SỐ 3 - 2018T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Petro ietnam

ISSN-0866-854X

SỐ 3 - 2018T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Petro ietnam

ISSN-0866-854X

Giấy phép xuất bản số 100/GP - BTTTT của Bộ Thông tin và Truyền thông cấp ngày 15/4/2013

TÒA SOẠN VÀ TRỊ SỰTầng M2, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - 167 Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội

Tel: 024-37727108 | 0982288671 * Fax: 024-37727107 * Email: tapchidk@vpi.pvn.vn

TỔNG BIÊN TẬPTS. Nguyễn Quốc Thập

PHÓ TỔNG BIÊN TẬPTS. Lê Mạnh HùngTS. Phan Ngọc Trung

BAN BIÊN TẬPTS. Hoàng Ngọc ĐangTS. Nguyễn Minh ĐạoCN. Vũ Khánh ĐôngTS. Nguyễn Anh Đức ThS. Trần Hưng HiểnThS. Vũ Văn NghiêmThS. Lê Ngọc SơnKS. Lê Hồng TháiThS. Nguyễn Văn TuấnTS. Phan Tiến ViễnTS. Trần Quốc ViệtTS. Nguyễn Tiến VinhTS. Nguyễn Hoàng Yến

THƯ KÝ TÒA SOẠNThS. Lê Văn KhoaThS. Nguyễn Thị Việt Hà

PHỤ TRÁCH MỸ THUẬT Lê Hồng Văn

TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢNViện Dầu khí Việt Nam

Ảnh bìa: Liên doanh Việt - Nga "Vietsovpetro" nỗ lực vượt khó, đảm bảo sản lượng khai thác. Ảnh: Huy Hùng

NỘI DUNG

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

TIÊU ĐIỂM

4 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Tại Hội nghị triển khai kế hoạch thăm dò - khai thác dầu khí năm 2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã nhận diện các thách thức đối với sự phát triển lĩnh vực cốt lõi khi giá dầu diễn biến phức tạp, những khu vực dự báo có tiềm năng dầu khí chủ yếu ở khu vực nước sâu, xa bờ, có điều kiện thi công phức tạp, yêu cầu công nghệ cao, chi phí rất lớn; rủi ro địa chất, CO2, H2S, áp suất cao, nhiệt độ cao; các bẫy chứa dạng địa tầng, phi cấu tạo… Hội nghị cũng tập trung phân tích các khó khăn, thách thức, rút ra các bài học kinh nghiệm và thảo luận các giải pháp cụ thể nhằm thực hiện thành công kế hoạch gia tăng trữ lượng, sản lượng khai thác dầu khí trong năm 2018 và giai đoạn tiếp theo.

Ngày 23/3/2018, tại Tp. Vũng Tàu, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tổ chức Hội nghị triển khai kế

hoạch thăm dò và khai thác dầu khí năm 2018 nhằm tổng kết, đánh giá kết quả thực hiện công tác thăm dò, khai thác dầu khí năm 2017; phương hướng triển khai nhiệm vụ và các giải pháp thực hiện thành công kế hoạch năm 2018 và giai đoạn tiếp theo.

Phát biểu khai mạc Hội nghị, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh cho biết Tập đoàn đã và đang tập trung chỉ đạo các đơn vị triển khai các giải

pháp tối ưu hóa về tổ chức, quản lý, tài chính, kinh tế kỹ thuật… để nâng cao hiệu quả đầu tư các dự án thăm dò khai thác. Đồng thời, Tập đoàn sẽ phân loại các dự án đầu tư để ưu tiên thực hiện các dự án có hiệu quả, ít rủi ro; giãn tiến độ các dự án chưa thực sự cấp bách; tiếp tục nghiên cứu, đề xuất và kiến nghị các giải pháp, cơ chế để thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí.

Trên cơ sở đó, Hội nghị đã tập trung trí tuệ để phân tích các khó khăn, thách thức, rút ra bài học kinh nghiệm và thảo luận các giải pháp cụ thể nhằm thực hiện thành công kế hoạch thăm dò, thẩm

HỘI NGHỊ THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ NĂM 2018:

ĐẢM BẢO KẾ HOẠCH GIA TĂNG TRỮ LƯỢNG VÀ SẢN LƯỢNG KHAI THÁC

TIÊU ĐIỂM

8 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

NÂNG CAO HIỆU QUẢ CÔNG TÁC TƯ VẤN, PHẢN BIỆN

Tập hợp trí tuệ của đội ngũ khoa học

Trong nhiệm kỳ II (2014 - 2017), Hội Dầu khí Việt Nam đã đóng góp ý kiến phản biện cho: Dự thảo “Quy hoạch phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo “Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo “Quy hoạch phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo Nghị định hướng dẫn thi hành Luật Dầu khí sửa đổi…

Đối với lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác, Hội Dầu khí Việt Nam đã tham gia phản biện: “Sơ đồ công nghệ mỏ Bạch Hổ hiệu chỉnh”, “Báo cáo đầu tư Lô PM 304 ở Malaysia”, “Báo cáo điều chỉnh tìm kiếm thăm dò ở Peru”, “Báo cáo đầu tư hợp tác với Rosneft tham gia Dự án tìm

kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí tại Lô Tây Matveev, biển Pechora, Liên bang Nga”, “Báo cáo đánh giá trữ lượng và phát triển mỏ Cá Voi Xanh”, “Báo cáo đánh giá trữ lượng và phát triển mỏ Thỏ Trắng”, “Báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ khí Lô 46/13”; “Báo cáo đánh giá trữ lượng” và “Báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ Phong Lan Dại”; “Báo cáo thẩm định mỏ khí Lô B & 48/95 và 52/97”… Đồng thời, Hội Dầu khí Việt Nam đã tham gia cùng Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kiểm tra định kỳ công tác quản lý mỏ và thực hiện kế hoạch khai thác các mỏ dầu khí; nghiên cứu, đánh giá hiện trạng khai thác mỏ Thăng Long - Đông Đô nhằm cải thiện chế độ khai thác khi sản lượng đang suy giảm mạnh, có nguy cơ đóng mỏ...

Trong lĩnh vực khâu sau, Hội Dầu khí Việt Nam phối hợp cùng

Hội Dầu khí Việt Nam trong nhiệm kỳ qua đã tập trung nâng cao chất lượng, tập hợp trí tuệ và kinh nghiệm của đội ngũ cán bộ khoa học, kỹ thuật và công nghệ dầu khí, nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện đối với các vấn đề có ảnh hưởng lớn đến sự phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam. Về nhiệm vụ trong thời gian tới, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh mong muốn Hội Dầu khí Việt Nam tiếp tục tư vấn, phản biện “Ngành Dầu khí trong thời gian tới đứng ở vị trí nào trong nền kinh tế quốc dân, đi theo hướng nào và bằng con đường nào”, từ đó đề xuất điều chỉnh các mục tiêu trong Chiến lược phát triển, xác định các khu vực cần tập trung thăm dò, khai thác, các xu hướng công nghệ tác động đến nhu cầu năng lượng…

Hội Dầu khí Việt Nam nghiên cứu, khảo sát thực địa, đánh giá địa chất tại đảo Phú Quý. Ảnh: Lê Khoa

HỘI DẦU KHÍ VIỆT NAM:

4 8

16. Lựa chọn và áp dụng choòng khoan Kymera để khoan qua tầng Oligocene - Eocene cho các giếng khoan phát triển mỏ tại khu vực Tây Bắc bể Cửu Long

20. Nghiên cứu, sản xuất chất phụ gia ức chế sa lắng muối “DPEC Antiscalant-2” trong các giếng khoan khai thác dầu khí

28. Địa tầng trầm tích Đệ Tam bể Phú Khánh thềm lục địa Việt Nam

32. Nghiên cứu mô phỏng động phân xưởng đồng phân hóa naphtha nhẹ

38. Các công cụ phái sinh và khả năng áp dụng cho các doanh nghiệp Việt Nam hoạt động trong lĩnh vực dầu khí

50. Xây dựng cơ sở dữ liệu giúp nhận dạng nguồn gốc dầu trong các sự cố ô nhiễm dầu ở Việt Nam

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

16 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Trong giai đoạn khoan thăm dò tại mỏ thuộc khu vực Tây Bắc bể Cửu Long, các giếng khoan phải thi công qua các tầng Oli-gocene - Eocene với các lớp cát kết, sét kết, bột kết xen kẽ và một ít đá vôi (Hình 1). Đặc biệt là tầng Oligocene với sét có dính, dẻo, trương nở và đàn hồi cao ở độ sâu khoảng 3.400mTVD. Ngoài ra, tầng Eocene chủ yếu là cát kết xen kẹp sét kết với độ cứng, mài mòn cao làm cho công tác khoan gặp nhiều khó khăn do tốc độ khoan rất chậm. Đây là công đoạn quan trọng để khoan tới chiều sâu đặt ống chống trước khi khoan công đoạn tiếp theo vào vỉa sản phẩm. Vì vậy việc lựa chọn choòng khoan trong công đoạn này đóng vai trò rất quan trọng trong sự thành công của giếng khoan.

2. Thách thức khi thi công công đoạn 12¼inch qua các tầng Oligocene - Eocene

Tầng Oligocene là tầng chứa vật liệu sét dẻo với độ kết dính cao, khả năng ngậm nước và trương nở cao làm cho hiệu quả khoan của

Nguyễn Mạnh Tuấn, Trần Quang Khải Nguyễn Duy Sâm, Trần Duy KhangCông ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước Email: tuannm@pvep.com.vn

Tóm tắt

Trong quá trình khoan thăm dò thẩm lượng mỏ ở khu vực Tây Bắc bể Cửu Long, khi khoan qua các tầng Oligocene - Eocene cho công đoạn 12¼inch của các giếng khoan phát triển (L-1X, L-2X, L-3X), các choòng khoan kim cương đa tinh thể có lưỡi cắt (PDC) hoặc choòng khoan 3 chóp xoay răng cắm (TCI) được sử dụng với tốc độ khoan trung bình là 0,9 - 3m/giờ, thời gian khoan bị hạn chế bởi tuổi thọ của choòng, năng suất và hiệu quả khoan rất thấp, ảnh hưởng lớn đến thời gian và chi phí giếng khoan.

Công nghệ choòng khoan mới sử dụng choòng khoan Kymera (PDC kết hợp với 3 chóp xoay răng cắm) đã được Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước (PVEP POC) sử dụng để khoan công đoạn 12¼inch qua các tầng Oligocene - Eocene. Việc áp dụng thành công công nghệ khoan định hướng cho công đoạn 12¼inch bằng choòng KM633X (3 cánh, 3 chóp xoay) với kỷ lục về tốc độ khoan trung bình đạt 5,99m/giờ và khoảng khoan dài 516m tại giếng khoan L-4X được các nhà thầu dầu khí đánh giá rất cao.

Nhằm tối ưu hiệu quả khoan cũng như chi phí giếng khoan, PVEP POC sẽ tiếp tục nghiên cứu sử dụng loại choòng khoan này để khoan qua các thành hệ tương tự cho các giếng khoan phát triển mỏ tại khu vực Tây Bắc bể Cửu Long.

Từ khóa: Choòng khoan Kymera, tầng Oligocene - Eocene, Tây Bắc bể Cửu Long.

PDC rất kém và có nguy cơ cao xảy ra hiện tượng bó choòng, giảm hiệu suất khoan.

Trong khi áp dụng cho choòng khoan 3 chóp xoay răng cắm TCI, với cơ chế khoan đập có hiệu quả rất thấp trong việc khoan qua các tầng sét có độ cứng và đàn hồi cao (vừa cứng vừa dẻo). Nếu tiếp tục sử dụng sẽ đạt đến giới hạn tuổi thọ của choòng, số mét khoan không cao, ảnh hưởng đến thời gian thi công khoan.

Năng suất thi công các loại choòng khoan PDC và choòng 3 chóp xoay răng cắm TCI ở giếng L-4X được thể hiện trong Bảng 1.

Theo Bảng 1, tốc độ và số mét khoan trên một choòng khoan rất thấp, tốn nhiều thời gian kéo thả để thay choòng, phải sử dụng nhiều choòng khoan dẫn đến chi phí giá thành cao và ảnh hưởng đến tiến độ thi công của giếng khoan.

Ngày nhận bài: 12/5/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 12 - 19/5/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

LỰA CHỌN VÀ ÁP DỤNG CHOÒNG KHOAN KYMERA ĐỂ KHOAN QUA TẦNG OLIGOCENE - EOCENE CHO CÁC GIẾNG KHOAN

PHÁT TRIỂN MỎ TẠI KHU VỰC TÂY BẮC BỂ CỬU LONG

Tầng C gồm cát kết, sét kết và bột kết xen kẽ, và ít đá vôi

Trà Tân trên

L

L1NE?

E

F

Trà

Tân

giữa

Olig

ocen

eM

uộn

Sớm

C

D

2841/ 2804

3576/ 3539

3660/ 3620

3967/

Tầng D gồm sét kết và bột kết xen kẽ cát kết và ít đá vôi mỏng

Tầng F30 phần lớn là cát kết Arkose, sét kết, bột kết và ít đá vôi

Tầng E gồm cát kết xen kẹp sét kết và bột kết xen kẹp và lớp ít đá vôi mỏng

Hình 1. Đặc tính tầng Oligocene - Eocene của khu vực nghiên cứu

16

FOCUS 2018 Exploration and Production Confernce: Ensuring the Plan for increased reserves and production output .......4Vietnam Petroleum Association: Improving efficiency of advisory and feedback activities ..................8First quarter 2018: Petrovietnam produces 6.34 million tons of oil equivalent .................12VPI produces and supplies anti-corrosion products for petroleum structures .........................................................................14

SCIENTIFIC RESEARCH

Selection and utilisation of Kymera bit for Oligocene-Eocene development wells in the North-West area, Cuu Long basin ............16Study and manufacturing of scale inhibitor “DPEC Antiscalant-2” for use in production wells ...............................20Tertiary sedimentary stratigraphy of Phu Khanh basin on the Vietnam continental shelf ......,..................................................28Study on dynamic simulation of light naphtha hydroisomerisation process ......................................32Derivative tools and possible application to Vietnamese companies operating in the oil and gas sector ......................................................38Building a database to identify oil sources in oil pollution incidents in Vietnam ...............................................................................................50

NEWS

Vietnam, Laos strengthen energy co-operation ..................................66Strengthening the State Steering Committee for Key Petroleum Projects .....................................................................67Vietnam, South Korea boost co-operation in the field of energy ....68PV GAS and VPI co-operate in scientific and technological research and development ..................................................................................69PVEP transfers 5% of interest in Block 14-1/05 to Murphy ....................71Gazprom prepares for commercial production in Kovyktinskoye field ..............................................................................72Nord Stream 2 completes German permitting ...................................73

60. Mối liên hệ giữa quá trình biến đổi vật chất hữu cơ và các hoạt động phun trào núi lửa trẻ ở bể Cửu Long

NGHIÊN CỨU - TRAO ĐỔI

TIÊU ĐIỂM

4 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Tại Hội nghị triển khai kế hoạch thăm dò - khai thác dầu khí năm 2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã nhận diện các thách thức đối với sự phát triển lĩnh vực cốt lõi khi giá dầu diễn biến phức tạp, những khu vực dự báo có tiềm năng dầu khí chủ yếu ở khu vực nước sâu, xa bờ, có điều kiện thi công phức tạp, yêu cầu công nghệ cao, chi phí rất lớn; rủi ro địa chất, CO2, H2S, áp suất cao, nhiệt độ cao; các bẫy chứa dạng địa tầng, phi cấu tạo… Hội nghị cũng tập trung phân tích các khó khăn, thách thức, rút ra các bài học kinh nghiệm và thảo luận các giải pháp cụ thể nhằm thực hiện thành công kế hoạch gia tăng trữ lượng, sản lượng khai thác dầu khí trong năm 2018 và giai đoạn tiếp theo.

Ngày 23/3/2018, tại Tp. Vũng Tàu, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tổ chức Hội nghị triển khai kế

hoạch thăm dò và khai thác dầu khí năm 2018 nhằm tổng kết, đánh giá kết quả thực hiện công tác thăm dò, khai thác dầu khí năm 2017; phương hướng triển khai nhiệm vụ và các giải pháp thực hiện thành công kế hoạch năm 2018 và giai đoạn tiếp theo.

Phát biểu khai mạc Hội nghị, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh cho biết Tập đoàn đã và đang tập trung chỉ đạo các đơn vị triển khai các giải

pháp tối ưu hóa về tổ chức, quản lý, tài chính, kinh tế kỹ thuật… để nâng cao hiệu quả đầu tư các dự án thăm dò khai thác. Đồng thời, Tập đoàn sẽ phân loại các dự án đầu tư để ưu tiên thực hiện các dự án có hiệu quả, ít rủi ro; giãn tiến độ các dự án chưa thực sự cấp bách; tiếp tục nghiên cứu, đề xuất và kiến nghị các giải pháp, cơ chế để thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí.

Trên cơ sở đó, Hội nghị đã tập trung trí tuệ để phân tích các khó khăn, thách thức, rút ra bài học kinh nghiệm và thảo luận các giải pháp cụ thể nhằm thực hiện thành công kế hoạch thăm dò, thẩm

HỘI NGHỊ THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ NĂM 2018:

ĐẢM BẢO KẾ HOẠCH GIA TĂNG TRỮ LƯỢNG VÀ SẢN LƯỢNG KHAI THÁC

PETROVIETNAM

5DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

lượng, khai thác, phát triển mỏ trong năm 2018 và phương hướng trong giai đoạn 2019 - 2020. Hội nghị đã đánh giá tình hình đầu tư ra nước ngoài trong lĩnh vực thăm dò, khai thác; thảo luận các cơ chế khuyến khích, thu hút đầu tư thăm dò, khai thác tại Việt Nam.

Hội nghị đã nghe Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” trình bày kế hoạch thăm dò, khai thác trong năm 2018 và định hướng giai đoạn 2018 - 2020; Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) trình bày trữ lượng phát hiện và tiềm năng dầu khí còn lại, kế hoạch triển khai công tác thăm dò, khai thác và phát triển mỏ; Viện Dầu khí Việt Nam báo cáo kết quả nghiên cứu định hướng công tác tìm kiếm, thăm dò bể Cửu Long.

Trong năm 2017, công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí được rà soát, tối ưu chi phí và triển khai theo đúng kế hoạch. Sản lượng khai thác dầu khí vượt kế hoạch năm. Trên cơ sở kế hoạch Chính phủ giao năm 2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang triển khai các giải pháp để đảm bảo hoàn thành mục tiêu gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí; phấn đấu ký 1 - 2 hợp đồng dầu khí mới ở trong nước; hoàn thành đầu tư và đưa 3 mỏ/công trình mới ở trong nước vào khai thác.

Về định hướng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đến năm 2020, Hội nghị đã nhận diện các thách thức khi tiềm năng dầu khí dự báo nằm chủ yếu ở khu vực nước sâu, xa bờ, có điều kiện thi công phức tạp, yêu cầu công nghệ cao, chi phí rất lớn; rủi ro địa chất, CO2, H2S, áp suất cao, nhiệt độ cao; bẫy chứa dạng địa tầng, phi cấu tạo... Do đó, các đơn vị cần tập trung thăm dò, thẩm lượng các cấu tạo/đối tượng ở các khu vực có xác suất thành công cao, có sẵn cơ sở hạ tầng phục vụ công tác phát triển khai thác (các bể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn) để có thể

sớm phát triển khai thác; thăm dò các đối tượng có tiềm năng cao khi phát triển được sẽ là động lực cho công tác thăm dò khai thác ở khu vực khác (khi có điều kiện thuận lợi); đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm dò các bẫy địa tầng, phi cấu tạo, các bể trầm tích trước Ceinozoic. Đồng thời, Tập đoàn đẩy mạnh nghiên cứu địa chất - địa vật lý, khoan thăm dò/thẩm lượng ở các dự án nước sâu, xa bờ; áp dụng các công nghệ thu nổ và xử lý địa chấn mới nhằm nâng cao chất lượng và độ phân giải của địa chấn 3D phục vụ công tác tìm kiếm thăm dò, phát triển các mỏ nhỏ và các bẫy phi cấu tạo, tận thăm dò khai thác; đẩy mạnh công tác nghiên cứu, ứng dụng công nghệ tiên tiến phục vụ trực tiếp và định hướng cho công tác tìm kiếm thăm dò, xác định đối tượng tối ưu các giếng khoan thăm dò/thẩm lượng.

Trên cơ sở đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị bám sát diễn biến giá dầu năm 2018 để chỉ đạo và có các giải pháp kịp thời ứng phó; rà soát các nhiệm vụ thuộc công tác thăm dò, thẩm lượng, công tác phát triển mỏ mới, sắp xếp theo

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh phát biểu khai mạc Hội nghị. Ảnh: PVN

Mỏ Bạch Hổ. Ảnh: Huy Hùng

TIÊU ĐIỂM

6 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

thứ tự các nhiệm vụ ưu tiên để có giải pháp tổ chức thực hiện. Áp dụng các công nghệ thu nổ và xử lý địa chấn mới nhằm nâng cao chất lượng và độ phân giải của địa chấn 3D phục vụ tìm kiếm thăm dò các khu vực có cấu trúc địa chất phức tạp, các bẫy phi cấu tạo, tận thăm dò - khai thác; tranh thủ tối ưu giá dịch vụ dầu khí đang ở mức thấp; đẩy mạnh công tác nghiên cứu, ứng dụng công nghệ tiên tiến phục vụ trực tiếp và định hướng công tác tìm kiếm thăm dò, đặc biệt là xác định đối tượng, vị trí các giếng khoan thăm dò, thẩm

lượng; quản lý, giám sát chặt chẽ các dự án phát triển mỏ nhằm đưa các mỏ/công trình mới vào khai thác theo đúng tiến độ; cập nhật kết quả giếng khoan để có sự điều chỉnh tối ưu cho kế hoạch tìm kiếm, thăm dò, đảm bảo gia tăng đủ trữ lượng cho các năm tiếp theo. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị rà soát tổng thể kế hoạch các lô, các giếng sẽ khoan khai thác, giá thành khai thác tại lô/mỏ đang khai thác để có kế hoạch khai thác hợp lý đối với từng lô/mỏ theo từng thời điểm biến động giá dầu trên nguyên tắc ưu tiên

hiệu quả, bảo vệ tài nguyên, đảm bảo lợi ích của nhà nước và nhà đầu tư.

Theo Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn, sản lượng khai thác tại các mỏ đang suy giảm khá nhanh, các mỏ mới phát hiện chủ yếu là các mỏ nhỏ, vì vậy cần tăng cường công tác tìm kiếm, thăm dò để gia tăng trữ lượng đưa vào phát triển khai thác với mục tiêu duy trì sản lượng dầu khí trong nước.

Đối với lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí

PETROVIETNAM

7DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Việt Nam kiến nghị các Bộ/Ngành xem xét sửa đổi các điều khoản của hợp đồng dầu khí phù hợp với hiện trạng trữ lượng và tiềm năng dầu khí còn lại; sửa đổi bổ sung Quy chế trích lập, quản lý và sử dụng Quỹ Tìm kiếm Thăm dò Dầu khí, cho phép Tập đoàn được trích Quỹ vào chi phí sản xuất kinh doanh hàng năm; sử dụng Quỹ cho các dự án trong nước của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và PVEP; cho phép triển khai khảo sát địa chấn đa khách hàng cho các bể trầm tích trên toàn thềm lục địa Việt Nam để nâng cao hiệu quả công tác tìm kiếm,

thăm dò, khai thác dầu khí, khuyến khích kêu gọi nước ngoài đầu tư vào lĩnh vực thăm dò, khai thác ở Việt Nam; có cơ chế giải pháp phù hợp, thúc đẩy phát triển mỏ nhỏ, mỏ cận biên để đảm bảo duy trì sản lượng khai thác và hỗ trợ, tăng cường công tác tìm kiếm, thăm dò.

Đối với lĩnh vực phát triển khai thác, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị chú trọng công tác vận hành, khai thác và quản lý mỏ, nhằm đảm bảo khai thác hiệu quả, an toàn; kiểm soát

Quang Minh

tiến độ phát triển và đưa các mỏ mới vào khai thác trong năm 2018 đúng kế hoạch; đồng thời, tiếp tục đẩy mạnh công tác nghiên cứu và áp dụng các giải pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu; tập trung mọi nguồn lực để đảm bảo các dự án phát triển khai thác mỏ trọng điểm và các mỏ/dự án khác vào khai thác đúng tiến độ; nghiên cứu ứng dụng các giải pháp công nghệ tối ưu chi phí, đề xuất cơ chế chính sách để sớm phát triển các mỏ nhỏ, cận biên…

Mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh. Ảnh: Trung Linh

TIÊU ĐIỂM

8 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

NÂNG CAO HIỆU QUẢ CÔNG TÁC TƯ VẤN, PHẢN BIỆN

Tập hợp trí tuệ của đội ngũ khoa học

Trong nhiệm kỳ II (2014 - 2017), Hội Dầu khí Việt Nam đã đóng góp ý kiến phản biện cho: Dự thảo “Quy hoạch phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo “Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo “Quy hoạch phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”; Dự thảo Nghị định hướng dẫn thi hành Luật Dầu khí sửa đổi…

Đối với lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác, Hội Dầu khí Việt Nam đã tham gia phản biện: “Sơ đồ công nghệ mỏ Bạch Hổ hiệu chỉnh”, “Báo cáo đầu tư Lô PM 304 ở Malaysia”, “Báo cáo điều chỉnh tìm kiếm thăm dò ở Peru”, “Báo cáo đầu tư hợp tác với Rosneft tham gia Dự án tìm

kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí tại Lô Tây Matveev, biển Pechora, Liên bang Nga”, “Báo cáo đánh giá trữ lượng và phát triển mỏ Cá Voi Xanh”, “Báo cáo đánh giá trữ lượng và phát triển mỏ Thỏ Trắng”, “Báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ khí Lô 46/13”; “Báo cáo đánh giá trữ lượng” và “Báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ Phong Lan Dại”; “Báo cáo thẩm định mỏ khí Lô B & 48/95 và 52/97”… Đồng thời, Hội Dầu khí Việt Nam đã tham gia cùng Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kiểm tra định kỳ công tác quản lý mỏ và thực hiện kế hoạch khai thác các mỏ dầu khí; nghiên cứu, đánh giá hiện trạng khai thác mỏ Thăng Long - Đông Đô nhằm cải thiện chế độ khai thác khi sản lượng đang suy giảm mạnh, có nguy cơ đóng mỏ...

Trong lĩnh vực khâu sau, Hội Dầu khí Việt Nam phối hợp cùng

Hội Dầu khí Việt Nam trong nhiệm kỳ qua đã tập hợp trí tuệ và kinh nghiệm của đội ngũ cán bộ khoa học, kỹ thuật và công nghệ dầu khí, nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện đối với các vấn đề có ảnh hưởng lớn đến sự phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam. Về nhiệm vụ trong thời gian tới, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh mong muốn Hội Dầu khí Việt Nam tiếp tục tư vấn, phản biện để làm rõ “Ngành Dầu khí trong thời gian tới đứng ở vị trí nào trong nền kinh tế quốc dân, đi theo hướng nào và bằng con đường nào”, từ đó đề xuất điều chỉnh các mục tiêu trong Chiến lược phát triển, xác định các khu vực cần tập trung thăm dò, khai thác, các xu hướng công nghệ tác động đến nhu cầu năng lượng…

Hội Dầu khí Việt Nam nghiên cứu, khảo sát thực địa, đánh giá địa chất tại đảo Phú Quý. Ảnh: Lê Khoa

HỘI DẦU KHÍ VIỆT NAM:

PETROVIETNAM

9DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Lễ ra mắt Ban chấp hành Hội Dầu khí Việt Nam khóa III. Ảnh: Hiền Anh

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tổ chức Hội thảo “Định hướng và giải pháp tạo sự phát triển bền vững khâu sau của ngành Dầu khí Việt Nam”; tư vấn cho Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) về các giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh do-anh trước các khó khăn do giảm thuế nhập khẩu xăng dầu với sự tham gia của các chuyên gia kinh tế thuộc tổ tư vấn Chính phủ, tư vấn xây dựng: “Chiến lược tổ chức và phát triển công tác sửa chữa bảo dưỡng ở BSR”, “Nâng cấp và mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất”, “Phương án đa dạng hóa nguồn dầu thô”, “Giải pháp tháo gỡ khó khăn về cơ chế cho BSR khi thực thi các hiệp định thương mại tự do”…

Trong lĩnh vực nghiên cứu khoa học, Hội Dầu khí Việt Nam đã phối hợp tổ chức Hội thảo “Đánh giá tiềm năng và các giải pháp khoa học, kỹ

thuật, công nghệ tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí vùng nước sâu, xa bờ nhằm thực hiện các mục tiêu trong Chiến lược biển Việt Nam”; Hội thảo “Ngành Dầu khí trong bối cảnh hội nhập quốc tế”; Hội thảo “Kinh nghiệm, giải pháp tìm kiếm, thăm dò và phát triển các mỏ dầu khí tầng chứa Paleogene ở bể Cửu Long”; Hội thảo “Tầng chứa turbidite và tiềm năng dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam”; Hội thảo cung cấp khí và phát triển công nghiệp khí ở miền Bắc Việt Nam.

