Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho đường ống vận chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 tới giàn FPU-DH1 mỏ Đại Hùng

52 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 59, Kỳ 4 (2018) 52-62 
Nghiên cứu giải pháp đảm bảo dòng chảy cho đường ống vận 
chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 tới giàn FPU-DH1 mỏ Đại Hùng 
Nguyễn Văn Thịnh 1,*, Nguyễn Hải An 2, Nguyễn Thanh Hải 3 
1 Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
2 Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), 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 15/6/2018 
Chấp nhận 20/7/2018 
Đăng online 31/8/2018 
 Mỏ Đại Hùng thuộc Lô 05.1a, bắt đầu đi vào khai thác từ năm 1994. Trong 
giai đoạn 2 của quá trình phát triển mỏ, giàn đầu giếng WHP-DH2 được lắp 
đặt. Sau khi giàn WHP-DH2 đi vào hoạt động (từ tháng 8/2011) đã nảy sinh 
một số vấn đề cần phải được giải quyết để nâng cao hiệu quả vận chuyển sản 
phẩm và đảm bảo tính kinh tế trong suốt đời mỏ. Hơn nữa, trước thực trạng 
giá dầu giảm sâu khiến Nhà điều hành của mỏ Đại Hùng phải điều chỉnh sản 
lượng khai thác, chính vì vậy các số liệu dựa trên dự báo sản lượng khai thác 
trước đây không còn sát với điều kiện thực tế hiện nay. Điều này đặt ra yêu 
cầu bức thiết phải thực hiện các nghiên cứu nhằm đảm bảo an toàn cho quá 
trình vận chuyển sản phẩm trong giai đoạn hiện nay. Nghiên cứu đảm bảo 
dòng chảy cho tuyến đường ống vận chuyển dầu khí gồm nhiều nội dung, 
trong đó phải kể đến việc kiểm soát sự lắng đọng của các vật thể rắn như 
hydrate, wax, asphaltene... Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu về chế 
độ dòng chảy, các thông số thủy lực, nhiệt học và tốc độ ăn mòn bên trong... 
của đường ống vận chuyển dầu từ giàn WHP-DH2 đến giàn FPU-DH1, thông 
qua các phương trình thực nghiệm. Các kết quả tính toán sau đó được so 
sánh với mô hình mô phỏng bằng phần mềm PIPESIM, nhằm kiểm chứng độ 
tin cậy và khả năng áp dụng vào thực tế. Trên cơ sở đó, tác giả đề xuất các 
giải pháp phù hợp để vận hành tuyến đường ống từ giàn WHP-DH2 đến giàn 
FPU-DH1 trong những giai đoạn tiếp theo. 
© 2018 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Đảm bảo dòng chảy 
Đường ống vận chuyển 
dầu 
Mỏ Đại Hùng 
1. Mở đầu 
Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05-1a nằm ở 
phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ 
biển Vũng Tàu khoảng 250km, với chiều sâu mực 
nước trung bình khoảng 110m (Hình 1). Dầu của 
mỏ Đại Hùng thuộc nhóm phân loại từ trung bình 
cho đến nặng với tỷ trọng dao động trong khoảng 
0,827 g/cm3- 0,930 g/cm3, ít lưu huỳnh (hàm 
lượng lưu huỳnh từ 0,05% đến 0,152% khối 
lượng), hàm lượng asphanten từ 3,0 % đến 21,8 
% khối lượng, chứa nhiều parafin (hàm lượng 
parafin từ 6,9 % đến 30,0 % khối lượng). (PVEP, 
2007; PVEP, 2013) Lịch sử khai thác của mỏ Đại 
Hùng được thể hiện qua các mốc thời gian như 
sau: Tháng 10/1994 giàn FPU-DH1 đưa vào 05 
giếng khai thác ngầm với sản luợng cao nhất đạt 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E-mail: nguyenvanthinh@humg.edu.vn 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 53 
gần 32.000 thùng/ngày (theo thiết kế, FPU xử lý 
35,000 thùng/ngày). Năm 1997, sản lượng khai 
thác giảm dần đến 3.000 thùng/ngày. Năm 1999, 
giàn FPU-DH1 được điều hành bởi xí nghiệp liên 
doanh Vietsovpetro, với sản lượng dao động trong 
khoảng 2000 thùng/ngày. Tháng 9/2003 mỏ Đại 
Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò và 
Khai thác Dầu khí (PVEP) điều hành. Tại thời điểm 
hiện nay, sản lượng khai thác dầu trung bình đạt 
9000 thùng/ngày và khí đạt 500.000 m3/ngày. 
2. Đối tượng nghiên cứu 
Mỏ Đại Hùng thuộc khu vực khai thác sớm, sử 
dụng giàn bán tiềm thủy (Floating Production Unit 
- FPU) Đại Hùng 01 kết nối với 12 giếng ngầm 
thông qua hệ thống đường ống khai thác mềm 
(Hình 2). Dầu thô khai thác từ giếng được xử lý 
trên giàn FPU-DH1 sau đó được bơm sang tàu 
chứa nổi FSO, tàu được neo giữ tại vị trí thông qua 
phao CALM. Trong giai đoạn phát triển 2 của Mỏ,
Hình 1. Vị trí mỏ Đại Hùng (PVEP, 2007). 
Hình 2. Sơ đồ khai thác mỏ Đại Hùng (PVEP, 2013). 
