dẫn ngoài khơi trở nên cấp thiết hơn lúc nào hết. Xác định được tính cấp thiết và tầm quan trọng đó, em đã tiến hành xây dựng đồ án tốt nghiệp với nội dung là:“ Thi công tuyến ống vận chuyển dầu từ giàn MSP9 đến BK3, mỏ Bạch Hổ ”. Thông qua việc tính toán lựa chọn thi công cho tuyến ống vận chuyển dầu MSP9 - BK3 em đưa ra “Các giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao độ bền của tuyến ống trong quá trình thi công lắp đặt” ở mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsovpetro. Trong thời gian qua, mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên cứu các tài liệu có liên quan để hoàn thành lên cuốn đồ án này. Tuy nhiên trong quá trình thực hiện không tránh khỏi những thiếu sót, do vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy, cô giáo và các bạn để em được học hỏi thêm, bổ sung và hoàn thiện tốt hơn cuốn đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ, đóng góp quý báu của các thầy, cô giáo trong bộ môn Thiết bị Dầu khí, đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy Trần Văn Bản đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình hoàn thiện đồ án. Hà nội, ngày 08 tháng 06 năm 2010 Sinh viên Đặng Đình Tuấn CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG MỎ BẠCH HỔ 1.1. Sơ lược về tình hình dầu khí Việt Nam Qua quá trình tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trữ lượng khí thiên nhiên có khả năng nhiều hơn dầu. Với trữ lượng đã được thẩm định, nước ta có khả năng tự đáp ứng được nhu cầu về sản lượng dầu khí trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3. 
Hình 1.1. Tiềm năng dầu khí tại các mỏ trầm tích của Việt Nam Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây ... đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ tấn dầu và từ 2100 đến 2800 tỷ m3 khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m3 khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m3 khí. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 - 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2012. Hiện nay ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây, lô 06 - 1. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Cá Voi ...đang được triển khai tích cực theo chương trình đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản lượng khai thác dầu trong những năm tới. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư là: Lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170000m3 khí/ngày đêm. Lô 16-1, giếng Voi Trắng - IX cho kết quả 420 tấn dầu và 22000m3 khí/ngày. Lô 15-1, giếng Sư Tử Vàng - 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen - 4X cho kết quả 980 tấn dầu/ngày. Triển khai tìm kiếm - thăm dò mở rộng các khu vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650000m3 khí/ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500000m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm. Năm 2006, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi, trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m3 khí thiên nhiên. Dự kiến hết năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 32 đến 35 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất công nghiệp của cả nước. Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: nhiều tập đoàn Dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò khai thác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký với các nhà thầu nước ngoài cho đến nay thì hai tập đoàn Dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP và Conocophillips cũng đang xúc tiến mở rộng hoạt động. Dự kiến riêng vốn của hai tập đoàn Dầu khí này đầu tư vào Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí dự tính sẽ đạt hơn 2 tỷ USD trong vài năm tới. Các chuyên gia kinh tế nước ngoài dự báo: đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí, một lĩnh vực sẽ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài hơn cả, sẽ tiếp tục tăng mạnh trong những năm tới. Hiện tại có khoảng 29 hợp đồng dầu khí đang có hiệu lực tại Việt Nam, bao gồm 3 hợp đồng mới được ký kết cho 4 lô thuộc bể Phú Khánh, với sự góp mặt của hầu hết các Tập đoàn Dầu khí đứng đầu trên thế giới. PetroVietnam cho biết sẽ tiếp tục ký kết các hợp đồng mời thầu còn lại với các công ty nước ngoài và mở rộng quan hệ hợp tác với các nước trong việc thăm dò khai thác dầu khí trong thời gian sắp tới. 1.2. Giới thiệu các công trình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ Bạch Hổ, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đã xây dựng ở đây một hệ thống các công trình bao gồm: Giàn công nghệ trung tâm CPP, giàn khoan cố định MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu không bến UBN, hệ thống tuyến đường ống nội mỏ. Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có: - 2 giàn công nghệ trung tâm CPP-2, CPP-3. - 10 giàn cố định MSP (MSP-1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11). - 09 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9. - 4 trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4. - Giàn nén khí lớn, giàn nén khí nhỏ, giàn bơm nước, giàn ép vỉa, block nhà ở, các cầu dẫn… Ngoài ra mỏ Bạch Hổ còn có hệ thống đường ống bao gồm: - 22 tuyến ống dẫn nước ép vỉa với tổng chiều dài 43.041 km. - 24 tuyến ống dẫn dầu với tổng chiều dài 77.727 km. - 14 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều dài 37.346 km. - 18 tuyến ống dẫn Gaslift với tổng chiều dài 38.729 km. - 18 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu, khí với tổng chiều dài 42.899 km. Tổng chiều dài toàn bộ tuyến ống ngầm tại mỏ Bạch Hổ tính đến năm 2001 là 233.158 km. Hiện nay, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đang cải tạo các giàn MSP trước đó và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng thêm một số giàn nhẹ. 1.2.1. Giàn khoan cố định MSP Giàn MSP là giàn khoan cố định, trên giàn bố trí tháp khoan di động có khả năng khoan ở nhiều giếng khoan. - Về mặt công nghệ, giàn MSP có thể khoan, khai thác và xử lý. Hệ thống công nghệ trên giàn cho phép đảm nhiệm nhiều công tác, từ xử lý sơ bộ sản phẩm dầu khí cho đến tách lọc sản phẩm dầu thương phẩm hay xử lý sơ bộ khí đồng hành. Mức độ xử lý tuỳ thuộc vào hệ thống thiết bị trên từng giàn. Sản phẩm dầu khí được xử lý trên giàn MSP có thể là từ các giếng khoan của nó hoặc được thu gom từ giàn nhẹ BK. - Về mặt cấu tạo giàn khoan gồm có phần móng cứng, khối chân đế và phần kết cấu thượng tầng. Phần móng cứng gồm hai khối nối với nhau bằng sàn chịu lực (MSF) ở phía trên và cố định xuống đáy biển bằng các cọc. Khối chân đế là kết cấu thép không gian làm từ thép ống, còn thượng tầng có cấu trúc module được lắp ghép trên sàn chịu lực. + Mỗi chân đế có 8 ống chính (đường kính 812,8
20,6 mm). Phần dưới của chân đế ở từng cọc trụ chính có 2 ống dẫn hướng cho cọc phụ. Các phần tử cấu thành mạng Panel và ống giằng ngang của chân đế là từ các ống có đường kính từ 426
12mm đến 720
16 mm. Những chỗ tiếp giáp với đáy biển cọc chính và cọc phụ được trang thiết bị bơm trám xi măng. Module chịu lực (sàn chịu lực MSF) là các dầm thép tổ hợp. Do điều kiện thi công ngoài biển nên kết cấu này chia làm 3 phần riêng biệt, 2 trong số đó đặt hẳn lên các trụ đỡ còn phần tử thứ 3 chịu lực có đặt các thùng chứa với các chức năng khác nhau cần thiết cho quy trình công nghệ thực hiện trên giàn. + Móng khối chân đế là các cọc thép đường kính 720
20mm. Cần đóng tất cả 16 cọc chính và 32 cọc phụ. + Kết cầu thượng tầng của giàn MSP được thiết kế bởi trung tâm thiết kế Corall (Liên Xô cũ) gồm những block và module riêng được chia làm 2 tầng và được trang bị những thiết bị công nghệ cần thiết. Thành phần của kết cấu thượng tầng gồm có tổ hợp khoan khai thác, năng lượng và khu nhà ở. 1.2.2. Giàn nhẹ BK Giàn nhẹ BK là giàn nhỏ nhẹ không có tháp khoan, không có người ở, công tác khoan sẽ do tàu khoan tự nâng thực hiện. Giàn BK có các thiết bị công nghệ ở mức tối thiểu để đo lưu lượng và tách nước sơ bộ. Sản phẩm từ giàn BK sẽ được dẫn bằng đường ống về giàn MSP hoặc giàn công nghệ trung tâm CPP để xử lý. Về mặt kết cấu, phần chân đế giàn BK là kết cấu giàn khung thép không gian có một mặt thẳng đứng, được cấu tạo từ thép ống có đường kính khác nhau. Chân đế có 4 ống chính. Hệ thống móng cọc gồm 4 cọc chính đường kính 720