Các chi hội dầu khí địa phương thuộc Hội Dầu khí Việt Nam cũng đã tích cực tham gia công tác tư vấn, phản biện. Chi hội Hà Nội tư vấn “Dự án đầu tư Nhà máy Petroleum Res-ins tại Việt Nam”; “Kế hoạch nghiên cứu tìm kiếm dầu khí ở vùng trũng An Châu”; Đề án “Hoàn thiện về cơ cấu tổ chức và cơ chế hoạt động của

Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) giai đoạn 2016 - 2025”. Chi hội Tp. Hồ Chí Minh tư vấn Dự thảo “Nghị định quản lý kinh doanh các sản phẩm dầu khí” của Bộ Công Thương; Chiến lược phát triển khâu sau cho BSR, Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP (PVFCCo) và Công ty CP Phân bón Dầu khí Cà Mau. Chi hội Vũng Tàu phối hợp với Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” tổ chức hội thảo công nghệ khoan nhằm giảm chi phí thi công giếng khoan, các giải pháp khoa học công nghệ để phát triển và kết nối các mỏ/khối nhỏ; phản biện cho các báo cáo khoa học, phương án kỹ thuật và đầu tư theo yêu cầu của Vietsov-petro…

Nâng cao hiệu quả tư vấn, phản biện

Về các nhiệm vụ trọng tâm trong nhiệm kỳ III, Hội Dầu khí Việt Nam cho

TIÊU ĐIỂM

10 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

biết sẽ tiếp tục tập hợp ý kiến khách quan của đội ngũ trí thức khoa học và công nghệ, hoàn thành tốt chức năng tư vấn phản biện; nghiên cứu và phát triển khoa học công nghệ; đào tạo, thông tin và phổ biến kiến thức; động viên phong trào lao động sáng tạo khoa học và công nghệ… đóng góp tích cực cho sự phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam.

Theo TS. Ngô Thường San - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, mục tiêu quan trọng của Hội là tiếp tục củng cố tổ chức, nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện. Hội Dầu khí Việt Nam sẽ tiếp tục nghiên cứu tư vấn cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về điều chỉnh các mục tiêu chiến lược (đến năm 2025, định hướng đến năm 2035) trước tình hình mới (giá dầu thấp kéo dài, khó khăn về nguồn lực của đất nước, nguồn vốn cho đầu tư phát triển hạn hẹp, khó khăn phát sinh khi xử lý các vấn đề liên quan đến tái cấu trúc/giảm biên, xử lý tồn đọng, thách thức cạnh tranh hội nhập, nhưng phải duy trì nhịp độ phát triển ổn định.

Hội Dầu khí Việt Nam cho biết sẽ phối hợp với Công đoàn Dầu khí Việt

Nam tổ chức khảo sát hiện trạng của các đơn vị chủ chốt thuộc lĩnh vực cốt lõi khi thực hiện đề án tái cấu trúc/giảm biên, đề xuất các giải pháp tháo gỡ khó khăn và kiến nghị với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Bộ Công Thương, Chính phủ nhằm duy trì sự phát triển ổn định. Hội Dầu khí Việt Nam sẽ tiếp tục nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện về các đề án “Đánh giá trữ lượng và thu hồi dầu khí của các mỏ”; các đề án đầu tư trong và ngoài nước, Dự án nâng cấp và mở rộng Nhà máy Lọc

dầu Dung Quất, tái cấu trúc ở các

đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu

khí Việt Nam...

Từ đó, Hội Dầu khí Việt Nam

biết sẽ kiến nghị Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam điều chỉnh các quy chế để

hỗ trợ công tác quản lý kinh tế - kỹ

thuật trong hoạt động dầu khí như

các quy chế bổ sung trong tìm kiếm,

thăm dò và thẩm lượng, quy chế khai

thác và phát triển các mỏ nhỏ, khối

sót, các mỏ phi truyền thống, quy

chế thiết kế và xây dựng các công

Về nhiệm vụ trọng tâm trong nhiệm kỳ III, Hội Dầu khí Việt Nam cho biết sẽ tiếp tục nghiên cứu các giải pháp nâng cao hiệu quả tìm kiếm thăm dò và tận thăm dò ở các bể dầu khí truyền thống (hệ số thành công); giảm giá thành phát triển và khai thác, sớm đưa các mỏ nhỏ, mỏ cận biên kinh tế vào khai thác; nghiên cứu các giải pháp tăng cường hệ số thu hồi dầu khí, tận thăm dò và khai thác các mỏ suy giảm; nâng cao hiệu quả khai thác và sử dụng tài nguyên dầu khí.

PETROVIETNAM

11DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Việt Hà

trình dầu khí biển...; tư vấn chiến lược sản phẩm và thị trường, các phương án sản xuất các sản phẩm có giá trị gia tăng cao hơn; phân tích mô hình hoạt động của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sau tái cấu trúc, thuận lợi, khó khăn và kiến nghị biện pháp khắc phục, điều chỉnh; giải pháp nâng cao hiệu quả hoạt động dịch vụ dầu khí, tăng hàm lượng công nghệ sáng tạo, có khả năng cạnh tranh hội nhập.

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh đánh giá cao Hội Dầu khí Việt Nam trong thời gian

qua đã đóng góp có trách nhiệm, tâm huyết đối với sự phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và khẳng định “Hội Dầu khí Việt Nam là kho trí tuệ, kho kinh nghiệm và là chỗ dựa tinh thần của người Dầu khí”.

Trước bối cảnh trong nước, quốc tế, đặc biệt là xu hướng công nghệ có nhiều thay đổi, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam mong muốn các nhà khoa học của Hội Dầu khí Việt Nam tiếp tục tư vấn, phản biện giúp Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giảm thiểu rủi ro, nâng cao hiệu quả sản xuất

kinh doanh. Về “Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035”, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn mong muốn các nhà khoa học tiếp tục tư vấn, phản biện để làm rõ “Ngành Dầu khí trong thời gian tới đứng ở vị trí nào trong nền kinh tế quốc dân, đi theo hướng nào và bằng con đường nào”, từ đó đề xuất điều chỉnh các mục tiêu trong Chiến lược phát triển, xác định các khu vực cần tập trung thăm dò, khai thác, các xu hướng công nghệ tác động đến nhu cầu năng lượng…

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

TIÊU ĐIỂM

12 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Khai thác 6,34 triệu tấn dầu quy đổi

Năm 2018, giá dầu thô tiếp tục

diễn biến khó lường đã ảnh hưởng

trực tiếp đến công tác tìm kiếm,

thăm dò và khai thác dầu khí. Việc

triển khai các dự án phát triển mỏ

đòi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn; điều

kiện triển khai các dự án ở khu vực

nước sâu và xa bờ gặp nhiều khó

khăn, các mỏ chủ lực suy giảm sản

lượng khai thác, rủi ro địa chất cao… Đối diện với thách thức, Tập đoàn đã bám sát diễn biến của giá dầu thô; rà soát sản lượng khai thác của từng mỏ, chi phí sản xuất của từng giếng, tối ưu chương trình khai thác; đẩy mạnh công tác tái cơ cấu, nâng cao năng suất và hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Tập đoàn đã giữ vững nhịp độ sản xuất kinh doanh, các chỉ tiêu

Trong Quý I/2018, các chỉ tiêu sản xuất của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đều hoàn thành vượt mức kế hoạch từ 2 - 17%, trong đó sản lượng khai thác dầu khí đạt 6,34 triệu tấn dầu quy đổi, vượt 4,5% kế hoạch. Tổng doanh thu toàn Tập đoàn đạt 136,3 nghìn tỷ đồng, vượt 12% kế hoạch; nộp ngân sách Nhà nước 23,8 nghìn tỷ đồng, vượt 30% kế hoạch.

QUÝ I/2018:PETROVIETNAM KHAI THÁC 6,34 TRIỆU TẤN DẦU QUY ĐỔI

PETROVIETNAM

13DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

sản xuất trong Quý I/2018 đều hoàn thành vượt mức từ 2 - 17% so với kế hoạch đề ra. Tổng sản lượng khai thác dầu khí đạt 6,34 triệu tấn dầu quy đổi, vượt 4,5% kế hoạch. Trong đó, sản lượng khai thác dầu đạt 3,63 triệu tấn (3,17 triệu tấn ở trong nước và 0,46 triệu tấn ở nước ngoài), vượt 1,6% kế hoạch; sản lượng khai thác khí đạt 2,71 tỷ m3, vượt 8,5% kế hoạch. Tính riêng tháng 3/2018, sản lượng khai thác dầu khí đạt 2,21 triệu tấn dầu quy đổi (vượt 1,1% kế hoạch), trong đó có 1,23 triệu tấn dầu thô (vượt 1,6% kế

Ngọc Linh

hoạch) và 0,98 tỷ m3 khí (vượt 0,4% kế hoạch).

Trong Quý I/2018, Tập đoàn đã sản xuất 5,72 tỷ kWh điện, vượt 8,1% kế hoạch; 431,2 nghìn tấn urea, vượt 9,3% kế hoạch và 1,69 triệu tấn xăng dầu, vượt 5,7% kế hoạch. Các chỉ tiêu tài chính trong Quý I/2018 đều hoàn thành vượt mức kế hoạch đề ra và cao hơn so với cùng kỳ năm 2017, với tổng doanh thu đạt 136,3 nghìn tỷ đồng, vượt 12% kế hoạch, tăng 15% so với cùng kỳ năm 2017; nộp ngân sách Nhà nước đạt 23,8 nghìn tỷ đồng, vượt 30% kế hoạch, tăng 12% so với cùng kỳ năm 2017.

Cân đối hợp lý sản lượng khai thác

Để hoàn thành vượt mức các nhiệm vụ kế hoạch năm 2018, tạo đà thực hiện thắng lợi các mục tiêu, nhiệm vụ kế hoạch 5 năm 2016 - 2020, Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và định hướng đến năm 2035, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị tập trung mọi nguồn lực để đẩy mạnh hoạt động sản xuất kinh doanh, cân đối để sản xuất và khai thác có hiệu quả các sản phẩm sản xuất, hàng hóa, dịch vụ kinh doanh chủ đạo.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết sẽ đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng, đảm bảo gia tăng trữ lượng dầu khí năm 2018 là 10 - 15 triệu tấn dầu quy đổi; ưu tiên tập trung phát triển các dự án trọng điểm. Tập đoàn tiếp tục làm việc với các nhà thầu dầu khí thực hiện đồng bộ các giải pháp đảm bảo hoàn thành kế hoạch tìm kiếm thăm dò dầu khí, kiểm soát chặt chẽ tiến độ phát triển các mỏ/công trình đưa vào khai thác trong năm 2018 và sản lượng khai thác dầu khí theo đúng kế hoạch đề ra; kiểm soát, vận hành an toàn, ổn định các nhà máy/công trình dầu khí.

Trong Quý I/2018, tổng sản lượng khai thác dầu khí của Petrovietnam đạt 6,34 triệu tấn dầu quy đổi, vượt 4,5% kế hoạch. Trong đó, sản lượng khai thác dầu đạt 3,63 triệu tấn (3,17 triệu tấn ở trong nước và 0,46 triệu tấn ở nước ngoài), vượt 1,6% kế hoạch; sản lượng khai thác khí đạt 2,71 tỷ m3, vượt 8,5% kế hoạch.

Đồng thời, Tập đoàn tiếp tục bám sát diễn biến giá dầu năm 2018 để có các giải pháp kịp thời ứng phó với những biến động của giá dầu từng thời điểm trong năm 2018. Tập trung thực hiện các giải pháp khoa học công nghệ, ứng dụng công nghệ mới, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh; tăng cường công tác quản trị rủi ro; tiếp tục củng cố và tăng cường công tác dự báo thị trường để luôn chủ động cân đối hợp lý sản lượng khai thác của từng mỏ so với giá thành. Điều phối hợp lý giữa sản lượng khai thác, xuất khẩu và chế biến để đảm bảo hiệu quả giữa: chỉ tiêu tăng trưởng kinh tế (GDP), thu ngân sách Nhà nước của Chính phủ, đảm bảo an ninh năng lượng và hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp.

Trên cơ sở kế hoạch ngân sách quốc gia năm 2018 được Quốc hội thông qua với phương án giá dầu 50USD/thùng, Tập đoàn đang nỗ lực phấn đấu thực hiện vượt mức các chỉ tiêu: gia tăng trữ lượng 10 - 15 triệu tấn dầu quy đổi, sản lượng khai thác dầu khí đạt 22,83 triệu tấn dầu quy đổi (trong đó có 13,23 triệu tấn dầu và 9,6 tỷ m3 khí), sản xuất 20,57 tỷ kWh điện, 1,54 triệu tấn đạm và 11,774 triệu tấn xăng dầu.

TIÊU ĐIỂM

14 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Anode hy sinh hợp kim nhôm do Viện Dầu khí Việt Nam nghiên cứu, chế tạo và được sản xuất tại Khu công nghiệp Đông Xuyên,

tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu. Số lượng anode hy sinh VPI cung cấp cho Vietsovpetro đợt này là 212 sản phẩm, khối lượng 410kg/sản phẩm, với kích thước 244 x 25,2 x 24cm. Sản phẩm anode hy sinh được Vietsovpetro sử dụng để bảo vệ chống ăn mòn cho chân đế giàn CTC1, đảm bảo tuổi thọ công trình theo thiết kế và góp phần đảm bảo tiến độ, chất lượng Dự án phát triển mỏ Cá Tầm.

PGS.TS. Nguyễn Thị Lê Hiền - Giám đốc Trung tâm Ứng dụng và Chuyển giao Công nghệ (CTAT) cho biết từ công nghệ sản xuất anode hy sinh hợp kim nhôm chống ăn mòn, Viện Dầu khí Việt Nam đã chuẩn hóa thành phần anode hy sinh hợp kim nhôm Al-Zn-In và liên tục tối

ưu quy trình công nghệ luyện kim, nấu luyện, ủ nhiệt... để cho ra các sản phẩm anode hy sinh có chất lượng cao.

Sản phẩm được tổ chức kiểm định quốc tế Det Norske Veritas (DNV) đánh giá đạt chất lượng theo tiêu chuẩn quốc tế DNV RP B401. Dung lượng anode rất cao (trên 2.600A.h/kg), điện thế làm việc âm 1,1V so với điện cực Ag/AgCl, sản phẩm anode của Viện Dầu khí Việt Nam có chất lượng tốt hơn so với sản phẩm anode thương mại của một số thương hiệu uy tín trên thế giới như: Corrpro, Deepwater, Farwest Corrosion của Mỹ, CPTech của Singapore... Sản phẩm cũng được Trung tâm Kỹ thuật Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng Việt Nam (Quatest 1) kiểm định, đánh giá đạt các tiêu chuẩn trong nước, quốc tế.

Anode hy sinh hợp kim nhôm được sử dụng để bảo vệ chống ăn mòn cho các thiết bị, công trình trong môi trường

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) vừa cung cấp 85 tấn anode hy sinh hợp kim nhôm Al-Zn-In cho Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” để triển khai dự án phát triển mỏ Cá Tầm, thuộc Lô 9-3/12, bể Cửu Long, ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam.

Sản phẩm anode của VPI được tổ chức kiểm định quốc tế Det Norske Veritas (DNV) đánh giá đạt chất lượng theo tiêu chuẩn quốc tế DNV RP B401. Ảnh: VPI

VPI SẢN XUẤT VÀ CUNG CẤP SẢN PHẨM CHỐNG ĂN MÒN CHO CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

PETROVIETNAM

15DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Ngọc Linh

VPI bàn giao 85 tấn anode cho Vietsovpetro sử dụng để bảo vệ chống ăn mòn cho chân đế giàn CTC1, mỏ Cá Tầm. Ảnh: CTAT

nước biển như: chân đế giàn khoan, đường ống thu gom, vận chuyển dầu khí, tàu thuyền, cầu cảng... Với điện thế âm hơn nhiều so với công trình thép, anode hy sinh có khả năng hòa tan để cung cấp dòng cathode, bảo vệ an toàn cho các công trình biển không bị ăn mòn.

Do cơ chế tự hòa tan, anode hy sinh được sử dụng khá lớn để lắp đặt cho các công trình mới và bổ sung/thay thế cho các anode hy sinh bị hòa tan/mất mát trong quá trình sử dụng. Khối lượng anode hy sinh lắp đặt mới cho cảng xuất sản phẩm (Jetty) của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đạt gần 400 tấn. Khối lượng anode hy sinh thay thế cho mỗi giàn khoan khoảng 40 tấn/năm.

Chỉ tính riêng lĩnh vực dầu khí, trước đây mỗi năm Việt Nam phải nhập khẩu khoảng 1.000 tấn anode

để bảo vệ chống ăn mòn cho các công trình/dự án dầu khí. Việc VPI tự sản xuất được sản phẩm anode trong nước sẽ tiết kiệm ngoại tệ cho đất nước, ước tính gần 4,5 triệu USD/năm.

Viện Dầu khí Việt Nam cho biết đang tập trung nguồn lực triển khai các chương trình nghiên cứu dài hạn (tăng cường thu hồi dầu; chế biến sâu khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao; tiết kiệm năng lượng; nâng cao hiệu quả hoạt động cho các nhà máy lọc dầu, nâng cao hiệu suất của các nhà máy đạm…). Đồng thời, Viện Dầu khí Việt Nam tiếp tục phát triển sản phẩm thương mại như: chế tạo xúc tác cracking công nghiệp, phát triển ứng dụng công nghệ/sản phẩm phục vụ quản lý và tối ưu khai thác, công nghệ sản xuất anode hy sinh…

Viện Dầu khí Việt Nam đã chọn ngẫu nhiên 2 mẫu anode hy sinh hợp kim nhôm đề nghị tổ chức kiểm định quốc tế Det Norske Veritas (DNV) đánh giá chất lượng theo tiêu chuẩn quốc tế DNV RP B401. Kết quả đánh giá chất lượng của DNV cho thấy 2 mẫu anode do Viện Dầu khí Việt Nam sản xuất có chất lượng tốt, đáp ứng các yêu cầu thực tế về anode hy sinh. Dung lượng anode rất cao trên 2.600A.h/kg), điện thế làm việc âm 1,1V so với điện cực Ag/AgCl, chất lượng tốt hơn so với sản phẩm anode thương mại của một số thương hiệu uy tín trên thế giới như: Corrpro, Deepwater, Farwest Corrosion của Mỹ, CPTech của Singapore...

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

16 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Trong giai đoạn khoan thăm dò tại mỏ thuộc khu vực Tây Bắc bể Cửu Long, các giếng khoan phải thi công qua các tầng Oli-gocene - Eocene với các lớp cát kết, sét kết, bột kết xen kẽ và một ít đá vôi (Hình 1). Đặc biệt là tầng Oligocene với sét có dính, dẻo, trương nở và đàn hồi cao ở độ sâu khoảng 3.400mTVD. Ngoài ra, tầng Eocene chủ yếu là cát kết xen kẹp sét kết với độ cứng, mài mòn cao làm cho công tác khoan gặp nhiều khó khăn do tốc độ khoan rất chậm. Đây là công đoạn quan trọng để khoan tới chiều sâu đặt ống chống trước khi khoan công đoạn tiếp theo vào vỉa sản phẩm. Vì vậy việc lựa chọn choòng khoan trong công đoạn này đóng vai trò rất quan trọng trong sự thành công của giếng khoan.

2. Thách thức khi thi công công đoạn 12¼inch qua các tầng Oligocene - Eocene

Tầng Oligocene là tầng chứa vật liệu sét dẻo với độ kết dính cao, khả năng ngậm nước và trương nở cao làm cho hiệu quả khoan của

Nguyễn Mạnh Tuấn, Trần Quang Khải Nguyễn Duy Sâm, Trần Duy KhangCông ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước Email: tuannm@pvep.com.vn

Tóm tắt

Trong quá trình khoan thăm dò thẩm lượng mỏ ở khu vực Tây Bắc bể Cửu Long, khi khoan qua các tầng Oligocene - Eocene cho công đoạn 12¼inch của các giếng khoan phát triển (L-1X, L-2X, L-3X), các choòng khoan kim cương đa tinh thể có lưỡi cắt (PDC) hoặc choòng khoan 3 chóp xoay răng cắm (TCI) được sử dụng với tốc độ khoan trung bình là 0,9 - 3m/giờ, thời gian khoan bị hạn chế bởi tuổi thọ của choòng, năng suất và hiệu quả khoan rất thấp, ảnh hưởng lớn đến thời gian và chi phí giếng khoan.

Công nghệ choòng khoan mới sử dụng choòng khoan Kymera (PDC kết hợp với 3 chóp xoay răng cắm) đã được Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước (PVEP POC) sử dụng để khoan công đoạn 12¼inch qua các tầng Oligocene - Eocene. Việc áp dụng thành công công nghệ khoan định hướng cho công đoạn 12¼inch bằng choòng KM633X (3 cánh, 3 chóp xoay) với kỷ lục về tốc độ khoan trung bình đạt 5,99m/giờ và khoảng khoan dài 516m tại giếng khoan L-4X được các nhà thầu dầu khí đánh giá rất cao.

Nhằm tối ưu hiệu quả khoan cũng như chi phí giếng khoan, PVEP POC sẽ tiếp tục nghiên cứu sử dụng loại choòng khoan này để khoan qua các thành hệ tương tự cho các giếng khoan phát triển mỏ tại khu vực Tây Bắc bể Cửu Long.

Từ khóa: Choòng khoan Kymera, tầng Oligocene - Eocene, Tây Bắc bể Cửu Long.

PDC rất kém và có nguy cơ cao xảy ra hiện tượng bó choòng, giảm hiệu suất khoan.

Trong khi áp dụng cho choòng khoan 3 chóp xoay răng cắm TCI, với cơ chế khoan đập có hiệu quả rất thấp trong việc khoan qua các tầng sét có độ cứng và đàn hồi cao (vừa cứng vừa dẻo). Nếu tiếp tục sử dụng sẽ đạt đến giới hạn tuổi thọ của choòng, số mét khoan không cao, ảnh hưởng đến thời gian thi công khoan.

Năng suất thi công các loại choòng khoan PDC và choòng 3 chóp xoay răng cắm TCI ở giếng L-4X được thể hiện trong Bảng 1.

Theo Bảng 1, tốc độ và số mét khoan trên một choòng khoan rất thấp, tốn nhiều thời gian kéo thả để thay choòng, phải sử dụng nhiều choòng khoan dẫn đến chi phí giá thành cao và ảnh hưởng đến tiến độ thi công của giếng khoan.

Ngày nhận bài: 12/5/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 12 - 19/5/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

LỰA CHỌN VÀ ÁP DỤNG CHOÒNG KHOAN KYMERA ĐỂ KHOAN QUA TẦNG OLIGOCENE - EOCENE CHO CÁC GIẾNG KHOAN

PHÁT TRIỂN MỎ TẠI KHU VỰC TÂY BẮC BỂ CỬU LONG

Tầng C gồm cát kết, sét kết và bột kết xen kẽ, và ít đá vôi

Trà Tân trên

L

L1NE?

E

F

Trà

Tân

giữa

Olig

ocen

eM

uộn

Sớm

C

D

2841/ 2804

3576/ 3539

3660/ 3620

3967/

Tầng D gồm sét kết và bột kết xen kẽ cát kết và ít đá vôi mỏng

Tầng F30 phần lớn là cát kết Arkose, sét kết, bột kết và ít đá vôi

Tầng E gồm cát kết xen kẹp sét kết và bột kết xen kẹp và lớp ít đá vôi mỏng

Hình 1. Đặc tính tầng Oligocene - Eocene của khu vực nghiên cứu

PETROVIETNAM

17DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Choòng khoan Kymera với đặc tính kết hợp giữa choòng kim cương PDC và 3 chóp xoay răng cắm TCI, cùng cơ chế khoan kết hợp giữa khoan phá và khoan cắt phù hợp để khoan trong tất cả các loại thành hệ xen kẹp giữa sét dẻo và các lớp đất đá cứng có độ mài mòn cao đã được đưa vào sử dụng nhằm khắc phục các hạn chế trên.

Choòng khoan Kymera KM633X của Baker Hughes đã được thi công cho giếng L-4X có các đặc tính thông số kỹ thuật cơ bản như Bảng 2.

Kết quả thi công rất khả quan với tốc độ 5,99m/giờ, số mét khoan tới 516m, đạt đến thiết kế ống chống 9⅝inch của giếng.

3. Đánh giá hiệu suất khoan của choòng khoan Kymera

Khi khoan công đoạn 12¼inch, choòng khoan Kymera đã khoan qua tập sét với tốc độ 6,6m/giờ, qua tập cát kết với tốc độ 6,8m/giờ, qua tập cát kết với tốc độ 4,6m/giờ và tổng mét khoan là 516m. Kết quả cho thấy sự thành công trong việc lựa chọn choòng khoan để khoan trong các địa tầng phức tạp.

Với cơ chế làm nứt vỡ, phá hủy của 3 chóp xoay răng cắm đã tạo điều kiện cho lưỡi cắt kim cương đa tinh thể có thể cắt, phá hủy đất đá nhanh và dễ dàng hơn. Đây là công nghệ tối ưu cho choòng khoan và đặc biệt phù hợp để áp dụng vào công đoạn 12¼inch ở mỏ.

Tên giếng

Kích thước (inch)

Loại choòng

Hãng sản xuất

Tổng chiều dài khoan

(m)

Thời gian khoan (giờ)

Tốc độ khoan

(m/giờ)

Đối tượng địa chất

Trạng thái choòng khoan

L-1X 12,25 R30AP Reed Hycalog 60 25,9 2,32 Eocene 2-4-BT-G-E-I-WT-TD

L-2X 12,25 GF20BODVCDS Smith 139 47,3 3,0

Oligocene 1-1-WT-A-E-I-NO-BHA

MXL-1X Baker Hughes 41,5 24,3 1,71 1-1-WT-A-E-I-CT-BHA

L-4X 12,25 FT616 NOV 36 24 1,5 Oligocene 1-1-WT-A-X-I-NO-PR 12,25 GF30BODVCPS Smith 13 13,5 0,96 Oligocene 1-1-WT-A-E-I-NO-PR

Bảng 1. Năng suất thi công các loại choòng khoan kim cương PDC và 3 chóp xoay TCI

Kích thước (inch)

Hãng sản xuất

Tên choòng

Cấu trúc lưỡi cắt kim cương

đa tinh thể

Cấu trúc chóp xoay

Vòi phun (in2)

Tải trọng (tấn)

Vòng xoay (rpm)

Moment (ftlb)

Áp suất cần khoan

(psi)

Tốc độ dòng chảy (gal/min)

12,25 Baker

Hughes KM633X

3 lưỡi cắt với đường kính hạt cắt là 19mm và

16mm

3 chóp xoay răng cắm với vòng bảo vệ

thép

1,371 21 80 - 120 15.000 4.620 - 4.900 950 - 1.000

Bảng 2. Các thông số của choòng khoan Kymera

Tên giếng Kích thước (inch)

Loại choòng

Hãng sản xuất

Tổng chiều dài khoan

(m)

Thời gian khoan (giờ)

Tốc độ khoan

(m/giờ)

Đối tượng địa chất

Trạng thái choòng khoan

L-4X 12,25 KM633X Baker Hughes 516 86,2 5,99 Oligocene

và Eocene 1-1-WT-A-E-I-NO-TD

Bảng 3. Kết quả thi công của choòng khoan Kymera ở giếng L-4X

Hình 2. Choòng khoan Kymera trước khi thả Hình 3. Tình trạng choòng khoan Kymera kéo lên sau một hiệp khoan (khoan được 516m)

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

18 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

So sánh hiệu suất các loại choòng khoan (Bảng 1 và 3) cho thấy việc sử dụng choòng khoan Kymera để khoan qua tập sét D, tập cát kết E và tập cát kết cho hiệu suất cao hơn rất nhiều so với việc dùng các loại choòng khoan thông thường (choòng kim cương PDC và choòng 3 chóp xoay TCI). Choòng kim cương PDC tốc độ khoan lớn nhất là 3,5m/giờ và tốc độ khoan trung bình chỉ đạt 1,5m/giờ. Tốc độ khoan lớn nhất của choòng 3 chóp xoay TCI là 2,2m/giờ và tốc độ khoan trung bình chỉ đạt 0,96m/giờ với 13m khoan qua tập sét D. Trong khi tốc độ khoan lớn nhất của choòng Kymera KM633X là 16m/giờ, tốc độ trung bình là 5,99m/

giờ và chỉ sử dụng 1 choòng với 86,2 giờ để khoan qua 516m đến vị trí thiết kế ban đầu của giếng.