54 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 
 giàn đầu giếng WHP-DH2, nằm cách giàn FPU-
DH1 khoảng 5km về phía Tây Nam, được đưa vào 
vận hành với 12 giếng khoan. Giàn đầu giếng 
thuộc dạng giàn vận hành không người, được kết 
nối và điều khiển từ giàn FPU-DH1 thông qua cáp 
điều khiển ngầm. Sản phẩm từ giàn WHP-DH2 
được vận chuyển về giàn FPU-DH1 thông qua 
đường ống ngầm đường kính 6 inchs. Đường ống 
xuất sản phẩm khai thác bao gồm 3 đoạn ống: 
Đoạn ống đứng cứng (rigid riser) tại giàn WHP-
DH2; Đoạn ống đứng linh động mềm (flexible 
dynamic riser) tại giàn FPU-DH1; Đoạn ống dẫn 
mềm (flexible flowline) nối giữa ống đứng cứng và 
ống đứng mềm (Hình 3). 
3. Tính toán đảm bảo dòng chảy cho của 
đường ống xuất dầu từ WHP-DH2 tới FPU-
DH1 
3.1. Cơ sở tính toán 
Do thành phần khí trong sản phẩm khai thác
 từ giàn WHP-DH2 đã được tách và xuất sang giàn 
BK-Thiên Ưng và phần khí dư thừa được đốt bỏ 
tại tháp đuốc, nên đường ống xuất từ giàn WHP-
DH2 tới FPU-DH1 không gặp các vấn đề liên quan 
đến lắng đọng hydrate hay hiện tượng tích tụ nút 
chất lỏng. Để thuận lợi cho việc tính toán lý thuyết 
và mô phỏng bằng phần mềm quá trình khai thác 
trong suốt đời mỏ, ta giả sử nhiệt độ đầu vào tuyến 
ống luôn đạt 55oC và áp suất đầu vào luôn duy trì 
ở 15,3 bar. Coi nhiệt độ môi trường nước biển 
xung quanh ống luôn đồng đều và giữ ở 16oC. 
Thông qua biểu đồ lịch sử khai thác trên Hình 
4 cho thấy, sản lượng khai thác giàn WHP-DH2 
tương đối ổn định và trung bình đạt 9000 
thùng/ngày với hàm lượng nước khoảng 10%. 
Trong bối cảnh hiện nay, việc tăng sản lượng khai 
thác của giàn WHP-DH2 khó có khả năng xảy ra. 
Do đó, trong các tính toán được trình bày dưới đây 
ta xem xét các phương án khác nhau trong trường 
hợp sản lượng khai thác suy giảm và hàm lượng 
nước tăng cao như tại Bảng 1. 
Hình 3. Sơ đồ tuyến ống xuất sản phẩm khai thác từ WHP-DH2 tới FPU-DH1. 
Hình 4. Lịch sử sản lượng khai thác giàn WHP-DH2. 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 55 
SLKT (thùng/ngày) 9000 7500 6000 4500 
Độ ngập 
nước-
WCUT 
(%) 
Phương án cơ sở 10 10 10 10 
Phương án trung 
bình 
20 20 20 20 
Phương án cao 40 40 40 40 
3.2. Tính toán tổn thất thủy lực 
Các thông số tính toán cho đoạn ống đứng 
cứng tại giàn WHP-DH2 bao gồm: Lưu lượng vận 
chuyển Q = 9.000 thùng/ngày (0,0162 m3/s); Hàm 
lượng nước khai thác WCUT = 10%; Đường kính 
trong đoạn ống đứng cứng Di =149,257mm bọc 
cách nhiệt; Độ nhám tuyệt đối e = 0,04572 mm; 
Mật độ dầu ρ𝑑ầ𝑢= 871,3 kg/m3; Mật độ nước 
ρ𝑛ướ𝑐= 1049,2 kg/m3; Độ nhớt động học của dầu: 
𝜐𝑑ầ𝑢 = 7,09 mm2/s; Độ nhớt động học của nước: 
𝜐𝑛ướ𝑐 = 1,52 mm2/s; Nhiệt độ môi trường (nước 
biển): 16oC; Chiều dài đoạn ống cứng: l1= 128 m; 
Áp suất đầu vào của tuyến ống đứng: Pin = 15,3 bar. 
Các giá trị tính toán được thể hiện như sau: 
Mật độ chất lỏng trong ống: 
𝜌 = 𝜌𝑑ầ𝑢. 90% + 𝜌𝑛ướ𝑐 . 10%
= 871,3 .90% + 1049,2.10% 
= 889,1
𝑘𝑔
𝑚3
Gọi S1 là tiết diện đoạn ống đứng cứng, ta có: 
S1 = 
𝜋𝐷𝑖1
2
4
 = 
𝜋(149,275.10−3)2
4
 = 0,0175 m2 
Vận tốc dòng chảy trong ống: 
𝜈 = 
𝑄
𝑆1
 = 
0,0162
0,0175
 = 0,9257 m/s 
Độ nhớt động học của nước: 1,52. 10−6 m2/s. 
Độ nhớt động học của chất lỏng trong ống: 
𝜐 = 𝜐𝑑ầ𝑢. 90% + 𝜐𝑛ướ𝑐 . 10% = (7,09.90% +
1,52.10%). 10−6 = 6,53.10-6 m2/s 
Độ nhám tương đối của vách ống: 
ε = 
𝑒
𝐷𝑖
 = 
0,04572
149,275
 =0,00030628 
Số Reynold: 
Re= 
𝜈.𝐷𝑖
𝜐
 =
0,9257.149,275.10−3
6,53.10−6
 =21161 
Ta thấy 2320 < 𝑅𝑒 < 59,5/𝜀7/8, do đó 
trạng thái của dòng chảy thuộc vùng thủy lực 
phẳng. Giá trị của λ được xác định theo công thức 
Blasius (Blasius, 1913): 
λ = 0,3164𝑅𝑒−0,25 
= 0,3164. 21161−0,25 = 0,026 
Vậy tổn hao thủy lực do ma sát trên đoạn ống 
đứng cứng là: 
∆Pms = λ.