20mm và 8 cọc phụ; thượng tầng có sân bay trực thăng, các thiết bị công nghệ, máy phát điện. 1.2.3. Giàn công nghệ trung tâm CPP-2 - Tổ hợp giàn công nghệ trung tâm gồm có: + Giàn công nghệ CPP-2 + Giàn nhẹ BK2 + Cầu nối các đường ống và dây dẫn + Cơ cấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế. - Chức năng chính của CPP là: + Thu gom tách lọc các sản phẩm từ các giếng ở giàn nhẹ BK và các giàn MSP ở vòm trung tâm và vòm Nam mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác + Xử lý dầu thô thành dầu thương phẩm và bơm đến các trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4 + Xử lý nước thải theo tiêu chuẩn quốc tế và thải chúng xuống biển + Xử lý sơ bộ khí đồng hành và đưa chúng vào các trạm nén khí. Kết cấu bên trên của CPP-2 vẫn được sử dụng để khai thác giếng khoan đến tầng phong hoá tạm thời. 1.2.4. Hệ thống trạm rót dầu không bến UBN Dầu thô từ các giàn MSP, BK về giàn CPP để xử lý thành dầu thương phẩm sau đó chúng được bơm đến các tàu chở dầu nhờ các trạm rót dầu không bến UBN và các thiết bị chuyên để tiếp nhận dầu. Một vài thiết bị có trên trạm rót dầu không bến UBN: - Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - dầu) - Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - nước) - Hệ thống khử nước bằng điện có khối đốt nóng và phân li - Hệ thống phân li kiểu tháp - Khối chứa và chuyển hoá sản phẩm (chất khử nhũ và kìm hãm ăn mòn). Ngoài ra trạm còn có các thiết bị đo và kiểm tra cần thiết, hệ thống van áp lực, hệ thống tín hiệu báo hiệu sự cố và phòng cháy đảm bảo vận hành hữu hiệu hệ thống tiếp dầu. 1.2.5. Hệ thống đường ống Đến nay, mỏ Bạch Hổ đã có hơn 200km đường ống. Các ống chính được sử dụng để xây dựng là những ống có đường kính ngoài D253
16mm và D219
12mm. Được xác định theo
OCT 971-74 và được luyện theo
OCT 1050-74. Các giải pháp chính trong thiết kế đường ống ngầm: - Nguyên tắc chính để xác định lưu lượng là cần đảm bảo vận chuyển không ngừng sản phẩm từng giếng khoan với chi phí thấp nhất về vật tư và năng lượng. Chi phí vật tư xác định bởi tổng chiều dài đường ống, đường kính ống và chiều dày ống; chi phí năng lượng được xác định bởi áp suất cần thiết để bơm vận chuyển. Để đảm bảo vận chuyển không ngừng cần phải có đường ống dự phòng và hệ thống đường ống khép kín. Trong trường hợp cần thiết đường ống dự phòng còn cho phép tăng lưu lượng vận chuyển của hệ thống. - Tất cả các đường ống ngầm được sử dụng với áp suất dưới 100atm và nhiệt độ dưới 100oC. - Chống ăn mòn cho ống bằng cách sơn phủ lên bề mặt ống lớp sơn phủ epoxy kết hợp với bảo vệ bằng Protector. - Từ yêu cầu kỹ thuật của sản phẩm sau khi đi vào và ra khỏi đường ống ngầm cũng như nhiệt độ thực tế của sản phẩm thì đường ống ngầm nên được bọc cách nhiệt. - Ống đứng của các đường ống đang vận chuyển được chế tạo từ các loại ống dùng để xây phần tuyến. Khi đặt ống đứng vào kết cấu để đứng cố định được thì dùng nẹp cứng và nửa cứng. - Việc vận chuyển sản phẩm theo hệ thống đường ống ngầm nhờ áp suất của máy bơm ly tâm (đối với dầu), áp suất bình tách khí (đối với khí) và áp suất của vỉa (đối với hỗn hợp dầu - khí). Chính vì vậy việc xác định khả năng vận chuyển của tuyến ống giữ vai trò quan trọng. - Các số liệu ban đầu của ống được xác định theo độ nhớt cực đại của nhũ tương, nước dầu hay hỗn hợp khí với khả năng vận chuyển được. - Với hệ thống thu gom vận chuyển dầu đã tách khí, cần thiết phải thiết kế phù hợp với sức chịu tải của trạm rót dầu không bến. 1.2.6. Giàn nén khí trung tâm CCP CCP là bộ phận cơ bản trong hệ thống vận chuyển khí ở mỏ Bạch Hổ và đưa khí đồng hành vào bờ. - Vị trí: Công trình đứng tách riêng trong khu vực của giàn công nghệ trung tâm CPP-2 thuộc phía Nam mỏ và có liên quan công nghệ với CPP-2 thông qua giàn ống đứng bằng cầu nối. - Công dụng: Nén khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ đảm bảo lưu lượng, áp suất khí đưa vào bờ tiêu thụ (12,5MPa) đến hệ thống gaslift và các nhu cầu cho bản thân. Giàn nén khí trung tâm gồm hệ thống nén khí áp lực cao và hệ thống nén khí áp lực thấp. 1.2.7. Trạm nén khí nhỏ MKS MKS là bộ phận cơ bản của hệ thống vận chuyển khí mỏ Bạch Hổ đảm bảo việc đưa khí đồng hành vào hệ thống gaslift. - Vị trí: Trạm đứng độc lập trong khu vực MSP-4 mỏ Bạch Hổ và có quan hệ công nghệ với MSP-4 thông qua cầu nối. - Công dụng: Nén khí đồng hành khu vực bắc mỏ Bạch Hổ đảm bảo việc chuyển khí đến hệ thống gaslift cho sử dụng bản thân và trong trường hợp cần thiết đưa vào bờ. 1.3. Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 9 trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro” điều hành, cách thành phố Vũng Tàu 150km về phía Đông Nam và được đưa vào khai thác từ năm 1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất tại Việt Nam với tỷ phần khai thác chiếm hơn 3/4 tổng số dầu khai thác từ tất cả các mỏ đang khai thác tại Việt Nam. Ở khu vực phía Bắc của mỏ, dầu được khai thác từ tầng móng, Oligoxen dưới và Mioxen dưới. Ở đây, người ta xây dựng các giàn khoan cố định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hướng, giàn đồng thời là trạm thu gom khu vực có nhiệm vụ xử lý chủ yếu là tách pha. Hình 1.2. Mỏ Bạch Hổ - XNLD Vietsovpetro Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng như đo, gọi dòng, gaslift sử dụng cho các giếng riêng biệt theo từng thời điểm, còn lại quá trình tách tổng được thực hiện theo hai bậc, với áp suất bậc I từ 14 ÷ 16 kG/cm2 và bậc II với áp suất 1,5 ÷ 3 kG/cm2. Từ đây, dầu với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm về tàu chứa (kho nổi chứa - xuất dầu) để xử lý; còn khí được chuyển theo đường ống riêng về giàn nén khí trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn cố định làm việc theo nguyên tắc hở. Ở khu vực trung tâm người ta xây dựng các giàn nhẹ. Sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu bão hòa khí được vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2), số 3 (CPP-3) để tách khí và tách nước triệt để. Các giàn nhẹ thường được xem là các cụm đầu giếng, việc thu gom được thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ được tách sơ bộ để đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm. Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ được tiến hành như sau: Sản phẩm khai thác trên giàn BK-1, BK-2 và BK-3 được đưa về CPP-2 để tách khí và tách nước. Sau đó dầu đã được tách khí và nước được bơm đến kho nổi chứa - xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo chu kỳ được chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK- 4,5,6,8 và 9 theo các đường ống bọc cách nhiệt được vận chuyển về CPP-3. Sau khi được tách khí và nước, dầu được bơm đi UBN-4 và UBN-3 “Chí Linh”. Vào cuối năm 2003, mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận chuyển sản phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và từ MSP-6 về MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hòa khí được tách khí triệt để và bơm về UBN. Việc thu gom sản phẩm các giàn MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực hiện như sau: Trước khi đưa đường ống bọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) được bơm theo tuyến đường ống MSP-7→ MSP-5→ MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn ống đứng RB sang UBN-4. Sau khi đưa tuyến đường ống bọc cách nhiệt từ giàn MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển từ giàn MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-4 được bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9. Cùng đến MSP-9 còn có sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP-9→ BK-3→ CPP-2 sau đó được đưa đến UBN-1. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 sau đó được bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006, sau khi xảy ra sự cố vỡ đường ống dẫn dầu từ MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ MSP-6 được vận chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó được bơm sang MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-4→ MSP-9. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-3 được bơm qua MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-5→ MSP-10→ MSP-9, sau đó cùng với sản phẩm đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 được vận chuyển đến CPP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí được bơm về MSP-1, cùng với sản phẩm của MSP-1 chuyển sang CPP-3 để xử lý tiếp theo bơm sang UBN-4. Giàn CPP-2 và CPP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách khí đến từ các MSP để tách khí và nước sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó chất lỏng được đưa qua bình tách nước sử dụng điện trường cao để tách nước triệt để. Dầu thương phẩm từ CPP-2 và CPP-3 được bơm đi UBN-4, UBN-1, trong trường hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3. Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục được xử lý để tách khí, tách nước. Trên tất cả các UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm được thực hiện bằng phương pháp lắng đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50 ÷ 60oC. Ngoài ra, trên UBN-3 còn lắp đặt thêm thiết bị tách nước sử dụng điện trường cao. Dầu được xử lý nước tới hàm lượng 0,5 %, nước sau khi xử lý sẽ xả ra biển. Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MKS) ở cạnh MSP-4 và giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CPP-2. Khí cao áp từ các giàn MSP phía Bắc được đưa về MKS, còn CKP thu n