Hình 4 cho thấy choòng khoan Kymera khi khoan qua tập sét D tốn ít năng lượng nhất nhưng đạt được tốc độ khoan cao nhất, trong khi choòng kim cương PDC và choòng 3 chóp xoay răng cắm TCI tốn rất nhiều năng lượng nhưng tốc độ khoan rất chậm. Điều này chứng tỏ choòng Kymera tối ưu hóa được hiệu suất hoạt động của choòng khoan.

Choòng khoan Kymera được đề xuất để khoan trong công đoạn 12¼inch ở mỏ, đặc biệt để khoan trong tầng Oligocene và Eo-cene (Bảng 4 và Hình 5).

4. Kết luận

Việc nghiên cứu và sử dụng loại choòng khoan phù hợp giúp nâng cao năng suất thi công và giảm giá thành giếng khoan. Đặc

Vùng choòng Kymera đã khoan có năng suất cao hơn (tốc độ khoan cao hơn với năng lượng tiêu tốn bằng nhau) qua các thành hệ khó.

Năng lượng tiêu thụ để khoan của choòng (kpsi)

Vùng có tốc độ khoan cao với choòng Kymera

Tốc

độ k

hoan

(m/g

iờ)

Choòng PDCChoòng TCIChoòng Kymera

Kích thước (inch)

Hãng sản xuất

Tên choòng

Cấu trúc lưỡi cắt kim

cương đa tinh thể

Cấu trúc chóp xoay

Vòi phun (in2)

Tải trọng

cao nhất (tấn)

Vòng xoay (rpm)

Moment (ftlb)

Áp suất cần khoan

(psi)

Tốc độ dòng chảy

(gal/min)

12,25 Baker

Hughes KM633X

3 lưỡi cắt với đường kính

hạt cắt là 19mm và

16mm

3 chóp xoay răng

cắm với vòng bảo vệ thép

3 vòi cố định (0,451) và 3 vòi thay đổi

(0,147 - 1,114)

25 80 - 200 12.000 - 16.000 5.000

800 - 1.200

Bảng 4. Choòng khoan Kymera được đề xuất

Hình 5. Choòng khoan Kymera 12¼inch KM633X

Hình 4. Biểu đô so sánh năng lượng tiêu tốn và tốc độ khoan của các choòng

PETROVIETNAM

19DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

biệt trong giai đoạn giá dầu giảm sâu, vấn đề tối ưu hóa chi phí khoan là vấn đề rất cấp thiết, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh tế của dự án.

Kế thừa kinh nghiệm thi công các giếng khoan trước đây và kết hợp trao đổi thông tin kỹ thuật với nhà sản xuất, PVEP POC đã sử dụng choòng khoan Kymera để khoan tầng Oligocene và Eocene trong giai đoạn khoan phát triển. Trong quá trình khoan, PVEP POC đã nghiên cứu và triển khai các phương án tối ưu hóa hiệu suất hoạt động

của choòng khoan Kymera trong quá trình thi công các giếng khoan phát triển.

Tài liệu tham khảo

1. Hussain Rabia. Well engineering and construction. 2002.

2. PVEP POC Drilling Program, Geological Proposal, EOWR. Daily reports of wells in L-oilfield.

Summary

During the oilfield appraisal campaign in the north-west area of the Cuu Long basin, PDC and TCI bits were utilised to drill through Oligocene-Eocene sequences of 12¼inch hole section of the L-1X, L-2X and L-3X wells with average ROP from 0.9 to 3m/hour. This very low ROP resulted in long well operation time and high well cost.

A new bit technology utilising Kymera bit (PDC combined with TCI) has been employed by PVEP POC to drill the 12¼inch hole section through Oligocene-Eocene sequences. This application of Kymera bit in the L-4X well had very good results, recording a high average ROP of 5.99m/hour at interval of 516m.

Based on the above good result, PVEP POC shall continue to select and use Kymera bit to optimise well time and well cost for upcom-ing drilling campaigns.

Key words: Kymera bit, Oligocene-Eocene, north-west area of Cuu Long basin.

SELECTION AND UTILISATION OF KYMERA BIT FOR OLIGOCENE-EOCENE DEVELOPMENT WELLS IN THE NORTH-WEST AREA, CUU LONG BASIN

Nguyen Manh Tuan, Tran Quang Khai Nguyen Duy Sam, Tran Duy Khang Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Company LimitedEmail: tuannm@pvep.com.vn

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

20 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Trong quá trình khai thác, dòng dầu chảy từ vỉa vào vùng cận đáy giếng kèm theo nước đồng hành chứa các thành phần tinh thể muối có nguồn gốc kim loại kiềm thổ (chủ yếu là tinh thể muối calcium carbonate CaCO3); sau đó đi qua hệ thống thiết bị công nghệ khai thác vào cần khai thác và di chuyển đến các trạm lưu trữ trung chuyển tại các giàn khai thác (BK). Dưới tác động của nhiệt độ và áp suất tại vùng cận đáy giếng, các tinh thể muối kim loại kiềm thổ bị kết tinh, đóng vón, sa lắng ở vùng cận đáy giếng, hoặc đi theo dòng dầu qua cần khai thác. Quá trình sa lắng các tinh thể muối tạo thành lớp màng bao phủ ngày càng dày, khó phá vỡ trên bề mặt các hệ thống thiết bị công nghệ khai thác và cần khai thác. Hiện tượng sa lắng muối gia tăng nhanh, phụ thuộc vào lưu lượng và sản lượng khai thác giếng. Lớp màng bao phủ do sa lắng có xu hướng dày hơn theo thời gian, trở nên bền vững, có khi tạo thành các khối bê tông rắn chắc (có hình thái của lớp khung xương hoặc răng cưa) bao phủ trên bề mặt hệ thống các thiết bị công nghệ khai thác và cần khai thác. Hiện tượng này làm hỏng hệ thống các thiết bị đáy giếng mà còn làm giảm đáng kể đường kính trong cần khai thác, dẫn đến giảm lưu lượng khai thác giếng. Do đó, việc ngăn ngừa và xử lý hiện tượng sa lắng muối sẽ góp phần gia tăng sản lượng khai thác, kéo dài tuổi thọ của hệ thống thiết bị trong giếng khai thác.

Đến nay, đã có các công trình nghiên cứu về cấu trúc và sự hình thành tinh thể muối gốc khoáng trong tự nhiên [1], sự hình thành muối CaCO3 trong đường ống [2] và đưa ra các giải pháp, áp dụng công nghệ xử lý ngăn ngừa hiện tượng sa lắng muối trong đường ống khai thác [3, 4]. Các giải pháp công nghệ xử lý lắng đọng muối không chỉ

Bùi Việt Đức, Ngô Văn Tự, Đặng Của, Bùi Trọng Khải, Bùi Việt PhươngCông ty TNHH MTV Công nghệ Khoan - Khai thác và Môi trường - DPECEmail: info@dpec.com.vn

Tóm tắt

Hiện tượng sa lắng muối ở vùng cận đáy giếng và trong các thiết bị công nghệ khai thác ảnh hưởng nghiêm trọng đến tính chất thấm chứa của tầng sản phẩm, làm giảm đáng kể lưu lượng khai thác. Bài báo phân tích hiện tượng sa lắng các tinh thể muối trong dung dịch nước đồng hành, vai trò và cơ chế, tác dụng của các chất phụ gia ức chế sa lắng muối; quá trình nghiên cứu, thử nghiệm, sản xuất chất phụ gia ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 tại các giếng khoan khai thác dầu khí ở Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”.

Từ khóa: Vùng cận đáy giếng, cần khai thác, dung dịch, ức chế.

được áp dụng trong lĩnh vực khai thác các mỏ dầu khí mà còn được áp dụng trong xử lý nước sinh hoạt hoặc cho các ngành công nghiệp khác.

Các công trình nghiên cứu cho thấy để ngăn ngừa và giảm thiểu hiện tượng sa lắng muối có thể sử dụng các chất phụ gia ức chế sa lắng muối, giữ các tinh thể muối ở trạng thái lơ lửng không bị sa lắng trong quá trình chảy của chất lỏng (dầu và nước).

Trong đó, các hợp chất đã được nghiên cứu, sản xuất và đưa vào sử dụng các chất hoạt tính bề mặt cao phân tử có nguồn gốc thiên nhiên (than hoạt tính - Gumat) hoặc các dạng hợp chất có nguồn gốc tổng hợp (các hợp chất polymer gốc acrylate hoặc gốc acid béo).

Hiện nay, các hợp chất của acid phosphoric (H3PO4) cùng với các ion kim loại phosphate đang được áp dụng trong khai thác dầu khí.

Quá trình nghiên cứu khả năng ức chế muối cho nước khai thác đồng hành cho thấy tốc độ sa lắng của các muối kim loại kiềm thổ trong dung dịch nước hỗn hợp không phụ thuộc theo quy luật đồng đều vào mức độ, có khả năng bao phủ hoặc hấp thụ của các chất ức chế sa lắng lên bề mặt các tinh thể muối và nồng độ của chất ức chế. Tuy nhiên, thực tế đã chứng minh khả năng ngăn ngừa và làm suy giảm tốc độ sa lắng muối hoàn toàn phụ thuộc vào nồng độ của chất ức chế được sử dụng.

2. Nghiên cứu sản xuất chất ức chế sa lắng muối “DPEC Antiscalant-2”

Từ kết quả phân tích các tình huống phức tạp xảy ra do sa lắng muối trong quá trình khai thác các giếng khoan dầu khí thuộc Vietsovpetro, các kinh nghiệm xử lý hiện

Ngày nhận bài: 20/3/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/3 - 18/11/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 7/2/2018.

NGHIÊN CỨU, SẢN XUẤT CHẤT PHỤ GIA ỨC CHẾ SA LẮNG MUỐI “DPEC ANTISCALANT-2” TRONG CÁC GIẾNG KHOAN KHAI THÁC DẦU KHÍ

PETROVIETNAM

21DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

tượng sa lắng muối trên thế giới và tại thềm lục địa Nam Việt Nam, Công ty TNHH MTV Công nghệ Khoan - Khai thác và Môi trường (DPEC) đã nghiên cứu, thử nghiệm công nghiệp chất phụ gia ức chế sa lắng muối “DPEC Anti-scalant-2”, đánh giá khả năng ức chế muối trong hệ thống nước khai thác đồng hành và phụ gia ức chế được bơm ở đầu miệng giếng tại các giếng đang khai thác thuộc giàn BK-ThTC-2 mỏ Thỏ Trắng.

2.1. Đánh giá hiệu quả ức chế muối của chất ức chế DPEC Antiscalant-2 trong phòng thí nghiệm và trong quá trình cấp phối sản phẩm

Để xác định hiệu quả ức chế sa lắng muối của DPEC Antiscalant-2 trong phòng thí nghiệm trước khi đưa vào sản xuất, DPEC đã sử dụng mẫu nước vỉa thu gom từ các giếng khai thác đang xảy ra hiện tượng sa lắng muối và các loại thiết bị chuyên dụng để nghiên cứu thí nghiệm. Hiệu quả ức chế sa lắng muối được đánh giá căn cứ vào yêu cầu kỹ thuật của Vietsovpetro đối với các chất phụ gia ức chế sa lắng muối (ở nồng độ tối thiểu của chất ức chế sa lắng muối, hiệu quả ức chế sa lắng không được thấp hơn 50%).

2.1.1. Quá trình nghiên cứu điều chế dung dịch chất phụ gia ức chế

- Để chất phụ gia ức chế tương thích với nước thu gom từ vỉa, làm sạch các váng dầu và váng bẩn bằng phương pháp tách xuất với clorofom (CHCl3), tỷ lệ nước và CHCl3 là 10:1, khuấy trong 30 phút, sau đó tách phần nước CHCl3 bằng giấy lọc;

- Làm tan từ từ 500mg chất ức chế cùng với nước cất trong cốc phân độ sao cho đạt được 100ml dung dịch (1ml dung dịch chứa 5mg chất ức chế);

- Chuẩn bị dung dịch HCl nồng độ 0,1mol (thuốc định hình);

- Điều chế dung dịch NaCl nồng độ 20% (100g NaCl được hòa tan trong 500ml nước cất);

- Trilon B, dung dịch 0,5mol/dm3, tương đương với 9,307g, sau đó Trilon B được đổ vào cốc có dung tích 1.000ml, cho thêm 150 - 200ml nước cất, làm tan bằng cách hâm nóng trong bể thủy nhiệt, sau khi đã pha loãng đánh dấu mực nước cất tiến hành lọc và điều chế bằng bình cầu. Dung dịch Trilon được xác định nồng độ thực sử dụng cho vào bình hình nón có chứa 200 - 250ml nước cất, pipet 5ml lấy dung dịch magnesium sulfate (MgSO4) có nồng độ 0,1HMora, bổ sung 90 - 95ml nước cất, 10ml dung dịch ammonia, 0,1g hỗn hợp clomatin cùng với

NaCl. Quấy đều và chuẩn bằng dung dịch Trilon B trước khi chuyển từ màu vàng đỏ sang màu xanh đậm.

Theo quy luật tương đương của Trilon B, nồng độ được tính theo công thức sau:

Trong đó:

NMgSO4: Nồng độ dung dịch MgSO4, mol/dm3 tương

đương;

VMgSO4: Thể tích dung dịch MgSO4, được tính theo

chuẩn độ, cm3;

VT: Lượng Trilon B tiêu tốn khi chuẩn độ, cm3.

2.1.2. Phương pháp thử

Để xác định hiệu quả chất ức chế sa lắng, xuất phát điều chế ban đầu sử dụng dung dịch có nồng độ 20mg/dm3 và có thể tăng hoặc giảm nồng độ xuống 10mg/dm3. Bổ sung thêm chất ức chế được nghiên cứu vào cốc phân độ có dung tích 250ml, sau đó đổ 100ml cùng với nước phi khoáng hóa. Đậy nắp cốc bằng giấy nilon và gia nhiệt ở nhiệt độ 90oC trong 4 giờ. Tiến hành thí nghiệm song song bằng mẫu trắng (không có chất ức chế). Mẫu thử sau đó được làm mát và cho qua giấy lọc dày “giấy Blue Ribbon”.

Để xác định các ion calcium, dùng ống pipet 10ml, lấy 40ml nước cất đổ vào bình cầu 2,5ml dung dịch NaOH nồng độ 20% và 10 - 15mg hỗn hợp murexide và NaCl. Thành phần ion calcium được tính theo công thức sau:

Trong đó:

VT: Trilon B hao hụt khi chuẩn, ml;

NT: Nồng độ phân tử (mol) dung dịch Trilon B, mol/dm3 tương đương;

10: Thể tích dùng để chuẩn.

20,04: Phân tử khối của ion calcium tương đương g/mol để so sánh, làm thử nghiệm song song bằng mẫu trắng (không có chất ức chế).

2.1.3. Đánh giá kết quả nghiên cứu thí nghiệm

Hiệu quả tác dụng của chất ức chế ( 1000

×−−

=x

xp

CCCC

Э ) được đánh giá theo công thức sau:

T

MgSo₄MgSO₄T V

VNN =

×

10× 20,04 × 1000×

= TT NVX

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

22 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Trong đó:

Cx: Hàm lượng ion calcium trong mẫu trắng (không có chất ức chế);

Cp: Hàm lượng ion calcium trong mẫu có chất ức chế;

Co: Hàm lượng ion calcium trong dung dịch nền.

2.2. Đặc tính lý hóa của chất ức chế lắng đọng muối trong giếng khoan khai thác DPEC Antiscalant-2

DPEC Antiscalant-2 là chất phụ gia ức chế lắng đọng muối dạng hữu cơ, là hỗn hợp của muối kali và H3PO4, có chức năng ức chế, chống lắng đọng các tinh thể linh động có tính chất keo.

2.3. Đánh giá hiệu quả ức chế lắng đọng muối của chất DPEC Antiscalant-2

Đánh giá hiệu quả của chất ức chế sa lắng “DPEC Anti-scalant-2” được thực hiện tại Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển (NIPI) thuộc Vietsovpetro.

2.3.1. Khả năng sa lắng đối với muối CaCO3

- Hàm lượng CaCO3 còn lại trong dung dịch (mg/L, CaCO3)

Màu trắng trước khi kết tủa: 2.515 (mg/L CaCO3)

Màu trắng sau khi kết tủa: 1.934 (mg/L CaCO3)

Hàm lượng cặn CaCO3 tạo thành (không có chất ức chế): 582mg/L

- Hiệu quả chống sa lắng đối với muối CaCO3 (%)

Với nồng độ 40ppm (tính theo thể tích nước), chất phụ gia ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 có khả năng ngăn ngừa 80% lắng cặn CaCO3 trong nước đồng hành ThTC-2 và Bạch Hổ theo tỷ lệ 1:1 trong thời gian 6 giờ ở nhiệt độ 70oC.

2.4. Áp dụng thử nghiệm (field test) và sử dụng công nghiệp chất phụ gia ức chế sa lắng muối DPEC Antis-calant-2 tại giàn BK-ThTC-2 ở Vietsovpetro

2.4.1. Công nghệ ngăn ngừa sa lắng muối tại các giếng khoan khai thác bằng chất phụ gia ức chế DPEC Antiscalant-2 ở Vietsovpetro

Xử lý chất phụ gia ức chế sa lắng muối tại các giếng khoan khai thác được thực hiện theo các phương pháp sau:

- Bơm ép định kỳ dung dịch chất ức chế vào vùng cận đáy giếng;

- Rót định kỳ dung dịch chất phụ gia ức chế vào khoảng không vành xuyến của giếng khoan (khoảng không giữa ống khai thác và cần khai thác);

- Bơm liên tục dung dịch phụ gia ức chế.

2.4.2. Quy trình bơm dung dịch ức chế sa lắng muối vào vùng cận đáy giếng

Bơm ép dung dịch chất phụ gia ức chế vào vùng cận đáy giếng của giếng khoan khai thác được tiến hành theo các nguyên tắc cơ bản sau:

Bơm rót dung dịch chất phụ gia ức chế vào vùng cận đáy giếng được thực hiện định kỳ, chất phụ gia ức chế bơm ép vào giếng khoan được sử dụng dưới dạng dung

1000

×−−

=x

xp

CCCC

Э

Thành phần CAS-No. Trọng lượng (%)

Acid etidronic 2809-21-4 15 - 30

Acid phosphoric 6419-19-8 12 - 55

Nước 7732-18-5 30 - 80

Chất chống sa lắng, ppm (theo thể tích) 0 20 0 40 80 100

DPEC Antiscalant-2 1934 2238 2315 2438 2485 2487

TT Chỉ tiêu phân tích DPEC Antiscalant-2

1 Ngoại quan Dung dịch không màu, trong suốt

2 pH (nguyên chất) 4,467 3 Độ nhớt ở 27oC, cSt 2 4 Tỷ trọng ở 20oC 1,162

Chất chống sa lắng, ppm

(theo thể tích) 0 20 30 40 80 100

DPEC Antiscalant-2 0 52,4 65,6 86,6 94,8 95,2

Bảng 1. Thành phần của chất ức chế DPEC Antiscalant-2

Bảng 2. Các thông số cơ bản của DPEC Antiscalant-2

0102030405060708090

100

0 20ppm

30ppm

40ppm

80ppm

100ppm

DPEC Antiscant-2, %

PETROVIETNAM

23DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

dịch nước với nồng độ ức chế 10 - 15%. Để tầng sản phẩm vẫn có thể hoạt động bình thường, bơm rửa dung dịch ức chế ở liều lượng thích hợp trong khoảng thời gian dài từ 30 - 90 ngày và không được vượt quá 2 - 4 tháng. Để chất phụ gia có thể hấp thụ lên bề mặt đất đá của vỉa hiệu quả phải xử lý sơ bộ vỉa khai thác trước khi bơm dung dịch chất phụ gia ức chế sa lắng muối vào vỉa, bơm ép 15 - 25m3 dung dịch chất hoạt tính bề mặt (PAV) để phá hủy và loại bỏ hoàn toàn nhũ dầu - nước trong vỉa. Nồng độ chất hoạt tính bề mặt sử dụng trong dung dịch nước bơm rửa để xử lý sơ bộ vỉa sản phẩm nằm trong khoảng 0,3 - 0,5%. Dung dịch ức chế phải được ép sâu vào trong vỉa với bán kính xâm nhập nhỏ nhất từ 1,5 - 2m. Sau khi bơm dung dịch ức chế vào vùng cận đáy giếng, bơm bổ sung lượng nước có pha thêm chất phụ gia ức chế sa lắng muối với liều lượng 80 - 120g/cm3. Khối lượng nước được bơm ép sau khi đã bơm dung dịch ức chế sâu vào vỉa phải được tính toán phù hợp sao cho đạt độ cao cân bằng với độ cao của đoạn ống đục lỗ trong đáy giếng. Khi tính toán khối lượng dung dịch chất ức chế bơm vào vùng cận đáy giếng, nên chú trọng áp dụng quy luật thực nghiệm “1/3”. Quy luật này gồm 1/3 tiếp theo sau được bơm vào vùng cận đáy giếng dung dịch ức chế sa lắng muối và không nhất thiết chất ức chế phải hấp thụ ngay lên bề mặt đất đá vỉa (trong một lần xử lý). Một phần ba lượng ức chế này sẽ được chuyển dịch

ra khỏi vùng cận đáy giếng từ 3 - 15 ngày sau khi giếng khoan bắt đầu khai thác nhằm lưu giữ được phần dung dịch ức chế bơm vào vùng cận đáy giếng, chúng sẽ được chuyển dịch trong một thời gian dài. Chu kỳ ức chế mạnh nhất phụ thuộc vào lưu lượng khai thác giếng, khi khai thác với lưu lượng nhỏ thì chu kỳ ức chế hoạt động mạnh nhất sẽ dài hơn và ngược lại khi lưu lượng lớn thì chu kỳ hoạt tính của chất ức chế sẽ ngắn hơn. Chu kỳ hoạt tính của chất ức chế được xác định qua nghiên cứu thí nghiệm bằng cách kiểm tra nồng độ chất ức chế sa lắng muối trong pha nước được thu gom trong thời gian khai thác sau khi xử lý chất ức chế sa lắng tại giếng khoan.

2.4.3. Kết quả áp dụng thử nghiệm công nghiệp chất phụ gia ức chế sa lắng muối “DPEC Antiscalant-2” tại giàn BK-ThTC-2

Trên cơ sở phân tích và đánh giá hiệu quả ức chế sa lắng muối trong phòng thí nghiệm, Vietsovpetro đã chấp thuận và cho phép áp dụng thử nghiệm (field test) chất phụ gia ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 và đang được sử dụng công nghiệp tại giàn BK-ThTC-2.

Kết quả áp dụng thử nghiệm cho thấy chất ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 nồng độ 80ppm cho hiệu quả cao qua thông số làm việc của thiết bị gia nhiệt T-1-B trên CTP2 (Bảng 3).

Bảng 3. Thông số làm việc của thiết bị gia nhiệt T-1-B trên CTP2 khi thử nghiệm chất ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2

Ngày Giờ Trước T-1-B trên CTP2 Trước T-1-B trên CTP2 Chênh áp

T-1-B Ghi chú P (atm) T (oC) P (atm) T (oC)

12/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3 Bắt đầu bơm thử nghiệm

Antiscalant-2 với doza 80ppm

9 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3 17 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

13/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3 38 - 42kg

Antiscalant-2 9 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

14/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 23,5 - 24 3,6 - 4,2 38 - 72 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 38 - 72 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

15/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 21,5 - 22 3,6 - 4 36 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,4 21,5 - 22,2 3,6 - 4,2 36 - 70 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,1 42 - 70 0,2 - 0,3

16/8

/201

6 3 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,1 42 - 70 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,2 40 - 72 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,2 40 - 72 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,2 40 - 70 0,2 - 0,3

17/8

/201

6 3 3,8 - 4,4 20,5 - 21 3,6 - 4,2 40 - 70 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 45 - 56 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 45 - 56 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 42 - 66 0,2 - 0,3

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

24 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Bảng 3. Thông số làm việc của thiết bị gia nhiệt T-1-B trên CTP2 khi thử nghiệm chất ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 (tiếp theo)

Ngày Giờ Trước T-1-B trên CTP2 Trước T-1-B trên CTP2 Chênh áp

T-1-B Ghi chú P (atm) T (oC) P (atm) T (oC)

18/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 42 - 66 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 42 - 70 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 20,5 - 21 3,6 - 4 42 - 70 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,4 20,5 - 21 3,4 - 4,1 38 - 70 0,2 - 0,3

19/8

/201

6 3 3,7 - 4,4 21 3,4 - 4,1 38 - 70 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,4 21 3,6 - 4,2 38 - 70 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,4 21 3,6 - 4,2 38 - 70 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,6 21,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

20/8

/201

6 3 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 72 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 72 0,2 - 0,3 23 3,9 - 4,6 20,3 - 20,8 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

21/8

/201

6 3 3,9 - 4,6 20,3 - 20,8 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

9 3,9 - 4,6 20,5 - 21,5 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

17 3,9 - 4,6 20,5 - 21,5 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,7 20,4 - 20,9 3,6 - 4,4 40 - 60 0,2 - 0,3

22/8

/201

6 3 3,8 - 4,7 20,4 - 20,9 3,6 - 4,4 40 - 60 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,7 20,4 - 21,2 3,6 - 4,4 40 - 64 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,7 20,4 - 21,2 3,6 - 4,4 40 - 64 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,5 19,7 - 20,8 3,6 - 4,3 30,4 - 97,8 0,2 - 0,3

23/8

/201

6 3 3,7 - 4,5 19,7 - 20,8 3,6 - 4,3 30,4 - 97,8 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 19,4 - 20 3,6 - 4 43 - 64 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 19,4 - 20 3,6 - 4 43 - 64 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 40 - 67 0,2 - 0,3

24/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 40 - 67 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18,5 - 20 3,6 - 4 42,5 - 67 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18,5 - 20 3,6 - 4 42,5 - 67 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

25/8

/201

6 3 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18,5 - 19,6 3,6 - 4,1 41 - 65 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

26/8

/201

6 3 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 72 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 72 0,2 - 0,3 23 3,9 - 4,6 20,3 - 20,8 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

27/8

/201

6 3 3,9 - 4,6 20,3 - 20,8 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

9 3,9 - 4,6 20,5 - 21,5 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3

17 3,9 - 4,6 20,5 - 21,5 3,6 - 4,4 34 - 75 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,4 21 3,4 - 4,1 38 - 70 0,2 - 0,3

28/8

/201

6 3 3,7 - 4,4 21 3,4 - 4,1 38 - 70 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,4 21 3,6 - 4,2 38 - 70 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,4 21 3,6 - 4,2 38 - 70 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

29/8

/201

6 3 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 35 - 71 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 72 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,6 20,5 - 22 3,5 - 4,4 38 - 71 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18,5 - 19,2 3,6 - 4 42 - 63 0,2 - 0,3

30/8

/201

6 1 3,8 - 4,2 18,5 - 19,2 3,6 - 4 42 - 63 0,2 - 0,3 3 3,8 - 4,2 18,5 - 19,2 3,6 - 4 42 - 63 0,2 - 0,3

5 3,8 - 4,2 18,5 - 19,2 3,6 - 4 42 - 63 0,2 - 0,3

1/9/

2016

3 4,0 - 4,2 18,5 - 19,5 3,8 - 4 37 - 66,5 0,2 - 0,3

9 4,1 - 4,3 19,8 - 20 3,8 - 4 37,5 - 62,5 0,2 - 0,3

17 4,1 - 4,3 19,8 - 20 3,8 - 4 37,5 - 62,5 0,2 - 0,3 23 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

PETROVIETNAM

25DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Bảng 3. Thông số làm việc của thiết bị gia nhiệt T-1-B trên CTP2 khi thử nghiệm chất ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 (tiếp theo)

Ngày Giờ Trước T-1-B trên CTP2 Trước T-1-B trên CTP2 Chênh áp

T-1-B Ghi chú P (atm) T (oC) P (atm) T (oC)

2/9/

2016

3 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

9 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

17 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3 23 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

3/9/

2016

3 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

9 3,9 - 4,2 19 - 20 3,7 - 4 45 - 66 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 19 - 20 3,6 - 4 42 - 64 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 19 - 20 3,6 - 4 42 - 64 0,2 - 0,3

4/9/

2016

3 3,8 - 4,2 19 - 20 3,6 - 4 43 - 64 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 19,4 - 20 3,6 - 4 43 - 64 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 40 - 67 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 40 - 67 0,2 - 0,3

5/9/

2016

3 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 40 - 67 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18,5 - 20 3,6 - 4 42,5 - 67 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

6/9/

2016

3 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 45 - 64 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 45 - 64 0,2 - 0,3

7/9/

2016

3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 45 - 64 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 20 3,6 - 4 45 - 67 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 67 0,2 - 0,3 23 4,0 - 4,2 18,5 - 19,5 3,8 - 4 37 - 66,5 0,2 - 0,3

8/9/

2016

3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 67 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 67 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 67 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

9/9/

2016

3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18,5 - 19,5 3,6 - 4 41 - 65 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

10/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

11/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

12/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 Kết thúc thử

nghiệm DPEC Antiscalant-2

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

13/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 65 0,2 - 0,3

14/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 65 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 65 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 48 - 65 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3

15/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3

9 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3 23 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

26 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Chất phụ gia ức chế DPEC Antiscalant-2 đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của Vietsovpetro và được đề xuất đưa vào sử dụng đại trà nhằm ngăn ngừa hiện tượng sa lắng muối tại các giếng khoan đang khai thác [5].