𝑙1
𝐷𝑖
. 
𝑣2
2
 . 𝜌 
= 0,026.
128,5
149,275.10−3
. 
0,92572
2
 . 889,1 
∆Pms = 8526 Pa = 0,09 bar 
Cột áp thủy tĩnh trên đoạn ống đứng cứng là: 
∆Pz=ρgh = 889,1.9,81.128 
= 1116425 Pa = 11,1 bar 
Vậy áp suất đầu ra của tuyến ống đứng là: 
Pout = Pin - ∆Pms + ∆Pz 
= 15,3 - 0,09 +11,1 = 26,3 bar 
Thực hiện các bước tính tương tự cho hai 
đoạn ống còn lại, ta thu được profile áp suất 
đường ống cho trường hợp lưu lượng vận chuyển 
đạt 9000 thùng dầu/ngày với các hàm lượng nước 
khác nhau (Hình 5). 
Bảng 1. Các phương án lưu lượng vận chuyển 
được xem xét. 
(1) 
(2) 
(3) 
(4) 
(5) 
(6) 
(7) 
(8) 
Hình 5. Profile áp suất trong đường ống với lưu lượng vận chuyển 9.000 thùng/ngày. 
(9) 
(10) 
56 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 
3.3. Tính toán tổn thất nhiệt 
Các thông số tính toán cho đoạn ống đứng 
cứng như sau: Nhiệt độ môi trường: To =16oC 
(289oK); Nhiệt độ dầu tại đầu vào tuyến ống: Tin = 
55oC (328oK); Hệ số truyền nhiệt tổng (Giá trị U) 
của đoạn ống đứng cứng: U = 6,68 W/m2.K; Đường 
kính trong của ống: Di = 149,275 mm; Lưu lượng 
vận chuyển: Q = 9.000 thùng/ngày (0,0162 m3/s). 
Hàm lượng nước WCUT=10%; Nhiệt dung riêng 
của dầu: cp dầu = 1884 J/(kg.K); Nhiệt dung riêng 
của nước: cp nước = 4187 J/(kg.K); Chiều dài đoạn 
ống đứng cứng: L = 128 m. Các giá trị tính toán 
được thể hiện như sau: 
Tốc độ khối của chất lưu: 
�̇� = Q.ρ = 14,4 kg/s 
Khối lượng dầu: 
𝑚𝑑ầ𝑢 = 𝜌𝑑ầ𝑢.
𝜋.𝐷𝑖
2
4
. 𝐿. 90% =
871,3.
𝜋.(0,1492)
4
. 128.90% = 1750 𝑘𝑔 
Khối lượng nước: 
𝑚𝑛ướ𝑐 = 𝜌𝑛ướ𝑐 .
𝜋.𝐷𝑖
2
4
. 𝐿. 10% =
1049,2.
𝜋.(0,1492)
4
. 128.10% = 234 𝑘𝑔 
Nhiệt dung riêng của chất lưu: 
𝑐𝑝 = 𝑐𝑝𝑑ầ𝑢.
𝑚𝑑ầ𝑢
𝑚𝑑ầ𝑢 + 𝑚𝑛ướ𝑐
+ 𝑐𝑝𝑛ướ𝑐 .
𝑚𝑛ướ𝑐
𝑚𝑑ầ𝑢 + 𝑚𝑛ướ𝑐
𝑐𝑝 = 1884.
1750
1750+234
+ 4187.
234
1750+234
= 2156 
(J/(kg.K)) 
Hằng số giảm nhiệt: 
𝛽 =
𝑈𝜋𝐷
�̇�𝑐𝑝
= 
6,68. 𝜋. 0,149275
14,4.2156
≈ 0,1. 10−3 
Nhiệt độ dầu tại cuối đoạn ống đứng cứng: 
𝑇𝑥 = 𝑇𝑜 + (𝑇𝑖𝑛 − 𝑇𝑜)𝑒
−𝑥𝛽 
𝑇 = 289 + (328 − 289)𝑒−128.0,1.10
−3
𝑇 = 327,5 °𝐾 = 54,5 °𝐶 
Ở đây x là chiều cao đoạn ống đứng. Thực 
hiện các bước tính tương tự cho hai đoạn ống còn 
lại, ta thu được profile nhiệt độ dầu trong ống như 
tại Hình 6. 
3.4. Tính toán thời gian giảm nhiệt độ (cool-
down) 
Giai đoạn cool-down của dầu trong đường 
ống là thời gian sau khi hệ thống khai thác đã 
ngừng hoạt động (shutdown) và nhiệt độ dầu 
trong ống giảm dần do sự truyền nhiệt ra môi 
trường bên ngoài ống. Việc tính toán nhiệt độ 
trong thời kỳ cool-down rất quan trọng nhằm xác 
định thời gian “no-touch time” trước khi nhiệt độ 
dầu giảm xuống dưới điểm đông (pour point) và 
wax bắt đầu hình thành. 