3. Kết luận và đề xuất

Sa lắng muối là hiện tượng phức tạp nhất trong quá trình khai thác dầu khí, làm giảm đáng kể lưu lượng và sản lượng khai thác.

Chất phụ gia DPEC Antiscalant-2 do DPEC nghiên cứu sản xuất đã xử lý hiệu quả hiện tượng chống sa lắng muối tại các giếng khoan khai thác của Vietsovpetro. Sản phẩm này có thể sử dụng cho Oligocene trên của ống khai thác hoặc bơm trực tiếp tại đầu miệng giếng. Sản phẩm này đạt hiệu quả tốt nhất trong ngưỡng nhiệt độ tối đa là 70oC.

Để nâng cao hiệu quả kinh tế và kỹ thuật trong công nghệ xử lý sa lắng muối, nhóm tác giả đề xuất:

Ngày Giờ Trước T-1-B trên CTP2 Trước T-1-B trên CTP2 Chênh áp

T-1-B Ghi chú

P (atm) T (oC) P (atm) T (oC)

16/9

/201

6 3 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3 Chuyển dầu BK-

ThTC-02 sang BK-3

9

Rửa hệ thống công nghệ bằng dầu nóng giếng 421 từ 9 giờ ngày 16/9/2016 đến 9 giờ ngày 17/9/2017

17 23

17/9

/201

6 3

9

17 3,8 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 47 - 68 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

18/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3

19/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3

17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3

20/9

/201

6

3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3 Đang thử nghiệm hóa phẩm DPEC

Antiscalant-2 doza 80ppm

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3 17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 58 0,2 - 0,3

23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

21/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 Áp suất Riser tại đầu vào CPP-2

ổn định 16 -17,7atm

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

22/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

23/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

9 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

17 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

24/9

/201

6 3 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

9 3,7 - 4,2 20 - 21 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

17 3,7 - 4,2 20 - 21 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3 23 3,7 - 4,2 18 - 19 3,6 - 4 42 - 60 0,2 - 0,3

Bảng 3. Thông số làm việc của thiết bị gia nhiệt T-1-B trên CTP2 khi thử nghiệm chất ức chế sa lắng muối DPEC Antiscalant-2 (tiếp theo)

PETROVIETNAM

27DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

- Tiếp tục nghiên cứu, tiến hành trên các mô hình lý thuyết với việc sử dụng môi trường nghiên cứu trong giới hạn rộng của các hệ dung dịch bão hòa và qua bão hòa;

- Nghiên cứu về sự tương tác giữa các pha trong các dung dịch hỗn hợp nhiều thành phần cùng với muối kim loại kiềm thổ và chất phụ gia ức chế sa lắng muối;

- Nghiên cứu cơ chế ức chế sa lắng muối trong đó đánh giá và xác định quy luật biến thiên và tính phụ thuộc của khả năng hấp thụ, bao phủ của các chất ức chế sa lắng lên bề mặt đất đá, tinh thể muối vào nồng độ và tốc độ sa lắng;

- Nghiên cứu ảnh hưởng của điều kiện vỉa sản phẩm (nhiệt độ và áp suất) trong đó đặc biệt là ảnh hưởng của nhiệt độ cao đến khả năng ức chế sa lắng muối của chất ức chế sa lắng muối.

Tài liệu tham khảo

1. Jianwei Wang, Udo Becker. Structure and carbonate orientation of vaterite (CaCO3). American Mineralogist. 2009; 94(2 - 3): p. 380 - 386.

2. S.Muryantoa, A.P.Bayusenob, H.Ma’munb, M.Usamahc, Jothod. Calcium carbonate scale information in pipes: Effect of flow rates, temperature, and malic acid as additives on the mass and morphology of the scale. Procedia Chemistry. 2014; 9: p. 69 - 76.

3. P.P. Trausov. Ức chế sa lắng muối kiềm thổ trong ống khai thác. 2014.

4. Vietsovpetro. Công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng các mỏ dầu khí ở thềm lục địa Nam Việt Nam. 2016.

5. Vietsovpetro. Kết quả phân tích hóa phẩm DPEC-Antiscalant-2. 2017.

Summary

Scale formation at the bottom-hole zone and in the production system badly affects the permeability properties of reservoirs, resulting in considerable reduction of production capacity. The paper analyses the scale formation phenomenon in water flood system in general and the role, mechanism and performance of scale inhibitor additives. The process of research, lab-tests to production and field-test application of scale inhibitor DPEC Antiscalant-2 at the production wells of Vietsovpetro Joint Venture has also been presented by the authors.

Key words: Bottom-hole zone, production tubing, solution, inhibitor.

STUDY AND MANUFACTURING OF SCALE INHIBITOR “DPEC ANTISCALANT-2” FOR USE IN PRODUCTION WELLS

Bui Viet Duc, Ngo Van Tu, Dang CuaBui Trong Khai, Bui Viet PhuongDPEC Drilling-Production and Environment Technology Co., Ltd.Email: info@dpec.com.vn

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

28 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Bể trầm tích Đệ Tam - Phú Khánh nằm dọc theo bờ biển miền Trung Việt Nam [1]. Về địa chất, bể giáp với bể Sông Hồng ở phía Bắc, bể Hoàng Sa ở phía Đông Bắc, thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang ở phía Tây, bể Cửu Long ở phía Nam, bể Nam Côn Sơn ở phía Đông Nam và phát triển ra phía Đông thuộc vùng nước sâu. Đây là bể trầm tích Đệ Tam có cấu trúc rất phức tạp (Hình 1).

Trầm tích Đệ Tam bể Phú Khánh ít được nghiên cứu về địa tầng. Vì vậy, việc phân chia địa tầng, xác định các mặt bất chỉnh hợp… chủ yếu dựa trên kết quả minh giải và liên kết tài liệu địa vật lý với sự phân chia ở các bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn [1, 2]. Kết quả khoan một số giếng ở khu vực này (tập trung ở các đới nâng phía Tây) cho thấy đặc điểm chủ yếu của phân chia địa tầng và lịch sử phát triển trầm tích Đệ Tam của bể Phú Khánh [3, 4]. Do bể Phú Khánh ở vị trí sát phía Nam bể Sông Hồng, phía Bắc bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn nên địa tầng có nhiều nét tương đồng. Móng của bể Phú Khánh là các đá granitoid, granite, dio-rite… và các đá phiến biến chất trước Cenozo-ic. Phủ bất chỉnh hợp trên chúng là các thành tạo Cenozoic, lần đầu tiên được Đỗ Bạt và Chu Đức Quang tổng hợp, định danh (Hình 2).

2. Paleogene

Oligocene - Eocene?

Do vị trí các giếng khoan đặt trên các cấu tạo nâng nên chưa gặp mẫu đá cụ thể của tập

Đỗ Bạt1, Phạm Hồng Quế1, Chu Đức Quang2, Đỗ Việt Hiếu2

1Hội Dầu khí Việt Nam 2Viện Dầu khí Việt NamEmail: dovanbat@yahoo.com.vn

Tóm tắt

Trên cơ sở tổng hợp các tài liệu địa chất - địa vật lý, đặc biệt là tài liệu khoan, cột địa tầng bể Phú Khánh lần đầu tiên được tổng hợp và định danh theo các đơn vị thạch địa tầng, sinh địa tầng, địa chấn địa tầng gồm: Oligocene - Eocene (?), Phú Yên (N1

1py), Phú Khánh (N12pk),

Khánh Hòa (N13kh) và Biển Đông (N2-Qbđ)… làm sáng tỏ lịch sử phát triển của bể, phục vụ công tác tìm kiếm, thăm dò, dầu khí cũng như

địa chất trong khu vực.

Từ khóa: Oligocene, Eocene, bể Phú Khánh, Phú Yên, Phú Khánh, Khánh Hòa, Biển Đông.

này. Tuy nhiên, liên kết giữa các tài liệu địa chấn và các giếng khoan ở khu vực lân cận [2 - 4] có thể thấy bao gồm các trầm tích lục nguyên, chủ yếu là cát bột kết, có xen ít lớp cuội sạn chuyển dần lên cát bột kết xen ít lớp mỏng sét than. Đây là tập địa chấn PK1 có đặc điểm phản xạ hỗn độn, dạng vòm chuyển dần lên song song và vát về phía Tây. Các trầm tích này có tuổi Oligocene, không loại trừ phần dưới là Eocene (?) được hình thành trong môi trường đầm hồ, vũng vịnh ven

Ngày nhận bài: 19/9/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 19/9 - 3/10/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH ĐỆ TAM BỂ PHÚ KHÁNH THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM

Hình 1. Vị trí và cấu trúc địa chất bể Phú Khánh

PETROVIETNAM

29DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

biển. Các trầm tích phủ không chỉnh hợp, không liên tục với chiều dày hàng chục, hàng trăm mét trên các thành tạo cổ hơn.

3. Neogene

3.1. Miocene dưới

Hệ tầng Phú Yên (N11py)

Mặt cắt của hệ tầng được Đỗ Bạt (2015) định danh, xác lập tại giếng khoan 124-HT-1X ở độ sâu 2.020 - 2.165m. Tại đây, các trầm tích gồm sét bột kết, cát kết hạt nhỏ xen kẽ các lớp sét vôi và carbonate. Ở phía Bắc phát triển nhiều ám tiêu và các lớp đá phun trào. Đặc điểm này cũng được thể hiện trên mặt cắt địa chấn PK2 với chiều dày mỏng, có phản xạ song song, liên tục, biên độ trung bình đến tốt, đôi chỗ có phản xạ mạnh liên quan đến thành tạo carbon-ate. Đặc biệt trong đá vôi thuộc giếng khoan 124-CMT-1X có chứa dầu thô.

Hệ tầng có hóa thạch phong phú [3, 4] đặc trưng cho thời kỳ Miocene sớm và thuộc các đới foram lớn Miogy-psinoides, Miogypsina (Tf1), Lepidocyclina Eulepidina (Te5). Môi trường trầm tích thuộc thềm biển, biển nông, đồng bằng ven biển.

Hệ tầng Phú Yên phủ bất chỉnh hợp trên các thành tạo cổ hơn.

3.2. Miocene giữa

Hệ tầng Phú Khánh (N12 pk)

Trầm tích thuộc hệ tầng Phú Khánh nằm trong khoảng độ sâu 1.540 - 2.020m giếng khoan 124-HT-1X và 1.475 -

2.035m của giếng khoan 124-CMT-1X (Đỗ Bạt, 2015), gồm cát kết, bột và sét kết chứa vôi cùng đá vôi sinh vật - ám tiêu và thềm. Cát kết hạt nhỏ đến trung, độ chọn lọc trung bình đến tốt, độ gắn kết yếu. Đá vôi phát triển ở phía Bắc và trung tâm bể, phía dưới phát triển các lớp dolomite. Tập địa chấn PK3 mỏng, có độ phản xạ từ trung bình đến kém, với biên độ vừa phải, thay đổi từ Bắc xuống Nam, vùng rìa có các phản xạ liên quan đến đá vôi, vùng sườn xuất hiện nêm lấn và vùng sâu phản xạ song song, biên độ trung bình đến mạnh.

Hóa đá biển phong phú [3, 4] liên quan đến các đới foram trôi nổi Orbulina (N9), Globorotalia fohsi (N11 - N13-15), foram lớn Miogypsinoides, Miogypsyna (Tf1-2) và nanno thuộc đới Helicosphaera phillipinecsis, Discoaster kugleri, Discoaster hamatus (NN6 - NN7 - NN9). Môi trường trầm tích thềm - biển nông, biển mở.

Trầm tích hệ tầng Phú Khánh phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Phú Yên.

3.3. Miocene trên

Hệ tầng Khánh Hòa (N13kh)

Mặt cắt của hệ tầng Khánh Hòa được định danh, xác lập tại giếng khoan 124-CMT-1X độ sâu 1.160 - 1.470m (Đỗ Bạt, 2015) và được bổ sung bằng tài liệu giếng khoan 124-HT-1X (980 - 1.540m). Tại đây, trầm tích gồm cát kết, bột kết, sét kết xen các tập đá vôi. Khu vực phía Đông phát triển nhiều trầm tích sét, sét vôi liên quan đến biển mở, biển sâu. Tập địa chấn PK4 vát mỏng về phía Nam và rìa bể. Ở vùng sườn phát triển các nêm lấn, phản xạ song song và thấu kính, chồng lấn.

Giới

Trước Ceno-zoic

Hệ

Q

N2

N1 N12

N11

E3 - E2?

N13

Thống Phụ thống

Hệ tầngTây Đông

Cột địa tầng Đới cổ sinh Tập địa chấn

Môi trường

Biểu hiện dầu khíForam

N19 N12 PK5Biển thềmDacrydium

Alnipollenites

F.semilobata

Biển nông

Biển nông

Đầm hồ vũng

vịnh ven biển

Biển nông

đồng bằng ven biển

PK4

PK3

PK2

PK1

NN11

NN10NN8

NN6

N13

N16N14

N9N8

Te5

Tf1

Tf1

Tf2-3

Nanno PalynoTrầm tích

Cát bột sét bở rời, ám tiêu

động vật biển

Sét kết xen cát bột kết, đá vôi

ám tiêu

Sét bột cát kết, đá vôi thềm,

ám tiêu

Sét bột kết xen cát kết, đá vôi,

đá núi lửa

Cát, bột sét kết, than và ít

sạn kết

Chiều dày (m)

500 - 2000

100 - 1000

50 - 500

100 - 1000

100 - 500

Biển Đông

Khánh Hòa

Ceno

zoic

Neo

gene

Pale

o ge

ne

Phú Khánh

Phú Yên

Đá móng

Hình 2. Địa tầng tổng hợp trầm tích Đệ Tam bể Phú Khánh

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

30 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Hóa đá phát hiện khá đầy đủ [3] các đới plankton foram Neogloborotalia acostaensis, Globorotalia tumida, Globorotalia margaritae… (N16, 17, 18) và đới nanno Dis-coaster bellus, Discoaster quinqueramus… (NN10-11) cùng bào tử phấn hoa Alnipollenites, Florschuetzia semilobata.

Trầm tích được hình thành trong môi trường thềm biển, biển nông, biển mở.

Hệ tầng Khánh Hòa phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Phú Khánh.

3.4. Pliocene - Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông (N2-Qbđ) được quan sát tại giếng khoan 124-CMT-1X (520 - 1.160m), giếng khoan 124-HT-1X và giếng khoan 127-NT-1X, tương tự như các trầm tích ở phía Nam bể Sông Hồng, gồm các tập sét bột cát bở rời chứa glauconite và phong phú hóa đá động vật biển cùng đá vôi ám tiêu san hô.

Tập địa chấn PK5 có các phản xạ song song, phân kỳ biên độ mạnh và liên tục, ra phía sườn thấy các nêm lấn rất đẹp.

Hóa thạch biển phong phú [3, 4] gồm các foram Sphaeroidinella dehiscens, Globorotalia tosaensis, Globoro-talia truncatolinoides… (N19, 20, 21, 22) và các đới nanno Discoaster mendomobensis, Ceratholithus rugosus, Reticu-lofenestra pseudoumbilica, Discoaster broweri… (NN12, 14, 15, 16, 17, 18, 19) cùng các san hô, Bryozoa… phát triển mạnh trong Pliocene - Đệ Tứ.

Trầm tích liên quan đến quá trình biển tiến, hình thành thềm rộng lớn trong khu vực Biển Đông.

Hệ tầng Biển Đông phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Khánh Hòa.

4. Kết luận

Kết quả phân chia địa tầng, liên kết với các khu vực lân cận (Hình 3) [2] cho thấy lịch sử phát triển trầm tích Đệ Tam của bể Phú Khánh gắn liền với quá trình phát triển của các bể trầm tích dầu khí thềm lục địa Việt Nam và khu vực Đông Nam Á. Các tầng đá sinh, chứa dầu gắn liền với các đơn vị địa tầng trong bể. Các kết quả nghiên cứu gần đây cũng dự báo và phát hiện tầng sinh ở bể Phú Khánh là các tập sét đầm hồ, sét than trong Oligocene và Miocene

Đệ Tứ

Ceno

zoic

Neo

gene

Plio

cene

Trên

Giữ

aD

ưới

Mio

cene

Pale

ogen

e

Olig

ocen

e118-CVX-1X 124-CMT-1X 124-HT-1X 127-NT-1X 15-G-1X

Trước Cenozoic

Đá vôiSét vôi

Bột kếtCát kết

Sét kết

Đá vôiDolomite

Granite

Đá phiến

Hình 3. Liên hệ địa tầng bể Phú Khánh và khu vực phụ cận

PETROVIETNAM

31DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

dưới đều có khả năng sinh cả dầu và khí. Trong đó, ở khu vực trũng sâu của bể tầng sinh đã nằm trong ngưỡng tạo khí... Với hệ thống dầu khí thuận lợi, các loại bẫy dầu khí quan trọng: cát kết Oligocene và Miocene, carbonate Mio-cene, móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam và basalt cận móng. Như vậy, bể Phú Khánh được đánh giá là bể có tiềm năng dầu khí khá lớn [1, 2, 5, 6]. Đặc biệt phía Đông của bể với mức nước sâu trên 1.000m cùng với các cột khí có khả năng tồn tại các lớp hydrate methane (hydrate - băng cháy) một nguồn nhiên liệu được coi là có giá trị cao trong kỷ nguyên tiếp theo của nhân loại. Công tác nghiên cứu địa tầng phục vụ cho nghiên cứu địa chất tìm kiếm thăm dò dầu khí bể Phú Khánh cần được đẩy mạnh, nhanh và sâu hơn nữa.

Tài liệu tham khảo

1. Đỗ Bạt, Nguyễn Địch Dỹ, Phan Huy Quynh, Phạm Hồng Quế, Nguyễn Quý Hùng, Đỗ Việt Hiếu. Địa tầng các bể trầm tích Cenozoic Việt Nam. Địa chất và Tài nguyên Dầu

khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2007: trang 141 - 181.

2. Trịnh Xuân Cường và nnk. Nghiên cứu cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí bể Phú Khánh trên cơ sở tài liệu địa chất, địa vật lý, khoan thăm dò đến tháng 12/2009. Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.

3. Corelab. Biostrat of the 124-CTM-1X well Phu Khanh basin. 2009.

4. Corelab. Biostrat from the well B-127-NT-1X, Vietnam. 2009.

5. Trần Ngọc Toản và nnk. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí. Địa chất và Tài nguyên Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2007.

6. VPI-GEUS. Integrated analysis and modelling of geological basins in Vietnam and an assessment of their hydrocarbon potential. Phase 1: Phu Khanh basin. ENRECA Project Report. 2004.

Summary

Based on the integrated geological-geophysical data accumulated after many years of petroleum exploration in the region and especially supplementary well analysis data, the stratigraphy columns of Phu Khanh basin have been established for the first time and five new formations have been named, including Oligocene - Eocene?, Phu Yen (N1

1py), Phu Khanh (N12 pk), Khanh Hoa (N1

3 kh), and Bien Dong (N2-Qbd) with different biostratigraphical, lithostratigraphical and seismic stratigraphy characteristics, thus clarifying the geological development process of the basin to facilitate petroleum prospecting and exploration activities in the region.

Key words: Oligocene, Eocene, Phu Khanh basin, Phu Yen, Phu Khanh, Khanh Hoa, Bien Dong.

TERTIARY SEDIMENTARY STRATIGRAPHY OF PHU KHANH BASIN ON THE VIETNAM CONTINENTAL SHELF

Do Bat1, Pham Hong Que1, Chu Duc Quang2, Do Viet Hieu2

1Vietnam Petroleum Association 2Vietnam Petroleum InstituteEmail: dovanbat@yahoo.com.vn

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

32 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Phân xưởng đồng phân hóa là phân xưởng xử lý phần naphtha nhẹ, có trị số octane thấp thành sản phẩm có trị số octane (TSOT) cao hơn nhằm đáp ứng quá trình phối trộn nhiên liệu và tăng hiệu quả kinh tế. Quá trình đồng phân hóa sử dụng phản ứng đồng phân hóa dưới áp suất hydro, chuyển hóa phần n-paraffin C5, C6 thành hợp chất iso- có trị số octane cao hơn nhiều so với nguyên liệu ban đầu [1 - 3]. Sơ đồ công nghệ của quá trình đồng phân được trình bày trong Hình 1.

Nguyên liệu naphtha nhẹ có thành phần chủ yếu là nC5, nC6 paraffin với TSOT lần lượt là 61,7 và 25, được trộn cùng dòng hydro của nhà máy và đi vào thiết bị phản ứng đồng phân hóa. Ở đây sử dụng 2 thiết bị nối tiếp nhau để

Nguyễn Trọng Thái1, 2, Phạm Thanh Huyền2

1Công ty TNHH Lọc hóa dầu Nghi Sơn 2Viện Kỹ thuật Hóa học, Đại học Bách khoa Hà Nội Email: trongthai97@gmail.com

Tóm tắt

Đồng phân hóa naphtha nhẹ là một quá trình quan trọng được sử dụng ở các nhà máy lọc dầu nhằm chuyển hóa phân đoạn naphtha nhẹ chưng cất trực tiếp có trị số octane thấp thành sản phẩm đồng phân hóa có trị số octane cao hơn dùng để pha trộn xăng. Nghiên cứu mô phỏng động sẽ hỗ trợ đắc lực cho quá trình vận hành và hoạt động, nhằm đánh giá thay đổi các điều kiện công nghệ, điều kiện vận hành trong các nhà máy lọc dầu, tính cân bằng vật chất, cân bằng năng lượng và tối ưu hóa các dòng công nghệ trong phân xưởng. Nghiên cứu này sử dụng phần mềm mô phỏng Unisim Design (Honeywell/UOP) để mô phỏng, tính toán thông số. Các số liệu thu được có thể sử dụng trong quá trình vận hành, điều khiển công nghệ và tối ưu hóa điều kiện tỷ lệ dòng hydro/hydrocarbon cho phân xưởng đồng phân hóa.

Từ khóa: Quá trình đông phân hóa, hydroisomer hóa, mô phỏng, tối ưu hóa, Unisim Design.

nâng cao hiệu suất của phản ứng. Do phản ứng đồng phân hóa là phản ứng tỏa nhiệt nhẹ nên giữa 2 thiết bị có đặt các thiết bị trao đổi nhiệt để tận dụng và làm giảm nhiệt độ của dòng sản phẩm qua thiết bị phản ứng đầu tiên. Dòng sản phẩm đi ra được đưa vào tháp ổn định, tách phần khí nhẹ thu được trên đỉnh tháp và sản phẩm lỏng dưới đáy tháp. Dòng sản phẩm lỏng được đưa qua tháp chưng cất DIH tách phần nC6 và methyl pentane có TSOT thấp nhằm tuần hoàn lại tháp phản ứng, tăng hiệu quả quá trình. Sản phẩm cuối thu được là xăng isomerate có TSOT 87 - 89.

Phần mềm Unisim của Honeywell được lựa chọn để mô phỏng, tối ưu hóa quá trình. Bài báo trình bày kết quả mô phỏng động công nghệ đồng phân hóa nghiên cứu tối ưu hóa dòng hydro cung cấp cho quá trình phản ứng.

Ngày nhận bài: 19/10/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 19/10 - 17/11/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

NGHIÊN CỨU MÔ PHỎNG ĐỘNG PHÂN XƯỞNG ĐỒNG PHÂN HÓA NAPHTHA NHẸ

Máy nén

Máy bơm

TBPU 1 TBPU 2

Tháp chưng cất DIH

Làm khô

Gia nhiệt

Tháp ổn định

O� gas

Dòng tuần hoàn

Làm khô

Sản phẩm isomerate

Dòng hydro mới

Naphtha nhẹHình 1. Sơ đô công nghệ đông phân hóa [1, 3]

PETROVIETNAM

33DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

2. Mô phỏng phân xưởng đồng phân hóa

2.1. Lựa chọn các cấu tử

Các cấu tử mô phỏng được chọn theo danh sách cấu tử như trong tài liệu tham khảo [3] (Hình 2).

2.2. Lựa chọn hệ nhiệt động

Hệ nhiệt động được sử dụng là hệ Peng-Robinson. Đây là hệ nhiệt động phù hợp nhất để tính toán cân bằng lỏng - hơi cũng như tính toán tỷ trọng chất lỏng cho các quá trình xử lý hydro-carbon [4 - 7].

2.3. Thiết lập gói phản ứng

Gói phản ứng được thiết lập gồm: phản ứng đồng phân hóa; phản ứng no hóa vòng benzene; phản ứng mở vòng naphthene và phản ứng hydro cracking [3] (Bảng 1).

2.4. Thiết lập các dòng nguyên liệu

Nguyên liệu cho phân xưởng đồng phân là các dòng naphtha nhẹ (201) từ phân xưởng xử lý hydro và dòng hydro (101) thường được lấy từ phân xưởng reforming xúc tác. Thông số các dòng nguyên liệu được thể hiện trong Bảng 2.

2.5. Thiết lập các thiết bị

Các thiết bị chính và ký hiệu trong phân xưởng đồng phân hóa được trình bày trong Bảng 3.

2.6. Thiết lập các vòng điều khiển

Các vòng điều khiển được mô phỏng lại từ các vòng điều khiển thường sử dụng trong thực tế.

3. Kết quả và thảo luận

3.1. Sơ đồ mô phỏng phân xưởng đồng phân hóa

Kết quả mô phỏng động phân xưởng đồng phân hóa được thể hiện ở Hình 3.

Thông số Đơn vị Dòng hydro

(% khối lượng)

Dòng naphtha (% khối lượng)

Nhiệt độ oC 37 59 Áp suất kPag 2452 824

Thành phần Ký hiệu Cấu tử

H2O Nước 2,16 0 H2 Hydro 97,05 0 C1 Methane 0,79 0 C3 Propane 0 0 iC4 i-Butane 0 0,03 nC4 n-Butane 0 2,77 iC5 i-Pentane 0 18,04 nC5 n-Pentane 0 30,54 22DMB 22-DiMbutane 0 0,26 23DMB 23-DiMbutane 0 1,44 2MP 2-Mpentane 0 12,01 3MP 3-Mpentane 0 6,97 nC6 n-Hexane 0 15,43 nC7 n-Heptane 0 3,85 MCP Mcyclopentane 0 6,28 CH Cyclohexane 0 1,13 BZ Benzene 0 1,25

Tổng 100 100

TT Phản ứng Loại phản ứng 1 nC5 ↔ iC5

Phản ứng đồng phân hóa

2 nC6 ↔ 2MP 3 nC6 ↔ 3MP 4 2MP ↔ 22DMB 5 22DMB ↔ 23DMB 6 MCP ↔ CH 7 Benzene → CH Phản ứng no hóa benzene 8 CH → nC6

Phản ứng mở vòng naphthene 9 MCP → nC6

10 nC7 + H2 → C3 + iC4 Phản ứng hydro cracking

Hình 2. Các cấu tử mô phỏng

Bảng 1. Các phản ứng xảy ra trong quá trình

Bảng 2. Thông số các dòng nguyên liệu

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

34 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Hình 3 thể hiện thông số cơ bản cần thiết của các

vòng điều khiển, các thiết bị và các dòng công nghệ chính

của phân xưởng đồng phân hóa.

3.2. Biểu đồ thông số hoạt động của các vòng điều khiển

Hình 4 - 7 thể hiện thông số hoạt động một số vòng

điều khiển.

Mô hình mô phỏng động đang vận hành ổn định (từ

Hình 4 - 7 đường màu xanh là giá trị công nghệ, màu đỏ là

giá trị cài đặt; có thể thấy các giá trị này đang dần đạt ổn

định, ít thay đổi). Các vòng điều khiển đáp ứng được yêu

cầu công nghệ. Độ mở của các van điều khiển đều nằm

trong khoảng bình thường, cho phép khả năng tăng công suất phân xưởng nếu cần.

3.3. Đánh giá kết quả mô phỏng

3.3.1. Dòng sản phẩm sau phản ứng

Các thông số thành phần thu được từ quá trình mô phỏng được so sánh với số liệu thực tế trong phân xưởng hydroisomer hóa [3]. Các trị số PIN và x-factor được sử dụng để xác định hiệu quả, độ chuyển hóa và đánh giá kết quả đạt được:

PIN (Paraffin Isomerization Number) là tổng của tỷ lệ 3 sản phẩm (IC5/C5P + 22DMB/C6P + 23DMB/C6P) theo % khối lượng.

TT Thiết bị Ký hiệu 1 Máy nén K-100 2 Bơm tăng áp P-100/P-101/P-102 3 Bộ hòa trộn nguyên liệu MIX-100/MIX 104/MIX-105/MIX-106 4 Thiết bị trao đổi nhiệt E-101/E-102/E-103 5 Thiết bị phản ứng Lead reactor/Lag reactor 6 Bộ chia dòng TEE-100/TEE-101/TEE-104 7 Thiết bị ổn định sản phẩm Stabilizer 8 Thiết bị chưng tách sản phẩm DIH 9 Thiết bị gia nhiệt E-100

10 Thiết bị làm mát bằng không khí AC-100

Bảng 3. Các thiết bị chính của phân xưởng đông phân hóa

Hình 3. Sơ đô mô phỏng động phân xưởng đông phân hóa

Hình 4. Thông số hoạt động của dòng hydro Hình 5. Thông số hoạt động của dòng hydrocarbon

PETROVIETNAM

35DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Trị số PIN đặc trưng cho mức độ phản ứng đồng phân xảy ra sau thiết bị phản ứng. Do đó, chọn dòng sản phẩm đạt được khi đi qua 2 thiết bị phản ứng để tính trị số PIN. Kết quả được trình bày trong Bảng 4.

Đối chiếu số liệu thực tế, kết quả mô phỏng không có sai lệch lớn. So sánh dòng nguyên liệu và dòng sản phẩm cho thấy thành phần các cấu tử chính cần chuyển hóa (nC6, 3MP) giảm rõ rệt, thành phần các cấu tử mong muốn (22DMB) tăng lên. Các tính chất khác của sản phẩm như RON; các chỉ số PIN, x-factor cũng thay đổi theo. Quá trình chuyển hóa thu được lượng lớn iC5 tương đương với kết quả thực tế. Sự chuyển hóa thành lượng lớn 22DMB giúp chỉ số PIN đạt được vượt trội so với giá trị tính toán thực tế.

X-factor = Benzene (%kl) + cyclohexane (%kl) + MCP (%kl) + C7+ (%kl)

Hệ số x-factor của dòng nguyên liệu đầu vào (dòng 243):

X-factor = 1,25 + 1,13 + 6,28 + 3,85 = 12,51

Hệ số x-factor của dòng sản phẩm đầu ra (dòng 401):

X-factor = 0,39 + 0,05 + 1,33 + 0 = 1,77

Hệ số x-factor thiết kế của dòng sản phẩm đầu ra:

X-factor = 1,63 + 2,28 + 4,67 + 0 = 8,58

Hệ số x-factor đặc trưng cho hàm lượng các sản phẩm không mong muốn trong nguyên liệu ban đầu hoặc sau quá trình phản ứng. Sau phản ứng, khi tiến hành mô phỏng, giá trị x-factor thấp nhất thì quá trình phản

Hình 6. Thông số hoạt động của bộ điều khiển nhiệt độ số 1 Hình 7. Thông số hoạt động của bộ điều khiển nhiệt độ số 2

Bảng 4. So sánh thành phần và trị số PIN của dòng nguyên liệu và sản phẩm

Cấu tử Lưu lượng dòng trước phản ứng (% khối lượng)

Lưu lượng dòng thực tế [3]

(% khối lượng)

Lưu lượng dòng sản phẩm mô phỏng

(% khối lượng)

C3 0 0,08 1,06 iC4 0,03 0,94 1,46 nC4 2,77 4,20 2,72 iC5 18,04 35,97 37,84 nC5 30,54 14,60 10,46

22DMB 0,26 9,47 31,68 23DMB 1,44 3,65 4,01

2MP 12,01 11,35 8,81 3MP 6,97 6,61 0,14 nC6 15,43 4,55 0,05 MCP 6,28 4,67 1,33 CH 1,13 2,28 0,05 BZ 1,25 1,63 0,39

nC7 3,85 0 0 Tổng 100 100 100

iC5/C5P 0,371 0,711 0,783 22DMB/C6P 0,007 0,266 0,709 23DMB/C6P 0,040 0,102 0,090

PIN 0,418 1,080 1,582

Cấu tử RON Trước phản ứng (% khối lượng)

Isomerate (% khối lượng)

Isomerate thực tế [3]

(% khối lượng)

iC4 102 0,03 1,46 0,94 nC4 94 2,77 2,72 4,20 iC5 93 18,04 37,84 35,97 nC5 61,8 30,54 10,46 14,60

22DMB 91,8 0,26 31,68 9,47 23DMB 104,3 1,44 4,01 3,65

2MP 73,4 12,01 8,81 11,35 3MP 74,5 6,97 0,14 6,61 nC6 24,8 15,43 0,05 4,55 MCP 89,3 6,28 1,33 4,67 CH 84,0 1,13 0,05 2,28

Benzene 120,0 1,25 0,39 1,63 nC7 0 3,85 0 0 RON 65,92 87,25 82,31

Bảng 5. So sánh TSOT trước và sau phản ứng

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

36 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

ứng là tối ưu. Trong khi đó, hệ số x-factor của sản phẩm là 8,58 lớn hơn xấp xỉ 7 đơn vị so với dòng sản phẩm khi mô phỏng.

3.3.2. So sánh chỉ tiêu các sản phẩm của phân xưởng

Như vậy, sau phản ứng, TSOT của nguyên liệu tăng lên 22 đơn vị, thích hợp để pha trộn xăng thương phẩm, kết quả này cao hơn kết quả thực tế được Nikita V.Chekantev và cộng sự [3] công bố.

3.4. Cân bằng vật chất và năng lượng

3.4.1. Cân bằng vật chất

Công cụ Property Balance Utility được sử dụng để tính toán cân bằng vật chất, kết quả thu được như Hình 8.

Sai số rất nhỏ, khoảng 0,83kg/giờ, cho thấy hệ mô phỏng đang vận hành rất ổn định. Mô phỏng động vẫn chịu ảnh hưởng của độ trễ theo thời gian và sự lưu chứa vật chất trong hệ thống.

3.4.2. Cân bằng năng lượng

Sử dụng công cụ Property Balance Utility tính được cân bằng năng lượng như Hình 9. Kết quả đưa ra sai số cân bằng năng lượng khoảng 1,08%. Để sát với thực tế, mô phỏng thất thoát nhiệt ra môi trường của một số thiết bị quan trọng được thực hiện nhưng lượng thất thoát không được tính bằng công cụ Property Balance Utility.

3.5. Tối ưu hóa tỷ lệ dòng hydro/hydrocarbon

Các giải pháp để tối ưu hóa quá trình vận hành của các nhà máy lọc hóa dầu như: tối ưu kế hoạch sản xuất, bảo dưỡng; lựa chọn nguyên liệu, hóa phẩm cho lợi ích cao nhất; tiết kiệm năng lượng và nâng công suất chế biến. Tuy nhiên, trong phạm vi nghiên cứu chỉ trình bày tối ưu hóa dòng hydro cung cấp cho quá trình phản ứng.

Phân tử hydro không tham gia vào phản ứng đồng phân hóa nên không gây ảnh hưởng lớn đến quá trình đồng phân hóa. Tuy nhiên, quá trình này vẫn hoạt động trong điều kiện môi trường hydro (dưới áp suất hydro) giúp giảm các phản ứng tạo cốc, bảo vệ xúc tác. Hydro tham gia các phản ứng phụ của quá trình isomer hóa (phản ứng bão hòa benzene, phản ứng hydrocracking, phản ứng mở vòng) và được tiêu thụ trong những phản ứng này dù không có nhiều thành phần hydro trong nguyên liệu. Hydro đóng vai trò quan trọng để đảm bảo thời gian hoạt động của xúc tác, đồng thời hàm lượng hydro cũng ảnh hưởng đến quá trình vận hành, cấu trúc thiết bị của phân xưởng.

Hình 8. Kết quả tính cân bằng vật chất

Hình 9. Kết quả tính cân bằng năng lượng

Hình 10. Ảnh hưởng của lưu lượng hydro đến nhiệt độ của thiết bị phản ứng số 1 và 2

PETROVIETNAM

37DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Khảo sát sự ảnh hưởng của lưu lượng hydro đến nhiệt độ ở thiết bị phản ứng số 1 (lead reactor) và số 2 (lag reac-tor) được trình bày trong Hình 10.

Lượng hydro tăng lên, nhiệt độ duy trì trong các thiết bị phản ứng giảm xuống gây ảnh hưởng đáng kể đến phản ứng cân bằng nên việc xác định lưu lượng tối ưu là điều cần thiết.

Ảnh hưởng của hydro/hydrocarbon đến chất lượng sản phẩm được trình bày trong Bảng 6.

Hydro/hydrocarbon có ảnh hưởng đáng kể trong quá trình sản xuất, giá thành sản xuất hydro rất cao. Vì vậy, lưu lượng mole đầu vào trong phân xưởng hydroisomer hóa tối ưu cần duy trì từ 104 - 108kgmol/giờ.

4. Kết luận

Nghiên cứu đã mô phỏng thành công phân xưởng đồng phân hóa bằng phần mềm Unisim Design, đồng thời mô phỏng thành công các dòng công nghệ chính, các phản ứng chuyển hóa và tháp tách để thu sản phẩm cuối cùng. Kết quả mô phỏng thu được gồm các tính toán về cân bằng vật chất và cân bằng năng lượng, đảm bảo chỉ tiêu sản phẩm của phân xưởng isomer hóa.

Trạng thái mô phỏng động của mô hình ổn định,

thông số điều khiển của các vòng điều khiển rất ổn định theo thời gian, từ đó có thể tiến hành theo dõi, xem xét các yếu tố ảnh hưởng đến thông số công nghệ của quá trình.

Tài liệu tham khảo

1. Honeywell UOP. www.uop.com.

2. Viacheslav A.Chuzlov, Emilia D.Ivanchina, Igor’ M.Dolganov, Konstantin V.Molotov. Simulation of light naphtha isomorization process. Procedia Chemistry. 2015; 15: p. 282 - 287.

3. Nikita V.Chekantev, Maria S.Gyngazova, Emilia D.Ivanchina. Mathematical modeling of light naphtha (C5, C6) isomerization process. Chemical Engineering Journal. 2014; 238: p. 120 - 128.

4. Nguyễn Duy Thuận, Trần Quang Hải, Phạm Thanh Huyền. Mô phỏng và tối ưu hóa, xử lý sự cố trong quá trình vận hành phân xưởng Transalkyl hóa các hydrocarbon thơm (TATORAY). Tạp chí Dầu khí. 2016; 9: trang 34 - 45.

5. William L.Luyben. Plantwide dynamic simulators in chemical processing and control. CRC Press. 2003.

6. Honeywell. Dynamic modelling using unisim design. 2011.

7. Aspen Hysys. Dynamic modelling. 2004.

Bảng 6. Kết quả khảo sát ảnh hưởng của tỷ lệ hydro/hydrocarbon

Lưu lượng dòng (kgmol/giờ)

Tỷ số hydro/hydrocarbon Nhiệt độ thiết bị phản ứng

RON sản phẩm Lead reactor (oC) Lag reactor (oC)

104 0,137 150,5 152,5 87,48 108 0,142 150,4 152,4 87,51 112 0,148 150,3 152,3 87,53 116 0,153 150,1 152,2 87,55

Summary

Hydroisomerisation is one of the most important processes that has been used in refineries to convert low quality light naphtha from CDU (crude distillation unit) into high octane number isomerate for gasoline pool. The dynamic simulation of this process will be applied to evaluate the changes of technological and operational conditions in the refineries, and calculate the material balance and energy balance for optimisation of technologies in the unit. In this research, the hydroisomerisation process will be simulated by Unisim Design software (Honeywell/UOP). The data collected can be used in the operation and control process and optimisation of the hydrogen/hydrocarbon ratio for hydroisomerisation unit.

Key words: Hydroisomerisation, simulation, optimisation, Unisim Design.

STUDY ON DYNAMIC SIMULATION OF LIGHT NAPHTHA HYDROISOMERISATION PROCESS

Nguyen Trong Thai1, 2, Pham Thanh Huyen2

1Nghi Son Refinery and Petrochemical LLC 2School of Chemical Engineering, HUST Email: trongthai97@gmail.com

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

38 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Giới thiệu

Công cụ phái sinh (derivatives) giúp các nhà đầu tư phòng vệ rủi ro do sự biến động giá của tài sản cơ sở, đồng thời cũng là phương tiện kinh doanh. Trong công cụ phái sinh, xác định rõ các yếu tố: bên bán (seller), bên mua (buyer), giá của sản phẩm cơ sở (underlier) trong tương lai (future price), thời điểm thực hiện việc mua bán trong tương lai (future date of transaction) [1]. Một số lĩnh vực đã được áp dụng công cụ phái sinh để phòng vệ rủi ro là: sản phẩm nông nghiệp, năng lượng, kim loại quý hiếm, kim loại phục vụ công nghiệp, sản phẩm công nghiệp nhẹ (đường, coca, cà phê, sợi vải...).

Dầu khí là lĩnh vực phải đối mặt với nhiều rủi ro do giá dầu thế giới thường xuyên biến động theo cung - cầu của thị trường, tốc độ phát triển kinh tế, các chính sách về tài chính tiền tệ, chính sách của các nước xuất khẩu dầu mỏ, sự tăng giảm giá trị đồng USD… Vì vậy, các công cụ phái sinh phòng vệ rủi ro về biến động giá dầu thô và giá xăng dầu đã được áp dụng rộng rãi trên thế giới nhằm đảm bảo lợi ích cho các nhà đầu tư. Năm 2009, Southwest Air-lines đã có được khoảng 2 tỷ USD lợi nhuận nhờ dự đoán đúng giá dầu tăng và ký các hợp đồng dài hạn tương lai với giá 51USD/thùng (2008 - 2009) trong khi giá dầu thực tế tăng tới 90USD/thùng [2]. Tuy nhiên, các công cụ phái sinh cũng tiềm ẩn rủi ro. Năm 2015, United Airlines lỗ gần 1 tỷ USD do sử dụng công cụ phái sinh phòng vệ rủi ro giá xăng nhưng dự đoán nhầm xu hướng giá [3].

Tại Việt Nam, giá xăng dầu bắt đầu được vận hành theo cơ chế thị trường từ năm 2008 (với sự quản lý của Nhà nước), giá LPG được vận hành từ năm 2009 và giá khí thiên nhiên đang được định hướng để tiến tới thị trường cạnh tranh. Do vậy giá các sản phẩm dầu khí trong nước

Nguyễn Thành Luân1, Phan Thị Thu Lan2, Nguyễn Thị Hậu1 1Viện Dầu khí Việt Nam2Đại học Quốc tế Nhật BảnEmail: luannt@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Các công cụ phái sinh giúp các công ty dầu khí thế giới giảm thiểu rủi ro trước sự biến động của giá dầu thô, giá khí và giá các sản phẩm liên quan. Bài báo tổng hợp các công cụ phái sinh đang được sử dụng trong lĩnh vực dầu khí, phân tích những trở ngại và khả năng áp dụng cho các đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN). Từ đó, nhóm tác giả đề xuất một số kiến nghị giúp Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chuẩn bị khi thị trường phái sinh cho lĩnh vực dầu khí được mở cửa tại Việt Nam.

Từ khóa: Phòng vệ, công cụ phái sinh, quản trị rủi ro, dầu khí.

đã, đang và sẽ tiếp tục chịu tác động từ sự biến động giá dầu trên thị trường thế giới. Rủi ro về giá sẽ ảnh hưởng tới hoạt động sản xuất, kinh doanh của các thành phần tham gia thị trường, đặc biệt là các doanh nghiệp khai thác dầu thô (Vietsovpetro, PVEP), chế biến (BSR, NSRP), vận chuyển (PVTrans) và các đầu mối kinh doanh xăng dầu (PV OIL), kinh doanh khí (PV GAS)… Việc áp dụng các công cụ phái sinh trong lĩnh vực dầu khí và xăng dầu ở Việt Nam vẫn tồn tại nhiều rào cản, trong đó có cả yếu tố về chính sách, pháp lý. Bài viết này giới thiệu các công cụ phái sinh trong phòng vệ rủi ro, khả năng áp dụng trong lĩnh vực xăng dầu, các trở ngại khi áp dụng tại Việt Nam và khả năng phát triển trong tương lai.

2. Thị trường phái sinh và các công cụ phái sinh

Các công cụ phái sinh được giao dịch trên cả thị trường tập trung (Exchange-traded) và phi tập trung (OTC - Over the Counter). Trên thị trường tập trung, các hợp đồng phái sinh đã được chuẩn hóa để tạo ra tính thanh khoản trên thị trường và được mua bán tại sở giao dịch có tổ chức. Các nhà đầu tư thường không quan tâm đến các đối tác giao dịch của mình là ai vì việc giao dịch tại đây được thanh toán trung gian qua trung tâm thanh toán bù trừ. Với thị trường phi tập trung, hợp đồng mua bán phái sinh là sự thỏa thuận trực tiếp giữa hai bên mà không cần qua trung gian. Thị trường phi tập trung có tính linh hoạt do có thể điều chỉnh một số giao dịch theo nhu cầu đặc biệt của hai bên mà không thể tìm thấy trên những hợp đồng được chuẩn hóa trên thị trường tập trung. Vì vậy, 2 thị trường này tồn tại song song và bổ trợ lẫn nhau.

Các công cụ phái sinh cơ bản được chia làm 4 loại: Hợp đồng kỳ hạn (Forwards), Hợp đồng tương lai (Futures), Hợp đồng quyền chọn (Options) và Hợp đồng hoán đổi

Ngày nhận bài: 27/7/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 27/7 - 18/8/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

CÁC CÔNG CỤ PHÁI SINH VÀ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG CHO CÁC DOANH NGHIỆP VIỆT NAM HOẠT ĐỘNG TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ

PETROVIETNAM

39DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

(Swaps). Ngoài ra, còn có một số dạng hợp đồng phái sinh khác được phát triển và áp dụng phù hợp với đặc trưng của ngành dầu khí: Hợp đồng Crack spread, Hợp đồng quyền chọn Calendar spread, các hợp đồng quy về cơ sở (Basis contracts), Hợp đồng Spark spread…

2.1. Các công cụ phái sinh cơ bản

2.1.1. Hợp đồng kỳ hạn

Hợp đồng kỳ hạn là thỏa thuận giữa 2 bên tham gia để mua và bán một lượng tài sản ở mức giá xác định tại một thời điểm xác định trong tương lai. Đây là dạng hợp đồng trên thị trường phi tập trung. Thời điểm xác định trong tương lai gọi là ngày thanh toán hợp đồng hay ngày đáo hạn. Thời gian kể từ khi ký đến khi đáo hạn hợp đồng gọi là kỳ hạn của hợp đồng. Giá xác định áp dụng trong ngày thanh toán hợp đồng gọi là giá kỳ hạn. Michael Durbin [1] xác định công thức tính giá kỳ hạn trong hợp đồng kỳ hạn có xét đến đầy đủ các yếu tố sau:

Giá kỳ hạn = (S + U - I) × e(r+u-i-y-rf)t

Trong đó:

S: Giá giao ngay (spot price);

U: Chi phí lưu kho quy về thời điểm hiện tại (fixed stor-age costs);

I: Thu nhập quy về thời điểm hiện tại (fixed income);

e: Cơ số logarite tự nhiên;

r: Lãi suất phi rủi ro (risk-free interest rate);

rf: Lãi suất phi rủi ro của ngoại tệ (risk-free foreign rate);

u: Hệ số phí tổn trong quá trình lưu kho theo tỷ lệ với giá spot (proportional storage cost);

i: Hệ số thu nhập theo tỷ lệ với giá spot (proportional income factor);

y: Hệ số thu nhập thuận tiện theo tỷ lệ với giá spot (convenience yield);

t: Kỳ hạn của hợp đồng (time period).

Hợp đồng kỳ hạn đối lập với hợp đồng giao ngay vì hợp đồng giao ngay là thỏa thuận mua bán tài sản ở thời

điểm hiện tại còn trong hợp đồng kỳ hạn, tại thời điểm ký kết không có sự trao đổi hàng hóa cơ sở hay thanh toán tiền. Nếu không tính đến các nhân tố khác thì giá kỳ hạn thường lớn hơn giá giao ngay vì giá kỳ hạn gồm cả yếu tố lãi suất và chi phí lưu kho. Hợp đồng kỳ hạn sẽ thanh toán tại thời điểm xác định trong tương lai. Khi đó, hai bên thỏa thuận buộc phải thực hiện nghĩa vụ mua bán theo mức giá đã xác định, bất kể giá thị trường lúc đó bao nhiêu.

Hợp đồng kỳ hạn là hình thức đơn giản nhất trong số các công cụ phái sinh, tuy nhiên có nhiều điểm hạn chế [4]. Thứ nhất, bên mua và bên bán phải tự tìm kiếm đối tác và phải ấn định được giá để làm hợp đồng, trong khi cả 2 việc này không dễ dàng. Thứ hai, khi giá thỏa thuận chênh lệch quá xa giá thị trường, thông thường một bên sẽ không thực hiện hợp đồng. Và thứ ba, do hợp đồng kỳ hạn không có phương án dự phòng để tháo gỡ, cách duy nhất để rút khỏi hợp đồng là đàm phán và chấp nhận chịu phạt.

2.1.2. Hợp đồng tương lai

Hợp đồng tương lai là một hình thức hợp đồng kỳ hạn tiêu chuẩn được thực hiện trên thị trường tập trung. Thị trường tập trung có chức năng kết nối bên mua với bên bán và đảm bảo hai bên tuân thủ các nghĩa vụ trong giao dịch. Giá áp dụng trong ngày đáo hạn hợp đồng gọi là giá tương lai.

Hợp đồng tương lai được lập tại sở giao dịch hàng hóa và thực hiện thông qua một tổ chức trung gian gọi là trung tâm thanh toán bù trừ (clearing house) theo cơ chế mô tả trong Hình 1. Trung tâm thanh toán bù trừ sẽ tìm đối tác, khớp lệnh mua bán và đảm bảo hợp đồng, do vậy các nhà đầu tư không cần quan tâm đến đối tác. Trung tâm này yêu cầu các bên mở tài khoản ký quỹ, tính các khoản lỗ lãi hàng ngày (cộng vào hay trừ đi tài khoản các bên) theo sự biến động giá tương lai. Việc tính toán này nhằm loại trừ một phần rủi ro cho trung tâm thanh toán bù trừ trong trường hợp một bên trong hợp đồng không có khả năng thanh toán khi đáo hạn.

Các điều khoản trong hợp đồng tương lai được chuẩn hóa giúp cho việc ký kết hợp đồng diễn ra nhanh chóng,

Mua hợp đồngtương lai

Trung tâm thanh toán bù trừ

Bán hợp đồngtương lai

Tài sản cơ sở

Tiền Tiền

Tài sản cơ sở

Hình 1. Cơ chế mua bán hợp đông tương lai

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

40 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

bảo đảm an toàn về mặt pháp lý. So với các hợp đồng kỳ hạn, các hợp đồng tương lai có tính thanh khoản cao hơn vì các bên trong hợp đồng tương lai có thể dễ dàng thanh lý hợp đồng trước ngày đáo hạn mà không cần thông qua sự thỏa thuận nào, bằng cách lập một hợp đồng ngược lại với vị thế của mình đã có. Đến ngày đáo hạn, nếu các bên không muốn thực hiện nghĩa vụ của hợp đồng, trung tâm thanh toán bù trừ sẽ thanh toán bù trừ các hợp đồng đó và nghĩa vụ giao hàng, nhận hàng của họ được chuyển giao cho bên khác. Ngoài ra, một số ưu điểm khác của hợp đồng tương lai là một bên có thể bán hàng hóa tương lai dù không có hàng hóa trong tay và cả hai bên có thể thỏa thuận mua hoặc bán lượng lớn hàng hóa với chi phí khởi điểm ban đầu rất nhỏ so với số tiền thực tế phải thanh toán để mua/bán.

Cách tính giá trị đáo hạn của hợp đồng kỳ hạn và hợp đồng tương lai

Vì hợp đồng kỳ hạn và hợp đồng tương lai đều là hợp đồng mua bán số lượng hàng hóa cơ sở tại một thời điểm xác định trong tương lai với một mức giá xác định trước nên cơ chế phân phối giá trị đáo hạn khi tham gia 2 hợp đồng này giống nhau.

- Gọi F là giá thực hiện trong hợp đồng kỳ hạn hoặc hợp đồng tương lai. ST là giá giao ngay của thị trường tại thời điểm đáo hạn T. P là giá trị nhận được đối với bên mua hợp đồng kỳ hạn hoặc hợp đồng tương lai tại thời điểm đáo hạn.

+ Trường hợp giá giao ngay cao hơn giá thỏa thuận (ST > F) (Hình 2a)

• Bên mua: Bên mua nhận được giá trị đáo hạn (lãi

ròng) Pmua = ST - F vì có thể bán với giá giao ngay ST trên thị trường trong khi chỉ phải mua với giá F.

• Bên bán: Bên bán nhận được giá trị đáo hạn F - ST (bị thiệt hại ST - F) vì giá giao ngay trên thị trường là ST trong khi bán được với giá F.

+ Trường hợp giá giao ngay nhỏ hơn hoặc bằng giá thỏa thuận (ST ≤ F) (Hình 2b)

• Bên mua: Bên mua mất một khoản là F - ST vì có thể mua trên thị trường với giá giao ngay ST trong khi chỉ phải mua với giá F.

• Bên bán: Bên bán thu được một khoản lãi ròng là Pbán = F - ST vì giá bán giao ngay trên thị trường là ST trong khi bán được với giá F.

- Giá tương lai được xác định trên cơ sở thiết lập mối quan hệ giữa giá tương lai (future price) và giá giao ngay (spot price) theo nguyên tắc ở mức giá xác định không thể thu lợi nhuận bằng việc kinh doanh dựa vào chênh lệch giá (principle of no artitrage).