Xét trên một tiết diện đường ống, có 3 hình thức 
truyền nhiệt là đối lưu nhiệt, dẫn nhiệt và bức xạ 
nhiệt. Trong đó, ta coi sự truyền nhiệt do bức xạ 
giữa chất lỏng với thành ống và môi trường ngoài 
là không đáng kể, sự trao đổi nhiệt chỉ xảy ra ở 
những dạng sau: 
- Đối lưu nhiệt tại bề mặt trong ống giữa chất 
lỏng và thành ống. 
- Dẫn nhiệt qua thành ống và các lớp bọc ống. 
- Đối lưu nhiệt giữa bề mặt ngoài ống và môi 
trường nước biển xung quanh. 
3.4.1. Sự đối lưu nhiệt bên trong ống 
Phương trình Newton tính sự trao đổi nhiệt 
bằng đối lưu giữa chất lỏng và thành ống:
(11) 
(12) 
(13) 
(15) 
(16) 
Hình 6. Profile nhiệt độ trong đường ống với lưu lượng vận chuyển 9.000 thùng/ngày. 
(14) 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 57 
(20) 
𝑄𝑖 = 𝐴𝑖ℎ𝑖∆𝑇 = 2𝜋𝑟𝑖𝐿ℎ𝑖(𝑇𝑖 − 𝑇1) 
Trong đó: Qi: nhiệt lượng trao đổi bằng đối 
lưu nhiệt tại mặt trong ống (W); hi: hệ số đối lưu 
của chất lỏng trong ống (W/(m2.K)); ri: bán kính 
trong của ống (m); L: độ dài đường ống (m); Ai: 
diện tích bề mặt trao đổi nhiệt bên trong ống (m2); 
Ti: nhiệt độ chất lỏng trong ống (oC); T1: nhiệt độ 
bề mặt trong ống (oC). 
Ở đây, hệ số đối lưu hi phụ thuộc vào tính chất 
của chất lỏng bên trong ống, vận tốc dòng chảy và 
đường kính trong của ống. Đối với dòng chất lỏng 
một pha có dạng chảy rối hoàn toàn, ta có thể dùng 
công thức sau (Dittus and Boelter, 1930): 
𝑁𝑢𝑖 = 0,0255. 𝑅𝑒𝑖
0,8. 𝑃𝑟𝑖
0,3 
Trong đó: Nui: hệ số Nusselt (𝑁𝑢𝑖 = 
ℎ𝑖𝐷𝑖
𝑘𝑓
); 
Rei: hệ số Reynold (𝑅𝑒𝑖 = 
𝐷𝑖𝑉𝑓𝜌𝑓
𝜇𝑓
); Pri: hệ số 
Prandlt (𝑃𝑟𝑖 = 
𝐶𝑝𝑓𝜇𝑓
𝑘𝑓
); hi: hệ số đối lưu của chất 
lỏng trong ống (W/(m2.K)); Di: đường kính trong 
của ống (m); kf: độ dẫn nhiệt của chất lỏng trong 
ống (W/(m.K)); Vf: vận tốc dòng chảy của chất 
lỏng trong ống (m/s); ρf: mật độ của chất lỏng 
trong ống (kg/m3); μf: độ nhớt của chất lỏng trong 
ống (Pa.s); Cpf: nhiệt dung riêng của chất lỏng 
trong ống (J/(kg.K)). 
Công thức tính Nui trên áp dụng cho dòng chất 
lỏng chảy rối hoàn toàn có hệ số Reynold > 10.000, 
hệ số Prandlt từ 0,7-160 và độ dài đường ống lớn 
hơn 10 lần đường kính ống. Nếu dòng chất lỏng là 
dạng chảy tầng (hệ số Reynold < 2.100), hi có thể 
được tính từ phương trình Hausen (Hausen, 
1943): 
𝑁𝑢𝑖 = 3,66 + 
0,0668(
𝐷𝑖
𝐿𝑜
)𝑅𝑒𝑖𝑃𝑟𝑖
1+0,4[(
𝐷𝑖
𝐿𝑜
)𝑅𝑒𝑖𝑃𝑟𝑖]
2/3 
Với Lo là khoảng cách từ đầu vào tuyến ống tới 
điểm cần tính. Trong đa số trường hợp, Di/Lo ~ 0, 
nên phương trình trên có thể viết thành: 
𝑁𝑢𝑖 = 3,66 
Nếu dòng chất lỏng thuộc vùng chuyển tiếp 
(2.100 < Rei < 104), việc xác định hi rất khó do tính 
chất phức tạp của dòng chảy, nhất là dòng chảy đa 
pha. Một trong các phương pháp tính hi là dùng 
phương trình Gnielinski (Gnielinski, 1975): 
𝑁𝑢𝑖 =
(
𝜆
8
)(𝑅𝑒𝑖−1000)𝑃𝑟𝑖
1+12,7(
𝜆
8
)
1
2
(𝑃𝑟
𝑖
2
3−1)
Ở đây λ là hệ số ma sát. Công thức trên được 
áp dụng cho các trường hợp có hệ số 
Pri ∈ (0,5;2000) và Rei ∈ (3000;5.106). 
3.4.2. Sự đối lưu nhiệt bên ngoài ống 
Công thức tính sự trao đổi nhiệt bằng đối lưu 
giữa bề mặt ngoài ống và môi trường nước biển 
xung quanh: 
𝑄𝑜 = 𝐴𝑜ℎ𝑜∆𝑇𝑜 = 2𝜋𝑟𝑜𝐿ℎ𝑜(𝑇4 − 𝑇𝑜) 
Trong đó: Qo: nhiệt lượng trao đổi bằng đối 
lưu nhiệt bên ngoài ống (W); ho: hệ số đối lưu của 
nước biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); ro: bán kính 
ngoài của ống, bao gồm cả các lớp bọc ống (m); L: 
độ dài đường ống (m); Ao: diện tích bề mặt trao đổi 
nhiệt bên ngoài ống (m2); To: nhiệt độ môi trường 
nước biển bên ngoài ống (oC); T4: nhiệt độ bề mặt 
ngoài ống (oC). 