+ Giả sử giá tài sản cơ sở hiện hành là So. Khoản tiền So được vay với lãi suất r để mua tài sản cơ sở. Đồng thời bán hợp đồng tương lai với giá tương lai Fo và kỳ hạn bằng kỳ hạn vay tiền (ngày đáo hạn hợp đồng là ngày phải bán tài sản cơ sở với giá Fo). Giả sử trong khoảng thời gian từ khi mua tài sản cơ sở cho đến khi hợp đồng tương lai đáo hạn, tài sản cơ sở tạo ra khoản lãi D. Vào thời điểm đáo hạn, giá của tài sản cơ sở trên thị trường là ST.

+ Dòng tiền tại các thời điểm như Bảng 1 (giả định kỳ hạn của hợp đồng = 1):

Đến ngày đáo hạn, số tiền cuối kỳ thu được là: Fo - So (1 + r) + D.

F

Giá trị đáo hạn

ST - F

-F

ST Giá spot ngày

đáo hạn

F F

Giá spot ngày đáo hạn

ST - F

ST

Giá trị

đáo hạn

-F

F

Giá trị đáo hạn

ST - F

-F

ST Giá spot ngày

đáo hạn

F F

Giá spot ngày đáo hạn

ST - F

ST

Giá trị

đáo hạn

-F

Hình 2. Biểu đô tính giá trị đáo hạn trong hợp đông tương lai(a) Trường hợp giá spot cao hơn giá thỏa thuận (b) Trường hợp giá spot thấp hơn giá thỏa thuận

PETROVIETNAM

41DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

+ Nguyên tắc không thể thu lợi nhuận dựa vào chênh lệch giá nên đầu kỳ bỏ ra 0 đồng thì cuối kỳ cũng nhận 0 đồng. Do đó:

F0 – S0 (1+ r) + D = 0 → F0 = S0 (1 + r) – D = S0 ( 1 + r – d)

(Trong đó: d = D/S0 là tỷ lệ cổ tức)

+ Theo công thức trên, giá tương lai được xác định bởi chi phí cơ hội của việc mua tài sản đó ngay lập tức rồi cất giữ cho đến thời điểm trong tương lai.

+ Nếu Hợp đồng tương lai có kỳ hạn T thì giá tương lai tại thời điểm t là:

Ft = St (1 + r – d)T-t

(St: Giá giao ngay tại thời điểm t; đến khi đáo hạn:

T = t, Ft = St)

2.1.3. Hợp đồng quyền chọn

Hợp đồng quyền chọn là loại hợp đồng đảm bảo cho chủ sở hữu quyền, nhưng không phải là nghĩa vụ, để mua hoặc bán một lượng nhất định hàng hóa cơ sở tại một mức giá xác định, tại hoặc trước một thời điểm xác định trong tương lai. Các hợp đồng quyền chọn chủ yếu được thực hiện tại sàn giao dịch. Thời điểm xác định trong tương lai gọi là ngày đáo hạn, thời gian từ khi ký

hợp đồng quyền chọn đến ngày thanh toán gọi là kỳ hạn của quyền chọn, mức giá áp dụng trong ngày đáo hạn gọi là giá thực hiện.

Như vậy, điểm khác nhau cơ bản của hợp đồng quyền chọn so với hợp đồng tương lai là quyền chọn cho phép bên sở hữu quyền được thực hiện hợp đồng chứ không bắt buộc phải thực hiện. Đây là điểm hấp dẫn của hợp đồng quyền chọn so với hợp đồng tương lai bởi cho phép nhà đầu tư đưa ra sự lựa chọn có lợi cho mình khi hợp đồng đáo hạn. Ngoài ra, hợp đồng quyền chọn có thể được giao dịch trên cả thị trường tập trung hoặc phi tập trung. Hợp đồng quyền chọn đã được áp dụng rất thành công trong việc chốt giá sàn và giá trần mua sản phẩm, tuy nhiên chi phí của loại hợp đồng này ngày càng cao.

Căn cứ vào nghĩa vụ đối với tài sản cơ sở thì hợp đồng quyền chọn gồm quyền chọn mua (call option) hoặc quyền chọn bán (put option).

- Quyền chọn mua là hợp đồng trong đó cho phép bên mua hợp đồng được quyền mua số lượng hàng hóa, chứng khoán nhất định theo một giá E xác định (strike price) trong một thời hạn nhất định trong tương lai. Bên mua phải trả cho bên bán hợp đồng một khoản phí chọn mua C (call premium).

Hoạt động Dòng tiền đầu kỳ Dòng tiền cuối kỳ

Vay So So -So (1 + r)

Mua tài sản cơ sở giá So -So ST + D

Bán Hợp đồng tương lai tài sản cơ sở 0 Fo - ST

Cộng 0 F0 - S0 (1 + r) + D

Bảng 1. Dòng tiền tại các thời điểm

-C

0

ST - E - C

Giá trị đáo hạn

Giá spot ngày

đáo hạn ST

E

C

0

E

C + E - ST

Giá trị đáo hạn

Giá spot ngày

đáo hạn ST

Hình 3. Biểu đô tính giá trị đáo hạn khi tham gia quyền chọn mua

(a) Đối với bên mua quyền chọn mua (b) Đối với bên bán quyền chọn mua

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

42 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

+ Khi mua quyền chọn mua (Hình 3a)

• Trường hợp giá thị trường giao ngay (ST) > giá xác định (E): Nếu thực hiện quyền mua, bên mua nhận được lợi giá ST - E - C vì có thể bán ra thị trường với giá giao ngay là ST trong khi được mua với giá E (và bỏ ra chi phí C để được chọn mua).

• Trường hợp giá thị trường giao ngay (ST) ≤ giá xác định (E): Nếu thực hiện quyền mua, bên mua sẽ mua tài sản với giá cơ sở E trong khi hoàn toàn có thể mua được trên thị trường với giá giao ngay là ST ≤ E nên thực tế bên mua sẽ không thực hiện quyền trong trường hợp này và mất một khoản chi phí C.

+ Khi bán quyền chọn mua (Hình 3b): Vị thế của bên bán quyền chọn mua ngược lại với vị thế của bên mua quyền chọn mua (nguyên tắc zero-sum game).

• Nếu ST > E: Bên mua có quyền mua sẽ thực hiện hợp đồng, tức là mua tài sản cơ sở. Khi đó bên bán quyền sau khi nhận mức phí C (do bên mua quyền trả) phải bán cho bên có quyền chọn mua ở mức giá E trong khi giá thị trường là ST và được nhận lợi giá C + ST - E.

• Nếu ST ≤ E: Bên bán quyền chọn mua nhận được một khoản lãi C từ việc bán quyền.

Bên mua hợp đồng quyền chọn bán được quyền bán một số lượng hàng hóa, chứng khoán nhất định theo một giá xác định (E) tại một thời điểm nhất định trong tương lai. Bên mua phải trả cho bên bán một khoản phí chọn bán C (put premium).

+ Khi mua quyền chọn bán (Hình 4a)

• Nếu ST < E: Nếu thực hiện quyền, bên có quyền

chọn bán sẽ nhận được giá trị đáo hạn E - ST - C vì nếu bán ra thị trường chỉ được giá là ST trong khi thực hiện quyền bán với giá E (và phải trả khoản phí C).

• Nếu ST ≥ E: Bên có quyền bán không thực hiện quyền này và phải mất một khoản phí C mua quyền chọn bán.

+ Khi bán quyền chọn bán (Hình 4b)

• Nếu ST < E: Bên có quyền chọn bán sẽ bán tài sản cơ sở với giá E, khi đó bên bán quyền chọn bán phải mua tài sản cơ sở với giá E trong khi giá trên thị trường là ST và bị lỗ (ST - E).

• Nếu ST ≥ E: Bên có quyền chọn bán sẽ không thực hiện hợp đồng và bên bán quyền chọn bán thu lãi một khoản là C.

Căn cứ vào thời hạn giao hàng và giá tham khảo thực hiện của quyền chọn bán thì quyền chọn bán bao gồm quyền chọn bán kiểu châu Âu, châu Á và Mỹ. Trong khi quyền chọn bán kiểu châu Âu chỉ có thể thực hiện vào ngày đáo hạn thì quyền chọn bán kiểu Mỹ có thể được thực hiện vào bất cứ thời điểm nào trước ngày đáo hạn và quyền chọn bán kiểu châu Á quy định việc thanh toán phụ thuộc vào giá trung bình của tài sản cơ sở trong một thời kỳ nhất định chứ không phải thời điểm đáo hạn (nên còn gọi là quyền chọn trung bình).

2.1.4. Hợp đồng hoán đổi

Hợp đồng hoán đổi là công cụ được sáng tạo muộn hơn các công cụ trên, với mục đích ban đầu là để đưa ra một công cụ có chi phí thấp hơn hợp đồng quyền chọn

-C

0 E

E - ST - C

ST

Giá trị

đáo hạn

Giá spot ngày

đáo hạn

C

0

E

C + ST - E

ST

Giá trị

đáo hạn

Giá spot ngày

đáo hạn

(a) Đối với bên mua quyền chọn bán (b) Đối với bên bán quyền chọn bánHình 4. Biểu đô tính giá trị đáo hạn khi tham gia quyền chọn bán

PETROVIETNAM

43DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

[4]. Hợp đồng hoán đổi là thỏa thuận giữa hai bên trao đổi dòng tiền (cash flow) dựa trên giá trị của hàng hóa cơ sở. Đối với hợp đồng hoán đổi, thực tế không có một sự trao đổi hàng hóa nào giữa hai bên thực hiện hợp đồng. Các hợp đồng hoán đổi thường được giao dịch bên ngoài các thị trường giao dịch tập trung nên có đầy đủ đặc tính tương tự các công cụ phái sinh trên thị trường phi tập trung.

Bởi vì hợp đồng hoán đổi không có bất kỳ sự trao đổi hàng hóa nào, nên cần phải thiết lập một giá cơ sở, hay còn được gọi là “số tiền dự kiến” (notional amount) của hợp đồng, để xác định số tiền được hoán đổi định kỳ. Một công ty (bên mua) có thể thỏa thuận với một đối tác (bên bán) để thực hiện một hợp đồng hoán đổi trong quãng thời gian T, quy định thanh toán định kỳ hàng tháng. Bên mua đồng ý trả cho bên bán mức giá cố định C, trong khi bên bán đồng ý sẽ trả cho bên mua theo mức giá trên thị trường thực vào thời điểm kết thúc hợp đồng (T). Mô hình thực hiện Hợp đồng hoán đổi được mô tả trong Hình 5a.

Hàng tháng, nếu giá trên thị trường thực St cao hơn “giá dự kiến” C (St > C), bên bán sẽ phải thanh toán cho bên mua số tiền tương ứng với chênh lệch giá St - C trên mỗi một sản phẩm. Nếu mua hàng, bên mua phải mua trên thị trường thực với giá St > C, nhưng chỉ phải bỏ ra khoản tiền C do phần chênh lệch St - C đã được bên bán thanh toán. Ngược lại, bên bán có thể bán hàng hóa với giá St, nhưng vì phải trả khoản chênh lệch St - C cho bên mua nên chỉ thu được giá bán là C.

- Hàng tháng, nếu giá trên thị trường thực St thấp hơn “giá dự kiến” C (St < C), bên mua sẽ phải thanh toán cho bên bán số tiền tương ứng với chênh lệch giá C - St trên mỗi sản phẩm. Bên mua có thể mua hàng với giá St

< C, nhưng do phải thanh toán số chênh lệch C - St cho bên bán nên giá thực tế để mua được hàng là C. Ngược lại, nếu quyết định bán hàng, bên bán phải bán với giá St < C, nhưng vì đã được bên mua thanh toán khoản chênh lệch C - St nên coi như vẫn bán được với giá C.

- Như vậy, tác động tổng hợp của Hợp đồng hoán đổi và hợp đồng mua/bán trên thị trường thực sẽ đảm bảo bên mua và bên bán luôn giao dịch với mức giá dự kiến C ban đầu, nhờ đó cả hai bên giảm thiểu được rủi ro khi giá biến động (tăng hoặc giảm). Tác động tổng hợp này được mô hình hóa như Hình 5b.

2.2. Công cụ phái sinh trong lĩnh vực dầu khí

Tùy vào mục đích sử dụng và đặc điểm của từng loại rủi ro, có rất nhiều loại công cụ khác nhau được áp dụng để phòng ngừa rủi ro trong lĩnh vực dầu khí. Ví dụ, chiến lược đa dạng hóa và bảo hiểm là các công cụ thường được sử dụng đối với lĩnh vực thăm dò hoặc đối với các doanh nghiệp muốn tránh các rủi ro về hư tổn tài sản hoặc rủi ro về các khoản nợ. Hoặc, các doanh nghiệp không có nguồn cung dồi dào cần tránh rủi ro về khối lượng đầu vào thường sử dụng biện pháp duy trì tồn kho tối thiểu hoặc mua lại tài sản sản xuất của doanh nghiệp khác. Trong khi đó, các công cụ phái sinh đặc biệt phù hợp cho việc quản trị rủi ro về giá, đặc biệt trong giai đoạn giá biến động mạnh [4 - 6].

Rủi ro về giá trong lĩnh vực dầu khí có liên quan đến khâu sản xuất của các doanh nghiệp tham gia thị trường. Một số doanh nghiệp tích hợp hoạt động từ khâu thăm dò, chế biến đến kinh doanh nhằm loại trừ rủi ro về giá vào các giai đoạn giữa trong quá trình sản xuất. Ví dụ việc tăng giá dầu thô mua vào cho các đơn vị lọc dầu sẽ được

Bên bán Bên mua

Th ị trường hàng hóa thực

Giá cơ sở C

Ti ền thanh toán hàng tháng

|S t - C|

Bán hàng trên thị trường

thực

Giá thực tế

St

Mua hàng trên

thị trường thực

Giá thực tế

St

0

E

C

-St

Giá spot

- C

- (C - St)

Dòng chi phí

St

Dòng tiền của

hợp đồng hoán đổi

Dòng chi phí nếu không sử

dụng hợp đồng hoán đổi

(Unhedge cost)

Dòng chi phí khi áp dụng

hợp đồng hoán đổi

(Unhedge + Swap)

(a) Mô hình vận hành hợp đông hoán đổi (b) Dòng chi phí của bên mua khi không sử dụng và có sử dụng hợp đông hoán đổiHình 5. Mô hình vận hành hợp đông hoán đổi và cách tính dòng chi phí

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

44 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

bù lại bằng doanh thu từ việc bán dầu thô. Tuy nhiên, các doanh nghiệp nhỏ hơn thường không có mô hình tích hợp sẽ phải sử dụng công cụ phái sinh. Các doanh nghiệp khai thác dầu thô muốn phòng vệ đối với việc giá dầu thô thấp, sẽ phải giao dịch phái sinh với các doanh nghiệp lọc dầu muốn phòng vệ đối với việc giá dầu cao. Các doanh nghiệp lọc dầu muốn phòng vệ đối với việc giá sản phẩm lọc dầu thấp sẽ giao dịch phái sinh với các kho dự trữ và các khách hàng quan ngại về giá sản phẩm lọc dầu tăng. Tại mỗi khâu, bên bán và bên mua có thể phân tách rủi ro thành nhiều phần và xử lý từng phần. Qua đó, có thể sử dụng đồng thời hợp đồng phái sinh trên thị trường tập trung với các hợp đồng từ thị trường phi tập trung để quản trị các rủi ro về giá.

Các rủi ro về giá mà các đối tượng tham gia thị trường phải đối mặt và các công cụ phái sinh để xử lý các rủi ro đó được trình bày trong Bảng 2.

2.2.1. Các hợp đồng quy về cơ sở (Basis contracts)

Trong trường hợp một trong hai bên, hoặc cả hai bên tham gia hợp đồng đối mặt với sự biến động giá giao ngay của thị trường địa phương (local market) có xu hướng ngược với biến động giá trên thị trường tham chiếu (reference market), các công cụ phái sinh cơ bản sẽ khó có thể giải quyết. Ví dụ, một doanh nghiệp kinh doanh dầu thô tại Trung Đông tham gia hợp đồng hoán đổi với một doanh nghiệp khai thác dầu thô, với giá tham chiếu là giá dầu Brent. Doanh nghiệp kinh doanh dầu thô sẽ giao dịch mua dầu thực trên thị trường Trung Đông với giá spot Dubai, trong khi doanh nghiệp khai thác dầu thô giao dịch bán dầu thực trên thị trường châu Âu với

giá Brent. Trong một số điều kiện nhất định, giá dầu spot Dubai có xu thế ngược với xu thế của giá Brent, khi đó, mục tiêu duy trì mức giá giao dịch ổn định của hợp đồng hoán đổi sẽ không đạt được. Cụ thể, nếu chênh lệch giá Brent và giá spot Dubai giảm thấp hơn thời điểm bắt đầu hợp đồng hoán đổi, doanh nghiệp kinh doanh dầu thô sẽ thua lỗ do khoản thanh toán của doanh nghiệp khai thác cho doanh nghiệp kinh doanh (dựa trên giá Brent) không bù nổi chi phí mua dầu thực tại thị trường Trung Đông (giá spot Dubai). Tình huống ngược lại, doanh nghiệp khai thác dầu thô sẽ gặp bất lợi.

Để phòng ngừa các rủi ro mang tính địa phương, do khác biệt về đặc tính sản phẩm, thậm chí do sự khác biệt về thời gian giữa các hợp đồng và các tình huống cụ thể xảy ra với các bên tham gia hợp đồng, thị trường giao dịch tập trung cung cấp nhiều loại hợp đồng quy về cơ sở khác nhau. Với ví dụ trên, doanh nghiệp kinh doanh dầu thô có thể thanh toán một khoản chi phí cố định cho sàn giao dịch, để đổi lại, sàn giao dịch sẽ trả khoản chênh lệch giữa giá Brent và giá Dubai cho doanh nghiệp kinh doanh dầu thô. Giao dịch này giúp cho doanh nghiệp kinh doanh dầu thô đạt mục tiêu giữ ổn định giá mua dầu khi thực hiện hợp đồng hoán đổi, được gọi là hợp đồng hoán đổi quy về cơ sở (basis swap) và cũng là dạng đơn giản nhất trong các dạng Basis contracts.

2.2.2. Hợp đồng Crack spread

Lợi nhuận của các nhà máy lọc dầu phụ thuộc vào sự chênh lệch giữa giá dầu thô và giá của các sản phẩm lọc dầu. Vì vậy, các doanh nghiệp trong lĩnh vực lọc dầu quan tâm đến sự chênh lệch giữa giá dầu đầu vào và giá sản

* Các công ty trong dấu () là các ví dụ có thể áp dụng cho Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Nguồn: EIA [4]

Đối tượng tham gia thị trường* Rủi ro về giá Các chiến lược quản trị rủi ro và công cụ phái sinh được áp dụng

Các công ty sản xuất/kinh doanh dầu (PVEP, PV OIL)

Giá dầu thô thấp Bán hợp đồng dầu thô tương lai hoặc mua quyền chọn bán

Các nhà máy lọc dầu (BSR, NSRP)

Giá dầu thô cao Giá sản phẩm thấp Tỷ suất lợi nhuận thấp

Mua hợp đồng dầu thô tương lai hoặc mua quyền chọn mua Bán hợp đồng sản phẩm tương lai hoặc thực hiện hợp đồng hoán đổi, mua quyền chọn bán Mua crack spread

Các công ty điều hành kho bãi (PV GAS Trading, PV OIL)

Giá mua vào cao hoặc giá bán thấp

Hợp đồng quyền chọn calendar spread

Các khách hàng lớn: Công ty phân phối (Khí thiên nhiên) Các nhà máy điện khí Công ty hàng không và công ty vận chuyển

Giá không ổn định; giá bán buôn cao hơn giá bán lẻ Tỷ suất lợi nhuận nhỏ Giá dầu cao

Mua hợp đồng tương lai, mua quyền mua hoặc mua basis contracts Mua spark spread Dùng hợp đồng hoán đổi

Bảng 2. Các rủi ro về giá trong ngành dầu khí và chiến lược quản trị rủi ro

PETROVIETNAM

45DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

phẩm đầu ra (khoảng chênh lệch đó gọi là Crack spread) hơn là giá dầu hay giá sản phẩm. Bởi vì các nhà máy lọc dầu có thể đưa ra dự báo tin cậy về các chi phí nhưng rất khó dự báo giá dầu thô và giá sản phẩm, nên khoảng chênh lệch giá đó là một yếu tố rủi ro. Do đó, các nhà máy lọc dầu thường muốn đảm bảo duy trì khoảng chênh lệch đó bằng 1 trong 2 cách: (1) mua dầu thô bằng hợp đồng tương lai và bán hợp đồng sản phẩm lọc dầu tương lai; hoặc (2) mua quyền mua dầu thô và bán quyền bán sản phẩm lọc dầu. Tuy nhiên, cả 2 cách trên đều phức tạp và đều yêu cầu các doanh nghiệp muốn phòng vệ phải huy động vốn để duy trì tài khoản ký quỹ [4].

Năm 1994, sàn giao dịch NYMEX lần đầu cho triển khai hợp đồng Crack spread, là hợp đồng bao gồm các bước mua hoặc bán nhiều hợp đồng tương lai trong một lần giao dịch. Nhờ đó, hợp đồng Crack spread giúp các nhà máy lọc dầu kiểm soát đồng thời giá dầu thô đầu vào và giá sản phẩm dầu đầu ra để duy trì lợi nhuận. Một công ty lọc dầu mua gói hợp đồng Crack spread tương đương với việc kết hợp đồng thời mua 3 hợp đồng dầu thô tương lai (30 nghìn thùng), bán 2 hợp đồng xăng dầu tương lai (20 nghìn thùng) và bán 1 hợp đồng dầu đốt tương lai (10 nghìn thùng) (thời gian thực hiện của hợp đồng bán trễ hơn thời gian thực hiện hợp đồng mua 1 tháng). Tỷ lệ 3-2-1 trên xấp xỉ tỷ lệ thực tế của hoạt động lọc dầu ngọt: 3 thùng dầu thô có thể cho ra 2 thùng xăng dầu (gồm xăng, dầu diesel, xăng máy bay) và 1 thùng dầu đốt (dầu hỏa, dầu nhiên liệu…).

Tuy nhiên, tỷ lệ 3-2-1 dựa trên hoạt động lọc dầu ngọt không phù hợp cho tất cả nhà máy lọc dầu, đặc biệt là các nhà máy sử dụng dầu nặng hoặc dầu chua. Do đó, với hợp đồng Crack spread, thị trường giao dịch phi tập trung có thể làm tốt hơn thị trường tập trung trong việc cung cấp các hợp đồng phù hợp với nhiều nhu cầu khác nhau. Các doanh nghiệp giao dịch trên thị trường phi tập trung có thể tổng hợp nhu cầu của các nhà máy lọc dầu, từ đó đưa ra danh mục đầu tư có tỷ lệ trao đổi phù hợp với mong muốn.

2.2.3. Hợp đồng quyền chọn Crack spread

Một số doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực dầu khí (như kinh doanh xăng dầu, phân phối khí…) không quá lo ngại trước tình hình giá dầu biến động, chỉ cần đảm bảo chênh lệch giữa giá bán ra và giá mua vào cao hơn chi phí vận hành kho là vẫn thu được lợi nhuận. Trong trường hợp này, hợp đồng quyền chọn cho phép bên sở hữu (ví dụ doanh nghiệp phân phối khí) mua hàng với giá giao trong tương lai xác định trước (fixed strike price) và thiết

lập giá trần mong muốn. Hợp đồng quyền chọn bán cho phép doanh nghiệp sở hữu (trường hợp doanh nghiệp sở hữu kho xăng dầu) bán với giá định trước và thiết lập giá sàn đảm bảo.

Bên cạnh các hợp đồng quyền chọn thông thường, thị trường phái sinh các sản phẩm dầu khí còn sử dụng hợp đồng quyền chọn Crack spread. Hợp đồng quyền chọn Crack spread giúp phòng vệ trước sự biến động mức chênh lệch giá đầu vào và đầu ra của nhà máy lọc dầu, thay vì phòng vệ trước biến động giá. Một nhà máy lọc dầu lo khoảng chênh lệch giá có lợi sẽ mất đi thì có thể mua hợp đồng quyền chọn bán Crack spread. Các khách hàng sản phẩm lọc dầu nếu lo chênh lệch giá tăng khi giá dầu thô vẫn ổn định thì có thể mua hợp đồng quyền chọn mua Crack spread. Tuy nhiên, để sử dụng hợp đồng quyền chọn Crack spread, bên sử dụng sẽ phải trả trước một khoản ký quỹ cho mức giá phòng vệ mong muốn. Chi phí mua quyền chọn có thể cao khi điều khoản thuận lợi hơn cho bên mua, thời gian thực hiện càng kéo dài càng tốn kém. Một cách để nhà máy lọc dầu giảm chi phí là đồng thời mua quyền chọn bán và bán quyền chọn mua, khi đó chi phí của quyền chọn mua sẽ được bù đắp bởi khoản lợi nhuận thu được từ việc bán [4].

2.2.4. Hợp đồng quyền chọn Calendar spread

Các kho dự trữ dầu cho phép các nhà sản xuất có thể dự trữ tạm thời dầu thô cho đến khi được chuyển ra thị trường. Chi phí lưu kho là yếu tố rất quan trọng đối với giá bán của dầu đốt và khí tự nhiên. Ví dụ, giá khí tự nhiên trong các tháng mùa đông có thể được định giá từ giá của các “tháng vai” (“shoulder months” - các tháng 5 - 6 và tháng 9 - 10 hàng năm khi nhu cầu khí thấp nhất) cộng với chi phí lưu kho và các khoản phụ phí. Nếu sự chênh lệch giá giữa các tháng mùa đông và các “tháng vai” cao hơn chi phí kho dự trữ, các thương nhân có thể mua và dự trữ khí, đồng thời bán hợp đồng khí tương lai. Những giao dịch như vậy có xu hướng thu hẹp sự chênh lệch giá, thậm chí tạo thêm doanh thu cho các doanh nghiệp sở hữu kho.

Các giao dịch trên chính là cơ sở cho hình thức mua quyền chọn mua trong hợp đồng quyền chọn Calendar spread. Cụ thể, trước thời điểm “tháng vai”, doanh nghiệp sở hữu kho có thể thực hiện đồng thời hợp đồng mua khí tương lai trong tương lai gần và hợp đồng bán khí tương lai trong tương lai xa. Đến thời điểm “tháng vai”, doanh nghiệp sở hữu kho sẽ nhận khí của hợp đồng mua và lưu kho, sau đó chờ đến tháng cao điểm để xuất bán theo cam kết của hợp đồng bán.

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

46 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Sàn giao dịch NYMEX hiện nay cung cấp hợp đồng quyền chọn Calendar spread cho cả dầu thô, dầu đốt và các loại xăng động cơ.

2.2.5. Hợp đồng Spark spread

Hợp đồng Spark spread tương tự hợp đồng quyền chọn Crack spread nhưng áp dụng cho các nhà máy điện khí thay vì cho các nhà máy lọc dầu. Hợp đồng Spark spread giúp các nhà máy điện duy trì được khoảng chênh lệch giữa giá điện bán ra và giá khí đầu vào để sản xuất điện thông qua việc sử dụng đồng thời hợp đồng mua khí thiên nhiên tương lai và hợp đồng bán điện tương lai.

3. Thực trạng áp dụng các công cụ phái sinh tại Việt Nam

Từ những năm 90 của thế kỷ XX, Ngân hàng Nhà nước đã cho phép một số ngân hàng được áp dụng thực hiện công cụ phái sinh. Nhưng đến năm 2010, Việt Nam mới bắt đầu có các sàn giao dịch và mặt hàng được lựa chọn để giao dịch là cà phê, cao su, thép. Hoạt động của các sàn giao dịch và việc thực hiện các công cụ phái sinh tại Việt Nam còn hạn chế do: cơ sở pháp lý chưa đầy đủ; doanh nghiệp thiếu kiến thức, kinh nghiệm về thị trường phái sinh; thị trường tài chính, thị trường hàng hóa chưa đủ hoàn thiện để triển khai thị trường phái sinh toàn diện.

Thị trường chứng khoán phái sinh của Việt Nam đã chính thức hoạt động từ ngày 10/8/2017. Tuy nhiên, hiện tại mới chỉ áp dụng cho hợp đồng tương lai trên chỉ số cổ phiếu VN30, HNX30 và hợp đồng tương lai cho trái phiếu chính phủ kỳ hạn 5 năm. Các sản phẩm hàng hóa, đặc biệt là các sản phẩm dầu khí vẫn chưa được niêm yết trên thị trường chứng khoán phái sinh tại Việt Nam.

Cơ sở pháp lý cho hoạt động phái sinh trong lĩnh vực xăng dầu còn hạn chế. Luật Thương mại ra đời năm 2005, trong Nghị định 158/2006/NĐ-CP ngày 28/12/2006 Quy định chi tiết Luật Thương mại về hoạt động mua bán hàng hóa qua sở giao dịch hàng hóa, Ngân hàng Nhà nước có hướng dẫn cách thực hiện nhiệm vụ thanh toán; Bộ Tài chính có trách nhiệm hướng dẫn thuế, phí, lệ phí đối với hoạt động mua bán hàng hóa trên sàn giao dịch. Nhưng đến nay, Bộ Tài chính vẫn đang dự thảo cách thực hiện mua bán hợp đồng phái sinh. Trong Nghị định 83/2014/NĐ-CP ngày 3/9/2014 của Chính phủ về “Kinh doanh xăng dầu”, các doanh nghiệp kinh doanh xuất nhập khẩu xăng dầu “được áp dụng các công cụ, nghiệp vụ phái sinh phù hợp với thông lệ quốc tế để giao dịch, mua bán xăng dầu” (Khoản 6 Điều 9). Hiện tại, Ngân hàng Nhà nước vẫn chỉ

dừng ở bước dự thảo thông tư quy định cụ thể về hoạt động cung ứng sản phẩm phái sinh.

Trong hệ thống cơ sở pháp lý của Việt Nam dù không có văn bản nào cấm hoạt động phái sinh nhưng chưa có văn bản quy định hoặc hướng dẫn cụ thể nên các doanh nghiệp Việt Nam triển khai còn nhiều vướng mắc. Ví dụ chuyển đổi ngoại tệ liên tục là bắt buộc khi thực hiện các giao dịch, nhưng Việt Nam chưa có thủ tục cụ thể về việc chuyển đổi ngoại tệ. Về cơ chế chuyển tiền ra nước ngoài trong các hoạt động phái sinh, Nhà nước chưa đề cập trong bất kỳ văn bản pháp luật nào. Doanh nghiệp không được hướng dẫn về việc giải quyết các vấn đề tài chính trong các giao dịch phái sinh phải thông qua ngân hàng hay là được sử dụng dịch vụ của các công ty tài chính. Chính sách thực hiện các hợp đồng phái sinh đã được nêu trong một số thông tư nhưng chưa quy định chi tiết các điều khoản thực hiện của các ngân hàng cho các khách hàng. Điều kiện để tham gia các giao dịch phái sinh với các đối tác nước ngoài chưa có quy định cụ thể. Cơ chế hạch toán kế toán các giao dịch phái sinh cũng chưa có các văn bản luật quy định.

3.1. Áp dụng công cụ phái sinh xăng dầu trong lĩnh vực hàng không

Hàng không là lĩnh vực chịu sự ảnh hưởng lớn từ biến động giá xăng dầu vì đây là yếu tố quyết định chi phí/lợi nhuận của doanh nghiệp. Các hãng hàng không trên thế giới thường xuyên sử dụng các công cụ phái sinh để phòng vệ rủi ro về giá khi mua xăng dầu, trong đó có hình thức phổ biến nhất là hợp đồng tương lai. Để hợp đồng tương lai đạt hiệu quả, việc dự báo xu hướng giá phải được thực hiện tốt. Nếu giá xăng dầu thực tế ở thời điểm thực hiện hợp đồng tương lai thấp hơn giá ký kết trong hợp đồng thì bên mua sẽ bị lỗ và ngược lại. Ngoài nghiệp vụ dự báo, việc tính toán tỷ trọng mua theo hợp đồng tương lai trong tổng nhu cầu tiêu thụ của doanh nghiệp và thời gian thực hiện hợp đồng là quyết định đặc biệt quan trọng [7].

Tại Việt Nam, Jetstar Pacific đã lỗ khoảng 31,2 triệu USD trong thời gian cuối năm 2008 và 6 tháng đầu năm 2009 do thực hiện hợp đồng mua xăng dầu trong tương lai với giá cao hơn thực tế do giá dầu trên thị trường giảm sâu [8]. Cụ thể, trong thời điểm diễn ra khủng hoảng kinh tế và dầu mỏ năm 2007 - 2008, giá dầu liên tục tăng từ 70USD/thùng (năm 2007) lên hơn 143USD/thùng (tháng 7/2008). Do vậy, Jetstar Pacific đã quyết định triển khai nghiệp vụ phòng ngừa rủi ro giá xăng dầu và thực hiện 2 giao dịch mua tương lai. Giao dịch thứ nhất ngày 30/5/2008: mua 69.180 thùng với giá 126USD/thùng, thời hạn từ ngày

PETROVIETNAM

47DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1/7/2008 đến hết 30/11/2008. Giao dịch thứ hai ngày 9/7/2008: mua 290.200 thùng với hai mức giá là 136USD/thùng và 137USD/thùng, thời hạn từ ngày 1/8/2008 đến hết ngày 31/5/2009 [7]. Tuy nhiên, từ tháng 8/2008 đến thời điểm tháng 5/2009, giá dầu liên tục lao dốc từ hơn 120USD/thùng xuống khoảng 54USD/thùng, thậm chí có thời điểm giảm sâu xấp xỉ 33USD/thùng. Vì vậy, cả 2 giao dịch của Jetstar Pacific đã dẫn đến thua lỗ khoảng 31,2 triệu USD. Khoản thua lỗ lớn của Jetstar Pacific năm 2008 - 2009 là bài học lớn cho các doanh nghiệp trong việc phòng ngừa rủi ro giá xăng dầu.

Từ kinh nghiệm thất bại của Jetstar Pacific trong việc thực hiện nghiệp vụ phòng chống rủi ro giá xăng dầu, có thể thấy nghiệp vụ dự báo giá dầu của Việt Nam còn yếu, dẫn đến việc quyết định mua lượng dầu lớn ở mức giá cao hơn rất nhiều so với giá thực tế của thị trường ở thời điểm thực hiện hợp đồng. Ngoài ra, kỹ năng quản lý, kiểm soát giao dịch của lãnh đạo doanh nghiệp cũng như năng lực của chuyên gia tham mưu còn hạn chế1. Vì thế, việc áp dụng các công cụ phái sinh vào việc phòng ngừa rủi ro giá xăng dầu đòi hỏi những chuyên gia có nghiệp vụ cao, kinh nghiệm triển khai, dự báo sát thực tế cũng như kiểm soát tốt tình hình để có thể đưa ra quyết định đúng đắn, hợp lý và đem lại hiệu quả kinh tế.

3.2. Các giải pháp để phát triển công cụ phái sinh tại Việt Nam

3.2.1. Đối với Chính phủ

Ngành dầu khí có vai trò quan trọng trong nền kinh tế và đối mặt với nhiều rủi ro liên quan đến biến động chính trị, thị trường, chính sách xuất nhập khẩu, trữ lượng, tỷ giá hối đoái… Do vậy, chính sách quản lý của Nhà nước cần được xây dựng đầy đủ tạo hành lang pháp lý cho các doanh nghiệp dầu khí có thể hoạt động và điều hành khai thác, sản xuất, kinh doanh hiệu quả theo định hướng của Chính phủ. Tương tự, các doanh nghiệp mà chi phí sản xuất phụ thuộc vào nguồn cung cấp và giá xăng dầu thì việc quản trị rủi ro và áp dụng các công cụ phái sinh cũng rất quan trọng.

Về quản lý Nhà nước, nhóm tác giả đề xuất một số giải pháp để phát triển công cụ phái sinh. Thứ nhất, Chính phủ cần xây dựng và hoàn thiện hành lang pháp lý đầy đủ và chi tiết hướng dẫn thực hiện trong lĩnh vực quản trị rủi

ro và phòng vệ rủi ro hàng hóa, phù hợp với các thông lệ quốc tế, khuyến khích doanh nghiệp trong nước… Thứ hai, cơ quan quản lý, điều hành cần thiết lập và có đủ năng lực trong việc hướng dẫn và hỗ trợ các doanh nghiệp triển khai các nghiệp vụ phòng ngừa rủi ro, đặc biệt là nghiệp vụ phái sinh. Thứ ba, chính sách đào tạo nhân lực cho việc quản trị rủi ro và các công cụ phái sinh áp dụng cho các ngành tài chính, dầu khí, quản lý doanh nghiệp… cần được đẩy mạnh và nâng cao chất lượng, cập nhật với tiêu chuẩn quốc tế.

3.2.2. Đối với lĩnh vực dầu khí

Việc áp dụng công cụ phái sinh là xu thế tất yếu của thế giới. Tuy nhiên, do sự hạn chế về hành lang pháp lý và các nguyên nhân chủ quan (như doanh nghiệp thiếu kiến thức, kinh nghiệm về công cụ phái sinh…), việc áp dụng các công cụ phái sinh đối với các đơn vị sản xuất kinh do-anh trong lĩnh vực dầu khí vẫn chưa được thực hiện hiệu quả. Các rủi ro và các công cụ phái sinh tương ứng đối với các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được mô tả trong Bảng 2.

Dựa trên các thông tin thu thập được thông qua hình thức phỏng vấn, phân tích tài liệu, nhóm tác giả đề xuất một số điểm cần lưu ý khi triển khai ứng dụng các công cụ phái sinh cho các doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực dầu khí.

- Về mô hình tổ chức hoạt động

Các doanh nghiệp dầu khí trên thế giới chủ yếu hoạt động theo mô hình công ty mẹ và các công ty con được chuyên môn hóa từng khâu trong chuỗi cung ứng. Trong đó, có một công ty con phụ trách các nghiệp vụ thương mại gồm: bán dầu thô từ nơi khai thác, mua dầu thô cho nhà máy lọc dầu, kinh doanh sản phẩm của các nhà máy lọc dầu. Đơn vị này hoạt động trên thị trường dầu thực (mua bán dầu thô cho các đối tác và có phát sinh giao dịch dầu thực) và dầu giấy (để phòng vệ rủi ro cho thị trường dầu thực, giúp doanh nghiệp tăng uy tín, tăng cơ hội kinh doanh trên thị trường). Mô hình này đang được áp dụng tại Bayernoil, ENI… và việc chuyên môn hóa nghiệp vụ kinh doanh cũng như nghiệp vụ phái sinh giúp cho các đơn vị sản xuất khác (nhà máy lọc dầu, doanh nghiệp khai thác dầu thô…) chuyên tâm tối ưu hóa sản xuất mà không phải phân tán nguồn lực để kinh doanh.

1Vào thời điểm thực hiện nghiệp vụ phòng ngừa rủi ro giá xăng dầu nói trên, Hội đồng Quản trị (HĐQT) của Jetstar Pacific không có kinh nghiệm. Việc triển khai được tham mưu bởi ban điều hành do Tổng giám đốc (người Việt) đứng đầu và được giao cho 2 Phó Tổng giám đốc (người Australia). Giao dịch thứ hai của Jetstar Pacific có số lượng lớn và thời gian hiệu lực của hợp đồng kéo dài suốt 10 tháng, tuy nhiên việc thực hiện đã không tuân thủ nguyên tắc thực hiện/báo cáo với HĐQT. Do đó, HĐQT của Jetstar Pacific đã không thể kiểm soát được tình hình khi giá dầu diễn biến bất lợi.

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

48 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Nếu so sánh với mô hình trên, mô hình của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có những điểm tương đồng: PV OIL là đơn vị vừa phụ trách kinh doanh dầu thô, vừa phân phối xăng dầu; PV GAS phụ trách lĩnh vực kinh doanh khí… Tuy nhiên, các nhà máy lọc dầu có vốn góp của PVN (BSR, NSRP) vẫn đang phải tự lo khâu kinh doanh, PV OIL chỉ tham gia phân phối xăng dầu cho 2 nhà máy lọc dầu này chứ không phải là đơn vị phụ trách duy nhất. Khi nguồn lực bị phân tán và hoạt động chồng chéo, việc áp dụng công cụ phái sinh và việc tối ưu hóa toàn chuỗi cung ứng sẽ khó đạt được hiệu quả tối ưu.

- Nâng cao nhận thức và liên tục cập nhật về công cụ phái sinh

Bảng 2 thống kê các rủi ro dễ thấy nhất và các công cụ phái sinh được đúc kết từ kinh nghiệm thế giới. Nguyên lý của các công cụ phái sinh là có thể học hỏi qua nghiên cứu, tuy nhiên thực tế diễn biến trên thị trường phái sinh sinh động, đa dạng và khó lường. Ngoài việc áp dụng 4 công cụ phái sinh cơ bản (hợp đồng kỳ hạn, hợp đồng tương lai, hợp đồng quyền chọn, hợp đồng hoán đổi), thị trường phái sinh năng lượng/dầu khí đã phát sinh nhiều loại công cụ phái sinh đặc thù (hợp đồng Crack spread, hợp đồng quyền chọn Crack spread, hợp đồng quyền chọn Calendar spread, Basis contracts…) để phù hợp với sự thay đổi của thị trường hoặc các tình huống mang tính đặc trưng, cá thể. Có thể kỳ vọng rằng, với diễn biến khó lường của thị trường dầu khí thế giới trong giai đoạn hiện tại, thị trường phái sinh sẽ còn tiếp tục phát triển và thay đổi. Do đó, dù ngành dầu khí của Việt Nam chưa áp dụng được công cụ phái sinh ở thời điểm hiện tại, yêu cầu về nâng cao nhận thức và cập nhật các nghiệp vụ phái sinh đối với các do-anh nghiệp là rất cấp thiết. Các bộ phận chuyên trách cần nâng cao nghiệp vụ dự báo biến động và tính toán các phương án áp dụng công cụ phái sinh có thể áp dụng để giảm thiểu tối đa rủi ro và chi phí cho doanh nghiệp, đảm bảo mục tiêu về thị trường và lợi nhuận.

Cần lưu ý rằng các hợp đồng phái sinh là công cụ hữu hiệu để giảm thiểu rủi ro về giá, tuy nhiên các hợp đồng phái sinh cũng tiềm ẩn rủi ro. Thất bại của United Airlines của Mỹ năm 2015, Jetstar tại Việt Nam năm 2009 là minh chứng điển hình. Thậm chí, có doanh nghiệp chỉ vì sử dụng công cụ phái sinh mà phải phá sản như Orange County ở California năm 1993 [4].

Đặc biệt, các doanh nghiệp sử dụng hợp đồng phái sinh cần lưu ý, ranh giới giữa việc dùng nghiệp vụ phái sinh để phòng chống rủi ro và sử dụng phái sinh như một phương tiện để đầu cơ rất mong manh. Như Barings Fu-

ture Singapore (BFS) năm 1995 thực hiện đồng thời việc bán quyền bán và bán quyền mua cổ phiếu Nikkei 225 với cùng một giá thực hiện và cùng một thời điểm đáo hạn. Đây được gọi là chiến lược “straddle”, vốn chưa được cho phép sử dụng tại thời điểm đó. Chiến lược này sẽ giúp BFS thu lợi nếu giá cổ phiếu Nikkei 225 giữ ở mức xấp xỉ mức giá thực hiện của 2 hợp đồng quyền chọn trên. Tuy nhiên, thực tế giá cổ phiếu ra sụt giảm đáng kể khiến cho BFS bị thua lỗ 1,5 tỷ USD và bị Tòa án tối cao Vương quốc Anh kết tội vì sử dụng nghiệp vụ chưa được cho phép. Với hệ thống pháp lý dành cho thị trường phái sinh ở Việt Nam chưa được hoàn thiện, việc áp dụng các công cụ phái sinh chưa được cho phép trong các văn bản luật có thể dẫn đến rủi ro pháp lý.

4. Kết luận

Các hợp đồng phái sinh được đánh giá là công cụ đặc biệt hiệu quả trong việc đề phòng và giảm thiểu các rủi ro do biến động giá trên thị trường. Để áp dụng các công cụ phái sinh tại Việt Nam, ngoài việc Nhà nước chuẩn bị đầy đủ hành lang pháp lý, hướng dẫn thực hiện, các doanh nghiệp nói chung và doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực dầu khí nói riêng khi tham gia thị trường cần chuẩn bị đầy đủ các nguồn lực.

- Vốn kinh doanh: Các doanh nghiệp cần đảm bảo có vốn kinh doanh ổn định, do việc giao dịch trên thị trường phái sinh thường có giá trị lớn, thời gian dài và nhiều hợp đồng phái sinh yêu cầu ký quỹ. Do vậy, để đảm bảo năng lực trên thị trường, các doanh nghiệp cũng cần đảm bảo năng lực tài chính phù hợp.

- Nhân lực: Do giao dịch có thể tiến hành với các đối tác trong nước và quốc tế nên cần nhân lực có nghiệp vụ cao, giàu kinh nghiệm, được đào tạo chuyên nghiệp theo chuẩn quốc tế, có thể ứng phó với sự thay đổi của thị trường, biến động giá… để áp dụng các công cụ phái sinh đúng thời điểm và hiệu quả.

- Kỹ năng quản lý: Ngoài các công cụ quản lý của Nhà nước, cấp quản lý của các doanh nghiệp cần nâng cao nghiệp vụ quản lý, kiểm soát, tránh sai sót hoặc thiếu quản lý trong các thương vụ giao dịch lớn, hoặc trong thời điểm khó khăn với nhiều biến động.

- Nghiệp vụ phân tích và dự báo: Các thất bại của việc áp dụng nghiệp vụ phái sinh chủ yếu liên quan đến việc dự báo không chính xác giá tương lai. Do đó, các doanh nghiệp cần nâng cao năng lực phân tích và dự báo, vốn là điểm còn hạn chế đối với các doanh nghiệp Việt Nam.

PETROVIETNAM

49DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Tài liệu tham khảo

1. Michael Durbin. All about derivatives second edition. McGraw Hill Professional. 2010.

2. Jeff Bailey. Southwest Airlines gains advantage by hedging on long-term oil contracts. The New York Times. www.nytimes.com. 2007.

3. Jeffrey Dastin. United Airlines closes out fuel hedges, sees hedge losses near $1 bln. www.reuters.com. 2015.

4. EIA. Derivatives and risk management in the petroleum, natural gas, and electricity industries. www.hks.harvard.edu. 2002.

5. David Haushalter. Why hedge? Some evidence from oil and gas producers. Journal of Applied Corporate Finance. 2001; 13(4): p. 87 - 92.

6. David Haushalter. Financing policy, basis risk, and corporate hedging: Evidence from oil and gas producers. The Journal of Finance. 2000; 55(1): p. 107 - 152.

7. Peter Morrell, William Swan. Airline jet fuel hedging: Theory and practice. Transport Reviews. 2006; 26(6): p. 713 - 730.

8. Hà Nhân. Jetstar Pacific lỗ 31,2 triệu USD như thế nào? www.tienphong.vn. 2010.

Summary

Derivative tools help oil and gas companies in the world reduce the risks against changes in prices of crude oil, gas and related products. This paper introduces the derivative tools which are currently used in the oil and gas sector, analyses challenges and applicable chances for Petrovietnam‘s subsidiaries. Based on the analysis, the authors also recommend some specific implications for Petrovietnam to response when the derivative market for oil and gas sector is opened in Vietnam.

Key words: Hedging, derivative tools, risk management, oil and gas.

DERIVATIVE TOOLS AND POSSIBLE APPLICATION TO VIETNAMESE COMPANIES OPERATING IN THE OIL AND GAS SECTOR

Nguyen Thanh Luan1, Phan Thi Thu Lan2, Nguyen Thi Hau1

1Vietnam Petroleum Institute2International University of JapanEmail: luannt@vpi.pvn.vn

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

50 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

1. Giới thiệu

Khi xảy ra sự cố tràn dầu, việc xác định nguồn gốc dầu tràn là yêu cầu cấp bách liên quan tới công tác giải quyết đền bù thiệt hại cũng như các kỹ thuật phục hồi môi trường. Công tác này đòi hỏi phải thu thập thông tin nhanh và có độ tin cậy cao. Nếu thực hiện chậm, dầu tràn sẽ bị phong hóa và trộn lẫn với các chất hữu cơ trong tự nhiên hoặc với các loại dầu khác tạo ra sự biến đổi lớn về thành phần so với nguồn dầu tràn ban đầu. Điều này làm tăng thời gian, chi phí để xác định nguồn gốc dầu ô nhiễm, ảnh hưởng đến công tác khắc phục sự cố tràn dầu và giải quyết đền bù thiệt hại do sự cố gây ra.

Nhóm tác giả CPSE/VPI đã nghiên cứu xây dựng thư viện cơ sở dữ liệu các chỉ số nhận dạng dầu cho các mẫu dầu thô từ các mỏ dầu tại Việt Nam và một số loại dầu thô nhập khẩu nhằm phục vụ cho việc xác định nguồn gốc dầu ô nhiễm. Đến nay, khoảng 27 loại dầu thô (22 loại dầu thô Việt Nam và 5 loại dầu thô nhập khẩu) đã được thu thập, phân tích, bổ sung vào cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu. Khi có sự cố tràn dầu xảy ra, chỉ cần thu thập mẫu dầu tràn, tiến hành phân tích các chỉ số nhận dạng của mẫu dầu tràn và so sánh với dữ liệu trong thư viện để tìm ra nguồn gốc dầu.

Cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu được xây dựng dựa trên kết quả phân tích các chỉ số nhận dạng của

Nguyễn Như Trường, Phạm Thị Trang Vân, Nguyễn Văn Mai Phan Như Đính, Nguyễn Phú Hiếu Nghĩa, Đặng Văn HữuViện Dầu khí Việt NamEmail: truongnn.cpse@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Việc nhận dạng nguồn gốc dầu được thực hiện theo phương pháp so sánh kết quả phân tích dầu ô nhiễm và dầu đối chứng dựa trên các đặc trưng phân bố n-alkane, hydrocarbon thơm đa vòng, các hợp chất biomarker và các chỉ số nhận dạng được tính toán từ đặc trưng phân bố này.

Cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu do Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí (CPSE) thuộc Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) xây dựng cho các loại dầu thô khai thác từ các mỏ của Việt Nam và một số loại dầu thô nhập khẩu. Bộ cơ sở dữ liệu nhận dạng của từng loại dầu gồm: phổ sắc đồ, 25 chỉ số nhận dạng chính theo tiêu chuẩn CEN/TR 15522-2:2012 [1] và 4 chỉ số tham khảo đối với các loại dầu thô Đông Nam Á.

Thư viện cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu là tài liệu tham khảo có giá trị giúp nhanh chóng phát hiện nguồn gốc dầu gây ô nhiễm, giảm số lượng mẫu phân tích, tiết kiệm thời gian và chi phí. Đây cũng là cơ sở khoa học quan trọng trong quá trình điều tra, lập chứng cứ để xử phạt, đề nghị bồi thường thiệt hại trong các sự cố tràn dầu.

Từ khóa: Cơ sở dữ liệu, chỉ số nhận dạng, dầu thô, dầu ô nhiễm, Việt Nam.

các mẫu dầu thô. Nhóm tác giả kết hợp 2 phương pháp phân tích nhận dạng nguồn gốc dầu là: Phương pháp sắc ký khí sử dụng đầu dò ion hóa ngọn lửa (GC/FID) và phương pháp sắc ký khí ghép khối phổ (GC/MS), dựa trên tài liệu tham khảo tiêu chuẩn nhận dạng dầu tràn, dầu loang và các sản phẩm dầu [1].

Các chỉ số nhận dạng được xác định dựa trên các đặc trưng phân bố n-alkane, hydrocarbon thơm đa vòng, các hợp chất biomarker.

2. Phân tích, xác định các chỉ số nhận dạng nguồn gốc dầu

2.1. Phân tích

Tùy theo thành phần hydrocarbon của mẫu cần phân tích mà sử dụng các phương pháp xử lý mẫu khác nhau. Các phương pháp tách và làm sạch mẫu cần phân tích dựa trên: độ phân cực, kích thước phân tử và tách hóa học.

Các mẫu dầu thô ban đầu được hóa lỏng để đồng nhất mẫu, sau đó sử dụng dung môi để hòa tan mẫu và làm sạch trên cột silicagel. Mẫu sau khi làm sạch dùng để phân tích dải phân bố n-alkanes trên thiết bị GC/FID và tiếp tục tách chiết với dung môi hữu cơ trên cột alumini-um để phân tích xác định thành phần hydrocarbon thơm (PAH) và các hợp chất đánh dấu sinh học (biomarker) trên thiết bị GC/MS (sim).

Ngày nhận bài: 10/11/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 13/11/2017 - 5/3/2018. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2018.

XÂY DỰNG CƠ SỞ DỮ LIỆU GIÚP NHẬN DẠNG NGUỒN GỐC DẦU TRONG CÁC SỰ CỐ Ô NHIỄM DẦU Ở VIỆT NAM

PETROVIETNAM

51DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

2.2. Xác định các chỉ số nhận dạng

Các chỉ số nhận dạng dầu trong tiêu chuẩn [1] là các chỉ số liên quan đến tỷ lệ hàm lượng của những hợp chất đơn lẻ và/hoặc các nhóm hợp chất được mô tả để sử dụng so sánh các mẫu dầu với nhau. Việc lựa chọn chỉ số nhận dạng chuẩn cho một mẫu dầu đặc trưng dựa trên tiêu chuẩn đối với các hợp chất làm chỉ số nhận dạng như sau:

- Thường xuất hiện với nồng độ cao trong loại dầu liên quan;

- Có khả năng tách thành những pick đơn tốt hoặc có khả năng cùng tách đồng thời;

- Dựa trên các điểm sôi có thể so sánh được trong cùng một sắc ký đồ;

- Có khả năng chống chịu phong hóa hoặc có những đặc điểm phong hóa đã được biết đến.

Các chỉ số nhận dạng được tính dựa trên tỷ số diện tích pick của các cấu tử hydrocarbon trong mẫu dầu [1]. Chỉ số nhận dạng giữa 2 pick riêng A và B dựa trên công thức:

Trong đó:

DR: Chỉ số nhận dạng;

A, B: Diện tích của pick A, B.

Bảng 1 thể hiện 25 chỉ số nhận dạng đặc trưng theo tiêu chuẩn [1] và 4 chỉ số nhận dạng của nhóm Bicadinane là chỉ số đặc trưng thường được tìm thấy trong các loại dầu thô Đông Nam Á [2].