Ở đây, hệ số đối lưu ho có thể tính dựa theo 
công thức Hilpert (Hilpert, 1933): 
𝑁𝑢𝑜 = 𝐶. 𝑅𝑒𝑜
𝑚. 𝑃𝑟0
1/3
Trong đó: Nuo: hệ số Nusselt (𝑁𝑢𝑜 = 
ℎ0𝐷𝑜
𝑘𝑜
); 
Reo: hệ số Reynold (𝑅𝑒𝑜 = 
𝐷𝑜𝑉𝑜𝜌𝑜
𝜇𝑜
); Pro: hệ số 
Prandlt (𝑃𝑟𝑜 = 
𝐶𝑝𝑜𝜇𝑜
𝑘𝑜
); ho: hệ số đối lưu của nước 
biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); Do: đường kính 
ngoài của ống, bao gồm cả các lớp bọc ống (m); ko: 
độ dẫn nhiệt của nước biển (W/(m.K)); Vo: vận tốc 
dòng chảy của nước biển bên ngoài ống (m/s); ρo: 
mật độ của nước biển (kg/m3); μo: độ nhớt của 
nước biển (Pa.s); Cpo: nhiệt dung riêng của nước 
biển (J/(kg.K)); C, m là các hằng số phụ thuộc vào 
hệ số Reo 
3.4.3. Sự dẫn nhiệt qua thành ống và các lớp bọc 
ống 
Phương trình Fourier tính sự dẫn nhiệt qua 
thành ống (Brill and Mukherjee, 1999): 
𝑄𝑟 = −2𝜋𝑟𝐿𝑘𝑝 (
𝜕𝑇
𝜕𝑟
) 
Trong đó: Qr: nhiệt lượng trao đổi bằng dẫn 
nhiệt theo hướng vuông góc với thành ống 
(W/(m2.K)); r: bán kính bất kỳ trên thành ống (m); 
L: độ dài xi-lanh (m); kp: độ dẫn nhiệt của thành 
ống (W/(m.K)); ∂T/𝜕𝑟: gradient nhiệt độ (oC/m). 
Thực hiện phép biến đổi hai vế của phương 
trình (24) ta thu được: 
𝑄𝑟 = 
2𝜋𝑘𝑝𝐿(𝑇1−𝑇2)
𝑙𝑛 (
𝑟1
𝑟𝑖
)
Trong đó: T1: nhiệt độ bề mặt trong ống (oC); 
T1: nhiệt độ bề mặt ngoài ống, chưa bao gồm lớp 
bọc ống (oC); ri: bán kính trong của ống (m);
(17) 
(18) 
(19) 
(21) 
(22) 
(23) 
(24) 
(25) 
58 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 
 r1: bán kính ngoài của ống, chưa bao gồm lớp bọc 
ống (m); L: độ dài đường ống (m). 
Như vậy, sự phân bố nhiệt độ từ mặt trong ra 
mặt ngoài thành ống do sự trao đổi nhiệt giữa chất 
lỏng bên trong ống và môi trường bên ngoài ống 
gây ra thông qua đối lưu tại các bề mặt trong ngoài 
và dẫn nhiệt qua thành ống và lớp bọc ống, được 
thể hiện tại công thức: 
𝑄𝑟 = 
𝑇𝑖−𝑇𝑜
1
2𝜋𝑟𝑖𝐿ℎ𝑖
+
𝑙𝑛 (
𝑟1
𝑟𝑖
)
2𝜋𝑘𝑝𝐿
+
𝑙𝑛 (
𝑟𝑜
𝑟1
)
2𝜋𝑘𝑙𝐿
+
1
2𝜋𝑟𝑜𝐿ℎ𝑜
Ngoài ra, nhiệt lượng trao đổi giữa chất lỏng 
và môi trường còn được thể hiện như tại phương 
trình sau: 
𝑄𝑟 = 𝑈𝐴𝑜(𝑇𝑖 − 𝑇𝑜) 
Trong đó: U: hệ số truyền nhiệt tổng, tính theo 
diện tích 𝐴𝑜 (W/(m2.K)); To: nhiệt độ môi trường 
nước biển bên ngoài ống (oC); Ti: nhiệt độ chất 
lỏng trong ống (oC). 
Hệ số truyền nhiệt tổng U được tính như sau: 
𝑈 = 
1
𝑟𝑜
𝑟𝑖ℎ𝑖
+
𝑟𝑜 𝑙𝑛(
𝑟𝑜
𝑟𝑖
)
𝑘𝑝
+
𝑟𝑜 𝑙𝑛(
𝑟𝑜+𝑡𝑙
𝑟𝑜
)
𝑘𝑙
+
1
ℎ𝑜
Trong đó: ri: bán kính trong của ống (m); ro: 
bán kính ngoài của ống, chưa bao gồm lớp bọc ống 
(m); tl: độ dày lớp bọc ống (m); hi: hệ số đối lưu của 
chất lỏng trong ống (W/(m2.K)); ho: hệ số đối lưu 
của nước biển bên ngoài ống (W/(m2.K)); kp: độ 
dẫn nhiệt của thành ống (W/(m.K)); kl: độ dẫn 
nhiệt của lớp bọc ống (W/(m.K)). 
Giá trị U có thể viết dưới dạng tổng các nhiệt 
trở nối tiếp từ trong ra ngoài ống: 
𝑈 = 
1
𝑅𝑖+𝑅𝑝+𝑅𝑙+𝑅𝑜
Với: Ri=
𝑟𝑜
𝑟𝑖ℎ𝑖
 : nhiệt trở của chất lỏng trong ống 
(m2.K/W); Rp=
𝑟𝑜𝑙𝑛 (
𝑟𝑜
𝑟𝑖
)
𝑘𝑝
: nhiệt trở của thành ống 
(m2.K/W); Rl=
𝑟𝑜𝑙𝑛 (
𝑟𝑜+𝑡𝑙
𝑟𝑜
)
𝑘𝑙
: nhiệt trở của lớp bọc ống 
(m2.K/W); Ro=
1
ℎ𝑜
: nhiệt trở của môi trường bên 
ngoài ống (m2.K/W). 
3.4.4. Phương pháp tính thời gian giảm nhiệt độ 
(cool-down) 
Khối lượng chất lỏng trong ống có đường 
kính trong Di và chiều dài L được tính như sau: 
𝑊𝑖 =
𝜋
4
𝐷𝑖
2𝐿𝜌𝑖 
Trong đó, 𝜌𝑖 là mật độ chất lỏng trong ống 
(kg/m3). 
Nhiệt lượng khối chất lỏng trên tỏa ra từ thời 
điểm có nhiệt độ Tf,0 tới thời điểm có nhiệt độ Tf,1 
sau một khoảng thời gian ∆𝑡 là: 
𝑄𝑖 = 𝑊𝑖𝐶𝑝𝑖(𝑇𝑖,0 − 𝑇𝑖,1) 
Trong đó, 𝐶𝑝𝑖 là nhiệt dung riêng của chất 
lỏng trong ống (kJ/(kg.oC)). 
Nhiệt lượng trên tính theo vận tốc truyền 
nhiệt giữa chất lỏng và thành ống trong khoảng 
thời gian ∆t: 
𝑄𝑖 = 𝑞𝑖. ∆𝑡 =𝐴𝑜 (
𝑇𝑖,0−𝑇𝑝,0
𝑅𝑖+
𝑅𝑝
2
) ∆𝑡 
Gộp 2 phương trình (31) và (32) sau đó tính 
tương tự cho nhiệt lượng của thành ống và lớp 
cách nhiệt, ta thu được nhiệt độ chất lỏng trong 
ống, thành ống và lớp cách nhiệt sau một khoảng 
thời gian ∆t, thể hiện lần lượt tại các phương trình 
sau: 
𝑇𝑖,1 = 𝑇𝑖,0 −
𝐴𝑜∆𝑡
𝑊𝑖𝐶𝑝𝑖
(
𝑇𝑖,0−𝑇𝑝,0
𝑅𝑖+
𝑅𝑝
2
) 
𝑇𝑝,1 = 𝑇𝑝,0 −
𝐴𝑜∆𝑡
𝑊𝑝𝐶𝑝𝑝
(
𝑇𝑝,0−𝑇𝑖,0
𝑅𝑖+
𝑅𝑝
2
+
𝑇𝑝,0−𝑇𝑙,0
𝑅𝑝
2
+
𝑅𝑙
2
) 
𝑇𝑙,1 = 𝑇𝑙,0 −
𝐴𝑜∆𝑡
𝑊𝑙𝐶𝑝𝑙
(
𝑇𝑙,0−𝑇𝑝,0
𝑅𝑙
2
+
𝑅𝑝
2
+
𝑇𝑙,0−𝑇𝑜
𝑅𝑙
2
+𝑅𝑜
) 
Tiếp tục lặp lại các bước tính nhiệt độ các 
thành phần trên cho các khoảng thời gian ∆t khác 
nhau, ta sẽ thu được bảng nhiệt độ đường ống và 
chất lỏng trong ống trong giai đoạn cool-down. 
3.4.5. Kết quả tính toán 
Kết quả tính toán thời gian cooldown cho 
đoạn ống đứng cứng tại giàn WHP-DH2 được thể 
hiện Hình 7. Tiếp tục tính toán với nhiều lưu lượng 
vận chuyển và tỷ lệ nước khác nhau, ta thu được 
biểu đồ so sánh thời gian cooldown cho 3 đoạn 
ống như tại Hình 8. 
Quan sát trên Hình 8 có thể nhận thấy đoạn 
ống đứng cứng không gặp rủi ro nào về lắng đọng 
wax trong suốt đời mỏ do tổn hao nhiệt của đoạn 
ống này rất nhỏ và nhiệt độ chất lỏng luôn duy trì 
cao hơn nhiều nhiệt độ vận hành tối thiểu. Tại hai 
đoạn ống còn lại, thời gian cooldown giảm đáng kể 
khi lưu lượng vận chuyển giảm xuống dưới 6000 
thùng/ngày đối với đoạn ống đứng mềm và dưới 
4000 thùng/ngày đối với đoạn ống dẫn mềm. Để 
đảm bảo khoảng thời gian an toàn tối thiểu từ 3-4 
giờ trước khi hệ thống khai thác trở lại sau khi gặp 
sự cố phải ngừng khai thác đột ngột, cần tiến hành 
bơm hóa phẩm PPD hoặc pigging định kỳ đường 
ống khi lưu lượng vận chuyển giảm xuống dưới 
(26) 
(27) 
(28) 
(29) 
(30) 
(31) 
(32) 
(33) 
(34) 
(35) 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 59 
6000 thùng/ngày với tỷ lệ nước đạt dưới 40%. 
3.5. Xác định độ ăn mòn do CO2 
Để tính toán tốc độ ăn mòn do CO2 gây ra bên 
trong ống, ta sử dụng phương pháp Waard 
(Waard and Dugstad, 1995). Các tính toán tốc độ 
ăn mòn do CO2 gây ra tại đầu vào đoạn ống đứng 
cứng được thể hiện như sau: 
Áp suất thành phần của CO2 tính theo công 
thức: 
𝑝𝐶𝑂2 =
%𝑚𝑜𝑙 𝐶𝑂2 ∗ 𝑃
100
= 
0,00134∗15,3
100
= 0,02 bar 
𝑙𝑜𝑔(𝑓𝐶𝑂2) = 𝑙𝑜𝑔(0,02 ) + (0,0031 −
1,4
55+273
) . 15,3 = −1,71 
Giả sử độ pH thực tế bằng với độ pH do CO2, 
thành phần Vr đặc trưng cho tốc độ ăn mòn tối đa 
dựa trên giới hạn tốc độ phản ứng được tính theo: 
𝑙𝑜𝑔(𝑉𝑟) = 4,93 −
1119
55 + 273
+0,58 𝑙𝑜𝑔(−1,71) = 0,53 
Thành phần Vm đặc trưng cho tốc độ ăn mòn 
tối đa dựa trên giới hạn tốc độ dòng chảy được 
tính theo công thức: 
𝑉𝑚 = 2,45 ∗ 10−1,71 ∗ 0,9260,8/
(149,275. 10−3)0,2 = 0,07 
Tốc độ ăn mòn do CO2 gây ra tại đầu vào đoạn 
ống đứng cứng giàn WHP-DH2 được tính theo 
công thức (40) 
𝑉ă𝑛 𝑚ò𝑛 =
1
(
1
𝑉𝑟
+
1
𝑉𝑚
)
=
1
(
1
100,53
+
1
0,07
)
= 0,068 
(mm/năm) 
Từ profile nhiệt độ và áp suất thu được lần 
lượt tại các mục 3.2 và 3.3, thực hiện tính toán cho 
các đoạn ống còn lại cho giai đoạn suốt đời mỏ 
(khoảng 20 năm), ta thu được biểu đồ độ ăn mòn 
do CO2 gây ra bên trong đường ống xuất từ WHP-
DH2 tới FPU-DH1 như Hình 9.
Hình 7. Nhiệt độ chất lỏng trong ống trong thời gian cool-down (Q=9000 thùng/ngày, WCUT=10%). 
Hình 8. So sánh thời gian cool-down cho các lưu lượng vận chuyển khác nhau. 
(36) 
(37) 
(38) 
(39) 
(40) 
60 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 
Kết quả trên Hình 9 cho thấy độ ăn mòn tối đa 
do CO2 gây ra trên toàn đường ống khi không sử 
dụng hóa phẩm chống ăn mòn là 2,16 mm sau 20 
năm. Giá trị này vẫn nằm trong ngưỡng ăn mòn 
cho phép do Nhà điều hành đưa ra là 3 mm trong 
suốt đời mỏ. Như vậy đường ống xuất từ WHP-
DH2 tới FPU-DH1 không gặp phải vấn đề về ăn 
mòn do CO2 gây ra và không cần sử dụng hóa 
phẩm chống ăn mòn. 
4. So sánh kết quả tính toán với mô hình mô 
phòng bằng phầm mềm PIPESIM 
Kết quả so sánh trên Hình 10 cho ta thấy, 
profile áp suất thu được từ phần mềm mô phỏng 
PIPESIM hoàn toàn phù hợp với kết quả tính toán
 lý thuyết thực hiện tại mục 3.2. Kết quả mô phỏng 
profile nhiệt độ chất lưu trên Hình 11 cũng cho 
thấy sự phù hợp giữa giá trị đã tính toán tại mục 
3.3 và kết quả mô phỏng (Hình 11). 
Tiến hành kiểm chứng với các số liệu thu thập 
tại mỏ trong thời gian từ 01/04/2018 đến 
26/04/2018 cho thấy, các kết quả đã tính toán tại 
các mục 3.2, 3.3 phù hợp với các số liệu thực tế thu 
được tại mỏ (Hình 12). Trong đó, sai số trung bình 
đối với tổn hao áp suất và nhiệt độ lần lượt là 2,5% 
và 3,5%. Kết quả tính toán tổn thất nhiệt độ có sai 
số lớn hơn là do giả định nhiệt độ môi trường 
nước biển luôn đạt giá trị tối thiểu 16oC như đã 
thiết lập tại mục 3.1. Giả định trên nhằm mục đích 
đơn giản hóa việc tính toán tổn hao nhiệt độ,
Hình 9. Độ ăn mòn do CO2 gây ra bên trong đường ống trong suốt đời mỏ khi không sử dụng 
hóa phẩm chống ăn mòn. 
Hình 10. So sánh profile áp suất giữa kết quả tính toán và sử dụng phần mềm PIPESIM. 
Hình 11. So sánh profile nhiệt độ giữa kết quả tính toán và sử dụng phần mềm PIPESIM. 
 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 61 
đồng thời phục vụ cho việc tính toán thời gian 
cool-down cho trường hợp xấu nhất khi nhiệt độ 
môi trường đạt mức tối thiểu. Như vậy, sai số 
trong kết quả tính toán hoàn toàn chấp nhận được 
và cho thấy độ tin cậy của mô hình tính toán lý 
thuyết. 
5. Kết luận 
Các kết quả tính toán lý thuyết đã được kiểm 
chứng bằng phần mềm và so sánh với số liệu thực 
tế để đảm bảo độ tin cậy của phương pháp tính 
toán. Qua đó, với lưu lượng khai thác hiện tại đạt 
9000 thùng/ngày và hàm lượng nước 
WCUT=10%, đường ống xuất từ WHP-DH2 tới 
FPU-DH1 vẫn vận hành an toàn với nhiệt độ chất 
lưu luôn cao hơn nhiệt độ vận hành tối thiểu 
38,3oC. Do thành phần khí đã được tách ra trước 
khi đưa vào đường ống nên không gặp phải các 
vấn đề về nút chất lỏng hay lắng đọng hydrate. Độ 
ăn mòn tối đa do CO2 gây ra trên toàn đường ống 
là 2,16 mm trong suốt đời mỏ, nhỏ hơn ngưỡng ăn 
mòn cho phép do Nhà điều hành đưa ra là 3 mm 
và do vậy không cần sử dụng hóa phẩm chống ăn 
mòn. Thời gian cooldown của đường ống là 5,1 
giờ, đủ thời gian xử lý sự cố và đưa hệ thống khai 
thác trở lại trước khi wax kịp hình thành trong 
đường ống. Khi lưu lượng vận chuyển sụt giảm 
xuống dưới 6000 thùng/ngày với hàm lượng 
nước nhỏ hơn 40% cần lưu ý bơm hóa phẩm PPD 
để giảm nhiệt độ điểm đông của dầu xuống dưới 
ngưỡng 30oC như hiện tại, hoặc áp dụng phương 
pháp gia nhiệt bằng nước nóng nhằm duy trì thời 
gian cool-down tối thiểu 4 giờ như yêu cầu đề ra. 
Tài liệu tham khảo 
Blasius, P. R. H., 1913. Das Aehnlichkeitsgesetz bei 
Reibungsvorgangen in Flüssigkeiten, 
Forschungsheft 131, 1-41. 
De Waard, C., Lotz, U., Dugstad, A., 1995. Influence 
of Liquid Flow Velocity on CO2 Corrosion: A 
Semi-Empirical Model, Paper No.128, 
Conference: Corrosion’95, NACE International. 
Dittus, F. W., Boelter L. M. K., 1930. Heat transfer 
in automobile radiators of the tubular type. 
Publications in Engineering, vol. 2, University of 
California, Berkeley. 443-461. 
Gnielinski, V., 1975. Neue Gleichungen für den 
Wärmeund den Stoffübergang in turbulent 
durchströmten Rohren und Kanälen, Forsch. 
Ingenieurwes. (Engineering Research) 41, 8-16. 
Hausen, H., 1943. Darstellung des 
Warmeuberganges in Rohren durch 
verallgemeinerte Potezbeziehungen, Z. VDI 
Beih. Verfahrenstechnik No. 4, 91. 
Hilpert, R., 1933. Warmeabgabe von geheizen 
Drahten und Rohren, Forsch. Gebiete 
Ingenieurw. Vol. 4, 220. 
Hình 12. So sánh số liệu thực tế và kết quả tính toán lý thuyết. 
62 Nguyễn Văn Thịnh và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (4), 52-62 
James, P. B., Hemanta, M., 1999. Multiphase Flow 
in Wells, SPE, Richardson. 
PVEP, 2007. Báo cáo Sơ đồ Công nghệ Phát triển 
mỏ Đại Hùng. 
PVEP, 2013. Báo cáo Cập nhật Kế hoạch phát triển 
mỏ Đại Hùng tới thời điểm 31-12-2013. 
ABSTRACT 
Pipeline and flow assurance solutions of oil and gas transportation 
from WHP-DH2 wellhead platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung 
Oil Field 
Thinh Van Nguyen 1, An Hai Nguyen 2, Hai Thanh Nguyen 3 
1 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam 
2 PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP), Vietnam 
3 PetroVietnam Domestic Exploration Production Operating Company (PVEP POC), Vietnam 
Dai Hung Oil Field, located in Block 05-1a, started to operate in 1994. In phase 2 of the development, 
the WHP-DH2 wellhead platform was set up. After having been put into operation since August 2011, the 
WHP-DH2 wellhead platform has revealed several problems which need to be solved in order to improve 
the efficiency of product transportation and the sustainability of the oil field. Moreover, the operator has 
to adjust their productions quantity due to the significant decrease in global crude oil price recently. 
Therefore, a research on pipeline and flow assurance of oil and gas transportation from WHP-DH2 
wellhead platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung Oil Field has never been more imperative. Research 
on oil and gas transportation in pipelines includes deposition control of solid materials such as hydrate, 
wax, asphaltene. This article presents results of the research on flow regime, hydraulic parameters, heat 
and internal corrosion rate of the transportation pipeline from WHP-DH2 wellhead platform to FPU-DH1 
platform at Dai Hung Oil Field by taking advantage of experimental equations. These results are then 
compared with the simulation model solved by PIPESIM software using data obtained at this Oil Field. 
Based on that, suitable solutions to properly control the transportation pipeline from WHP-DH2 wellhead 
platform to FPU-DH1 platform at Dai Hung Oil Filed in the future stage will be recommended.