DR =�

B B ℎoặc 100 ×

�

(theo %) (1)

Chỉ số nhận dạng Định nghĩa GC/FID

DR-GC-C17/Pr C17/Pristane DR-GC-C18/Ph C18/Phytane DR-GC-Pr/Ph Pristane/Phytane

GC/MS m/z 192 DR-2-MP/1-MP 2-methylphenanthrene(192)/1-methylphenanthrene(192) m/z 198 DR-4-MDBT/1-MDBT 4-methyldibezothiophene(198)/1-methyldibenzothiophene(198)

m/z 216

DR-2MFL/4-MPy 2-methyl�uoranthene(216)/4-methylpyrene(216) DR-B(a)F/4-Mpy Benzo(a)�uorene(216)/4-methylpyrene(216) DR-B(b+c)F/4-Mpy Benzo(b+c)�uorene(216)/4-methylpyrene(216) DR-2MPy/4-Mpy 2-methylpyrene(216)/4-methylpyrene(216) DR-1MPy/4-Mpy 1-methylpyrene(216)/4-methylpyrene(216)

m/z 234 DR-Retene/T-M-phe Retene(234)/Tetra-methyl-phenantrene(234) DR-BNT/T-M-phe Benzo[b]nathto(1,2-d)thiophene(234)/Tetra-methyl-phenantrene(234)

m/z 191

DR-27Ts/30ab 18α(H)-22,29,30-trisnorhopane/17α(H),21β(H)-hopane DR-27Tm/30ab 17α(H)-22,29,30-trisnorhopane/17α(H),21β(H)-hopane DR-28ab/30ab 17α(H),21β(H)-28,30-bisnorhopane/17α(H),21β(H)-hopane DR-29ab/30ab 17α(H)-21β(H)-30-norhopane/17α(H),21β(H)-hopane DR-30O/30ab 18α(H)-oleanane/17α(H),21β(H)-hopane DR-31abS/30ab 17α(H),21β(H),22-homohopane/17α(H),21β(H)-hopane DR-30G/30ab Gammacerane/17α(H),21β(H)-hopane

m/z 217 DR-27dbR/27dbS 13β(H),17α(H),20R-cholestane (diasterene)/13β(H),17α(H),20S-cholestane (diasterane)

m/z 218 DR-27bb/29bb 5α(H),14β(H),17β(H),20S-cholestane+5α(H),14β(H),17β(H),20R-cholestane/24-methyl-5α(H),14β(H),17β(H),20S-cholestane+24-methyl-5α(H),14β(H),17β(H),20R-cholestane

m/z 231

DR-SC26/RC26+SC27 C26,20S-triaromatic sterane/C26,20R-+C27,20S-triaromatic steranes DR-SC28/RC26+SC27 C28,20S-triaromatic sterane/C26,20R-+C27,20S-triaromatic steranes DR-RC27/RC26+SC27 C27,20R-triaromatic sterane/C26,20R-+C27,20S-triaromatic steranes DR-RC28/RC26+SC37 C28,20R-triaromatic sterane/C26,20R-+C27,20S-triaromatic steranes

m/z 369

DR-W/X Trans-trans-trans-Bicadinane/C29 Pentacyclic triterpane DR-T/X Cis-cis-cis-Bicadinane/C29 Pentacyclic triterpane DR-C30/X C30 hopane/C29 Pentacyclic triterpane DR-C30/T C30 hopane/Cis-cis-cis-Bicadinane

Bảng 1. Các chỉ số nhận dạng nguôn gốc dầu cho các loại dầu thô ở Việt Nam

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

52 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

3. Dữ liệu nhận dạng một số loại dầu thô

Nguyên tắc trình bày dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu gồm phổ sắc ký khí và 3 chỉ số nhận dạng trên GC/FID, phổ sắc đồ các ion và 26 chỉ số nhận dạng trên GC/MS của 27 loại dầu thô nghiên cứu. Hình 1, 2 và Bảng 2, 3 cho thấy cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu mỏ Phương Đông, 26 loại dầu còn lại được cấu trúc tương tự. Về cơ bản các chỉ số nhận dạng sẽ được trình bày đầy đủ 29 chỉ số, tuy nhiên theo nguyên tắc xử lý loại bỏ/chấp nhận trong việc so sánh các mẫu có độ lặp cho phép từ tiêu chuẩn [1], một số chỉ số nhận dạng là tỷ lệ của các

pick nhỏ, có giá trị độ lệch lớn hơn 14% sẽ được ghi nhận ở mức tham khảo hoặc dùng để so sánh trực quan.

- Nhận dạng sơ bộ trên GC/FID

Hình 1. Phổ sắc ký mẫu dầu thô Phương Đông 1

TT Chỉ số nhận dạng Phương Đông 1 Phương Đông 2 Phương Đông 3 1 n-C17/Pristane 2,25 2,20 2,24 2 n-C18/Phytane 4,31 4,31 4,18 3 Pristane/Phytane 2,35 2,19 2,15

Bảng 2. Các chỉ số nhận dạng nguôn gốc dầu mỏ Phương Đông phân tích trên GC/FID

- Nhận dạng trên GC/MS

Phổ sắc đô ion 192, 198 mẫu dầu thô Phương Đông 1

Phổ sắc đô ion 216, 234 mẫu dầu thô Phương Đông 1

PETROVIETNAM

53DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Phổ sắc đô ion 191, 217 - 218 mẫu dầu thô Phương Đông 1

Phổ sắc đô ion 231, 369 mẫu dầu thô Phương Đông 1

STT Chỉ số nhận dạng Phương Đông 1 Phương Đông 2 Phương Đông 3 1 DR-2-MP/1-MP 1,61 1,67 1,63 2 DR-4-MDBT/1-MDBT 7,44 7,59 7,42 3 DR-2MFL/4-MPy 0,09 0,09 0,09 4 DR-B(a)F/4-MPy 0,67 0,66 0,67 5 DR-B(b+c)F/4-MPy 0,32 0,34 0,33 6 DR-2MPy/4-MPy 0,49 0,52 0,50 7 DR-1MPy/4-MPy 0,48 0,49 0,49 8 DR-Retene/T-M-phe 0,35 0,35 0,35 9 DR-BNT/T-M-phe 0,32 0,33 0,32

10 DR-27Ts/30ab 0,26 0,27 0,25 11 DR-27Tm/30ab 0,19 0,20 0,19 12 DR-28ab/30ab 0,08 0,09 0,08 13 DR-29ab/30ab 0,61 0,61 0,59 14 DR-30O/30ab 0,09 0,09 0,09 15 DR-31abS/30ab 0,24 0,25 0,24 16 DR-30G/30ab 0,08 0,09 0,10 17 DR-27dbR/27dbS 0,64 0,61 0,63 18 DR-27bb/29bb 0,84 0,79 0,85 19 DR-SC26/RC26+SC27 0,67 0,70 0,67 20 DR-SC28/RC26+SC27 2,08 2,26 2,16 21 DR-RC27/RC26+SC27 0,48 0,50 0,50 22 DR-RC28/RC26+SC27 1,72 1,71 1,73 23 DR-W/T 4,72 4,73 4,54 24 DR-T/X 0,09 0,08 0,09 25 DR-C30H/X 0,42 0,38 0,41 26 DR-C30H/T 4,84 4,75 4,71

Hình 2. Phổ sắc đô ion hydrocarbon thơm (PAH) và biomarker của mẫu dầu thô Phương Đông 1

Bảng 3. Các chỉ số nhận dạng nguôn gốc dầu mỏ Phương Đông phân tích trên GC/MS

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

54 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Nhận xét chung về cơ sở dữ liệu:

Kết quả phân tích lặp các chỉ số nhận dạng trên cùng một mẫu có độ lệch chuẩn tương đối nhỏ hơn 5%. Điều này khẳng định hệ thống phân tích đáng tin cậy.

Kết quả sắc đồ và chỉ số nhận dạng của 3 mẫu dầu lấy khác thời điểm của cùng một loại dầu thô nghiên cứu khá tương đồng. Độ lặp lại (r95%) của các chỉ số nhận dạng các mẫu đều nằm trong giới hạn cho phép là 14% [3].

4. Quy trình nhận dạng dầu ô nhiễm dựa trên cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu

Quá trình nhận dạng dầu tràn là việc phân tích, so sánh thành phần hóa học trong dầu tràn và mẫu dầu đối chứng. Các bước tiến hành phân tích và xử lý dữ liệu thực nghiệm để nhận dạng nguồn gốc dầu bao gồm các bước theo lưu đồ tại Hình 3.

- Kiểm tra hình ảnh (Ví dụ: Chồng phổ)

Không hoặc chưa chắc chắn Bước 2:

Sắc ký khối phổ

GC/MS (sim)

Khác biệt rõ ràng?

Tính toán Pick - Các chỉ số đặc trưng - Biểu đồ phong hóa MS-PW

Khác biệt đáng kể ?

Có

Có

Không hoặc đáng nghi

Kết luận Cùng đánh giá kết quả từ bước 1 và bước 2

Lặp lại toàn bộ sự phân tích, nếu không đáng tin cậy

Có thể giống Không thể kết luận Không giống Giống

Bước 1:

Sắc ký khí GC/FID

Có

Có

- Kiểm tra hình ảnh - Chồng phổ

Khác biệt rõ ràng?

Tính toán Pick - Các chỉ số Isoprenoid; Biểu đồ phong hóa GC-PW

(tùy chọn, loại bỏ cho các sản phẩm nhẹ với mức

độ cao alkanes, như dầu nhẹ)

Không hoặc chưa chắc chắn

Khác biệt đáng kể ?

Không hoặc đáng nghi

1.1

1.2

2.1

2.2

Hình 3. Lưu đô phân tích nhận dạng dầu tràn

PETROVIETNAM

55DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Để minh họa cách nhận dạng đơn giản, nhóm tác giả so sánh dầu thô mỏ Tê Giác Trắng phong hóa 72 giờ (TGT-PH) với dầu Tê Giác Trắng-1 (TGT-1) theo các bước sau:

- Bước 1: Sử dụng phương pháp chồng phổ và lập biểu đồ đường cong bay hơi/phong hóa để xác định mức độ phong hóa. Hình 4 cho thấy sắc đồ mẫu TGT-PH trùng với sắc đồ mẫu TGT-1, một số cấu tử trước C15 đã bị phong hóa nhẹ đến hoàn toàn. Biểu đồ chuẩn hóa theo hopane cho thấy các hợp chất PAH và biomarker chuẩn dao động trong khoảng cho phép 85 - 118% [4].

- Bước 2: So sánh các chỉ số nhận dạng đặc trưng tiêu chuẩn như Hình 5, cho thấy toàn bộ các chỉ số nhận dạng tiêu chuẩn của mẫu TGT-

0 0 0

44

84 87 8793 98 97

102101

104106

112108 107109 110

0

20

40

60

80

100

120

140

C8 C9 C10

C11

C12

C13

C14

C15

C16

C17

Pris

ta…

C18

Phyt

a…C1

9C2

0C2

1C2

2C2

3C2

4C2

5C2

6C2

7C2

8C2

9C3

0C3

1C3

2C3

3C3

4C3

5C3

6

%

Alkanes

Đường cong bay hơi mẫu dầu thô TGT -1 -TGT-PH

Chồng phổ mẫu TGT-1 (màu xanh) – TGT-PH (màu đỏ)

Hình 4. Biểu đô đường cong bay hơi/phong hóa giữa mẫu TGT-1 và TGT-PH

1 với mẫu TGT-PH đều <14%, như vậy có thể kết luận mẫu TGT-PH chính là dầu mỏ Tê Giác Trắng.

- Bước 3: Kết luận quá trình điều tra nhận dạng dầu tràn/dầu ô nhiễm.

Từ kết quả phân tích chồng phổ, lập biểu đồ đường cong bay hơi/phong hóa ở Bước 1 và biểu đồ so sánh các chỉ số nhận dạng tiêu chuẩn ở Bước 2, nhóm tác giả khẳng định 2 loại dầu TGT-PH và TGT-1 giống nhau (có cùng nguồn gốc).

5. Kết luận

Cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu ở Việt Nam đã được xây dựng với dữ liệu của 27 loại dầu thô như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Ruby, Đại Hùng, Phương Đông, Sư Tử Nâu - Bắc, Sư Tử Nâu - Nam, Sư Tử Trắng, Cá Ngừ Vàng, Tê Giác Trắng, Thăng Long, Đông Đô, Hải Sư Trắng, Hải Sư Đen, Nam Rồng - Đồi Mồi, Gấu Trắng, Thỏ Trắng, Chim Sáo, Sông Đốc và 5 loại dầu thô nhập ngoại (Azeri-light, Cham-pion, Nkossa, ESPO, Murban).

Xây dựng được thư viện cơ sở dữ liệu nhận dạng của từng loại dầu gồm phổ sắc đồ, 25 chỉ số nhận dạng chính theo tiêu chuẩn [1] và 4 chỉ số tham khảo đối với các loại dầu thô Đông Nam Á.

Hình 5. Biểu đô so sánh các chỉ số nhận dạng giữa dầu TGT-1 và TGT-PH

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

56 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Với cơ sở dữ liệu lớn được thực hiện theo tiêu chuẩn quốc tế và có độ tin cậy cao, cơ sở dữ liệu nhận dạng nguồn gốc dầu do CPSE/VPI xây dựng là tài liệu tham khảo có giá trị trong quá trình xác định nguồn gốc dầu gây ô nhiễm trong các sự cố tràn dầu hoặc sự cố gây ô nhiễm khác; giúp nhanh chóng khoanh vùng loại dầu nghi ngờ gây ô nhiễm, giúp giảm số lượng mẫu phân tích, tiết kiệm thời gian và chi phí. Đây cũng là cơ sở khoa học quan trọng trong quá trình điều tra, lập chứng cứ để xử phạt, đề nghị bồi thường thiệt hại trong các sự cố tràn dầu.

Tài liệu tham khảo

1. BSI Standards Publication. Oil spill identification - Waterborne petroleum and petroleum products - Part 2: Analytical methodology and interpretation of results based on GC/FID and GC/MS low resolution analyses. CEN/TR 15522-2:2012. 2012.

2. Kenneth E.Peters, J.Michael Moldowan. The biomarker guide: Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. Prentice Hall. 1992.

3. International Organization for Standardization. Accuracy (trueness and precision) of measurement methods and results. Part 2: Determination of repeatability and reproducibility method. ISO 5725-2. 1994.

4. Nordtest. Oil spill identification (edition 2). 1991.

5. P.Kienhuis, G.Dahlmann. Fourth intercalibration round in the framework of Bonn-OSINET. RR2009 - The comparison of 6 bilge samples. www.bonnagreement.org. 2009.

6. International Organization for Standardization. Accuracy (trueness and precision) of measurement method and results. Part 6: Use in practice of accuracy values. ISO 5725-6. 1994.

7. ASTM International. Standard test methods for comparison of waterborne petroleum oil by gas chromatography. ASTM D3328-06. 2013.

8. ASTM International. Standard practice for oil spill source identification by gas chromatography and positive ion electron impact low resolution mass spectrometry. ASTM D 5739-06. 2013.

9. Viện Dầu khí Việt Nam. Xây dựng hệ thống các chỉ số, hoàn thiện quy trình phân tích và phương pháp đánh giá nhận dạng nguồn gốc dầu; Xác định chỉ số nhận dạng cho một số đối tượng dầu thô Việt Nam. 2009.

Summary

Oil source identification was performed according to the method of comparing analysis results of spilled oils and suspected sources. The analysis results are based on the distribution characteristics of n-alkane, polycyclic aromatic hydrocarbons and biomarker compounds, then diagnostic ratios are calculated based on these distribution characteristics.

The oil source identification database was built by the Research and Development Centre for Petroleum Safety and Environment (Vietnam Petroleum Institute) for crude oils from fields in Vietnam and some imported crude oils. The identification database for each type of crude oil includes the chromatogram, 25 major diagnostic ratios following CEN/TR 15522-2:2012 standard, and 4 reference ratios for Southeast Asian crude oils.

The oil source identification database is a valuable reference to facilitate rapid identification of the suspected sources which cause pollution and help limit the number of analysis samples, thus saving time and costs. It is also one of the important scientific bases in the process of investigating and establishing evidence to penalise and requesting compensation for damages in oil spill incidents.

Key words: Database, diagnostic ratios, crude oil, spilled oil, Vietnam.

BUILDING A DATABASE TO IDENTIFY OIL SOURCESIN OIL POLLUTION INCIDENTS IN VIETNAM

Nguyen Nhu Truong, Pham Thi Trang Van, Nguyen Van MaiPhan Nhu Dinh, Nguyen Phu Hieu Nghia, Dang Van HuuVietnam Petroleum InstituteEmail: truongnn.cpse@vpi.pvn.vn

PETROVIETNAM

57DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Bể chứa dầu và các sản phẩm dầu mỏ chịu tác động của tải trọng, nhiệt độ, môi trường. Kết cấu bể chứa có thể bị khuyết tật do không hoàn thiện về thiết kế, công nghệ, cũng như sự tác động của các yếu tố ngoại lực trong quá trình vận hành. Do đó cần đánh giá ảnh hưởng của khuyết tật đến trạng thái kỹ thuật và khả năng tiếp tục vận hành bể chứa; đánh giá trạng thái ứng suất và tuổi thọ của cấu trúc kim loại, trong đó có bể trụ đứng bằng thép để lưu trữ dầu và các sản phẩm dầu mỏ.

Trong thực tế có nhiều bể trụ đứng bằng thép được sử dụng lâu hơn tuổi thọ quy định và có khuyết tật do các lỗi thiết kế, thay đổi điều kiện vận hành, thay đổi tải trọng và tác động bên ngoài, do sự thay đổi tính chất các thành phần cấu trúc bể chứa sau thời gian dài sử dụng, hay do sự thay đổi bề dày do ăn mòn.

Các công ty vận hành thường quan tâm đến việc kéo dài tuổi thọ bể chứa và khả năng làm việc của những bể chứa có khuyết tật. Do vậy, cần phải đánh giá mức độ nguy hiểm của các khuyết tật đã phát hiện trong quá trình chẩn đoán để chứng minh khả năng vận hành an toàn của bể chứa sau này.

И.С.Сафина và cộng sự [1] đã phân tích kết quả chẩn đoán kỹ thuật của hơn 60 bể trụ đứng bằng thép trong giai đoạn 2009 - 2014. Hình 1 là sơ đồ thể hiện tỷ lệ các loại khuyết tật nguy hiểm nhất xuất hiện trên bể trụ đứng bằng thép [1].

Hình 1 cho thấy loại khuyết tật phổ biến trên bể trụ đứng bằng thép là vết lồi và vết lõm (chiếm 18%). Dạng khuyết tật này hình thành trong quá

A.S.Dmitriyeva, Lâm Bích Hồng, A.A.Lyagova Đại học Mỏ Saint-Petersburg, Liên bang NgaEmail: lambichhong.spmi@gmail.com

Tóm tắt

Theo quy định bể chứa có khuyết tật dạng vết nứt, vết lõm và vết lồi phải dừng hoạt động để bảo dưỡng sửa chữa. Kết quả nghiên cứu của các nhà khoa học cho thấy nếu được theo dõi, kiểm tra kỹ thuật thường xuyên thì bể chứa có khuyết tật vẫn có thể vận hành an toàn. Phân tích trạng thái ứng suất của bể chứa có khuyết tật dựa theo điều kiện vận hành và sự phân bố của khuyết tật sẽ giúp giảm chi phí sửa chữa, giảm mức độ nguy hiểm trong trường hợp xảy ra tình huống khẩn cấp.

Bài báo phân tích và so sánh các hạn chế của khuyết tật dạng vết lõm ở bể chứa theo các quy định của quốc tế và Liên bang Nga về thiết kế và vận hành các bể chứa bằng thép. Đồng thời giới thiệu kết quả của những nghiên cứu hiện nay về sự hình thành và ảnh hưởng của khuyết tật vết lõm lên trạng thái ứng suất của bể chứa.

Từ khóa: Bể trụ đứng bằng thép, khuyết tật, vết lõm, tuổi thọ, sự vận hành, độ bền.

trình vận hành bể chứa, do sụt lún nền móng bể chứa, phá vỡ công nghệ lắp ráp và sửa chữa cấu trúc kim loại. Đây cũng chính là nguồn gốc ứng suất bổ sung làm giảm độ vững chắc của thân bể chứa, giảm tuổi thọ và độ bền của bể. Khuyết tật dạng vết lồi làm tập trung ứng suất ở vùng có khuyết tật dưới tác dụng của áp suất trong, là nguyên nhân hình thành các vết lồi lõm thứ cấp. Sự xuất hiện các khuyết tật thứ cấp này có thể làm mất đi sự vững chắc cũng như phá hủy độ khít của bể chứa. Ngoài ra, đặc trưng của loại khuyết tật thứ cấp này là đa dạng về hình thù, kích thước, vị trí phân bố và nguyên nhân hình thành.

Konstantin Rasiulis và cộng sự [2], hướng tới lý thuyết cổ điển về khuyết tật, phân chia khuyết tật trên bể chứa thành 2 nhóm cơ bản là “sắc nhọn” (“harp defects” - vết nứt, vết trầy xước) và “mềm” (“soft defects” - vết lồi, vết lõm, vết phồng rộp). Konstantin Rasiulis và cộng sự [3] cho rằng trong các quy định về thiết kế bể chứa bằng thép thì khuyết tật nhóm “sắc nhọn” được quan tâm và vấn đề về khuyết tật “mềm” ít được chú ý. Khuyết tật hình dạng được xem là yếu tố thứ cấp trong quá trình vận hành bể chứa. Ví dụ Transneft chỉ quy định giá trị cho phép của độ võng (chiều sâu) vết lõm nhưng

ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI KỸ THUẬT BỂ TRỤ ĐỨNG CÓ KHUYẾT TẬT DẠNG VẾT LÕM

Hình 1. Khuyết tật trên bể trụ đứng bằng thép

Khung viền của đáy bị lệch so với mặt phẳng ngang

6%

8%

10%

22%

4% 2%

18%

30%

Thành bị lệch so với mặt phẳng thẳng đứng Vết lồi lõm thứ cấp

Sụt lún nền (móng)

Khuyết tật kim loại chính

Khuyết tật mối hàn

Vết lõm, vết lồi

Ăn mòn

NGHIÊN CỨU TRAO ĐỔI

58 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

không tính đến kích thước, hình dạng, vị trí của vết lõm trên thành bể chứa [4].

Như vậy cần thiết phải đánh giá ảnh hưởng của khuyết tật “mềm” lên trạng thái ứng suất của bể chứa bằng thép nhằm xác định sự vận hành an toàn nhất có thể cho đến khi bể chứa được đưa vào bảo trì sửa chữa theo kế hoạch. Bài báo này phân tích và so sánh các quy định về thiết kế, vận hành bể chứa bằng thép của Liên bang Nga với các tiêu chuẩn của Mỹ, Nauy, châu Âu trên tiêu chí giá trị cho phép của độ võng khuyết tật dạng vết lõm và điều kiện vận hành tiếp của các bể chứa có loại khuyết tật này. Các văn bản quy phạm được phân tích, so sánh gồm có RD 153-112-017-97 “Hướng dẫn về chẩn đoán và đánh giá tuổi thọ còn lại của bể trụ đứng bằng thép” [5], RD 23.020.00-KTN-296-07 “Sách hướng dẫn về đánh giá trạng thái kỹ thuật của bể chứa” [4], RD 08-95-95 “Điều lệ về hệ thống chẩn đoán kỹ thuật bể trụ đứng bằng thép hàn chứa dầu và sản phẩm dầu khí” [6], tiêu chuẩn của Mỹ API Standard 650 “Bể chứa bằng thép hàn để chứa dầu” [7], tiêu chuẩn châu Âu EN 1993-1-6 Euro-code 3 “Thiết kế cấu trúc bằng thép” [8] và tiêu chuẩn của Na Uy NORSOK Standard “Thiết kế cấu trúc bằng thép” [9].

Các tài liệu trên hạn chế kích thước của vết lõm trong quá trình tháo lắp và vận hành bể chứa theo độ sâu của khuyết tật. Kích thước “độ sâu” (f ) không được vượt quá giá trị được xác định theo tỷ lệ đường kính vết lõm. Bảng 1 thống kê giá trị cho phép độ sâu khuyết tật dạng vết lõm trong quy định của từng nước.

Trong đó, tiêu chuẩn châu Âu EN 1993-1-6 Eurocode 3 có sự phân chia chi tiết (gồm 3 mức độ), các nước còn lại chỉ sử dụng giá trị trung bình độ lệch của các khuyết tật. Các giá trị này không ảnh hưởng và không được xem xét khi tính toán độ bền của bể chứa. Các giới hạn được đưa vào đặc tính chung và không chú trọng đến vị trí phân bố của khuyết tật, bề dày của thành bể chứa, điều kiện vận hành...

Theo các quy định [4, 6], khi phát hiện khuyết tật dạng vết lõm, vết lồi, bể chứa chỉ có thể tiếp tục vận hành nếu các tính toán ứng suất chứng minh rằng trên thành của cấu trúc kim loại không có giá trị tới hạn ứng suất và

khuyết tật không ảnh hưởng đến độ bền của thành bể. Đối với giá trị tới hạn ứng suất trên thành bể trụ đứng cần đưa ra giới hạn mà theo đó ứng suất tương đương được so sánh với giá trị cho phép, tức giới hạn dẻo của thép (elastic limit/yield strength). Điều kiện này được quy định rõ trong các văn bản trên.

Như vậy, cơ sở tiêu chuẩn kỹ thuật về thiết kế và vận hành bể chứa trụ đứng bằng thép quy định mâu thuẫn về kích thước cho phép của khuyết tật dạng vết lõm. Khi phát hiện khuyết tật “mềm” cần phân tích, đánh giá ảnh hưởng của khuyết tật lên trạng thái ứng suất của bể chứa, trong đó xem xét hình dạng khuyết tật, vị trí phân bố trên thành bể, tải trọng vận hành và bề dày thành bể. Phân tích này có thể được thực hiện bằng phương pháp phần tử hữu hạn, mà ngày nay được sử dụng rất phổ biến như một phương pháp cơ bản trong lĩnh vực cơ học kết cấu hiện đại. М.А.Глянько [10] đã sử dụng phần mềm ANSYS để đánh giá trạng thái ứng suất của bể chứa có khuyết tật dạng vết lõm, có tính đến điều kiện vận hành thực tế, đồng thời trình bày kết quả tính toán để chứng minh việc phát hiện và phân tích khuyết tật trên bể chứa đảm bảo mức độ nguy hiểm thấp nhất. Cách tiếp cận đánh giá trạng thái bể chứa có khuyết tật dạng vết lõm cho phép tiếp tục vận hành bể chứa kèm theo giảm mức rót và tải trọng bể chứa; sửa chữa thường kỳ (tiểu tu) hay sửa chữa lớn (đại tu).

Các thông tin này là cơ sở để hoàn thiện các văn bản quy phạm tiêu chuẩn kỹ thuật [4 - 6, 11] liên quan đến công tác đánh giá tuổi thọ của bể trụ đứng, cũng như khả năng vận hành bể có khuyết tật dạng vết lồi, trong trường hợp khuyết tật đó có kích thước tới hạn nhưng không dẫn đến hình thành giới hạn ứng suất trên bể chứa.

Tài liệu tham khảo

1. И.С.Сафина, П.А.Каузова, Д.А.Гущин. Оценка технического состояния резервуаров вертикальных стальных. ТехНадзор. http://www.strategnk.ru/section/148/. 2016.

2. Konstantin Rasiulis, Michail Samofalov, Antanas Šapalas. Application of the non-linear Fe models to estimate

Bảng 1. Giá trị cho phép độ sâu khuyết tật dạng vết lõm

TT Văn bản quy phạm Giới hạn (%) 1 RD 23.020.00-KTN-296-07 f ≤ 1,0 2 API Standard 650 f ≤ 1,4 3 NORSOK Standard f ≤ 1,4

4 EN 1993-1-6 Eurocode 3 Loại A (chất lượng xuất sắc) f ≤ 0,6 Loại В (chất lượng cao) f ≤ 1,0 Loại С (chất lượng bình thường) f ≤ 1,6

PETROVIETNAM

59DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

effect of soft defects on thin walls of steel cylindrical tanks. Journal of Civil Engineering and Management. 2006; 12(2): p.169 - 179.

3. Konstantin Rasiulis, Kestutis Gurkšnys. Analyses of the stress intensity of the cylindrical tank wall at the place of the geometrical defect. Journal of Civil Engineering and Management. 2010; 16(2): p.209 - 215.

4. РД-23.020.00-КТН-296-07. Руководство по оценке технического состояния резервуаров. ОАО «АК «Транснефть». 2007.

5. РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. ЗАО Нефтемашдиагностика. 1997.

6. РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. АО ВНИИмонтажспецстрой. 2013.

7. American Petroleum Institute. API Standard 650: Welded tanks for oil storage. 1993.

8. European Committee for Standardization. Eurocode 3: Design of steel structures. Part 1 - 6: Strength and stability of shell structures. EN 1993-1-6. 2007.

9. Norwegian Standard. Norsok standard: Design of steel structures. 1998.

10. М.А.Глянько. Оценка технического состояния и расчет напряженно-деформированного состояния стенки резервуара. Технические науки - от теории

к практике: сбoрник стaтeй по материaлaм. LI междунарoдной научнo - практичecкой конфepeнции. Новосибирск: Сибак. 2015.

11. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности». 2013.

12. В.Б.Галеев. Аварии резервуаров и способы их предотвращения. ГУП Уфимский полиграфкомбинат. 2004.

13. В.В.Евдокимов, Н.А.Труфанов, О.Ю.Сметанников. Дифференцированный подход к определению допустимых размеров вмятин на поверхности стенки вертикальных цилиндрических резервуаров. Промышленное и гражданское строительство. 2006; 6: C.73.

14. Л.Ю.Могильнер. Расчет допустимых условий эксплуатации стенки резервуара с дефектами геометрии на основе данных технического диагностирования. Трубопроводный транспорт. 2009; 4: С.64.

15. А.А.Шеин, А.В.Кокодеев. Влияние осесимметричных геометрических несовершенств корпусов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров на их устойчивость и долговечность. Техническое регулирование в транспортном строительстве. 2015.

Summary

According to standards, the presence of crack-like defects, dents and secondary dents requires immediate withdrawal of operation of the tanks for repair and maintenance. Results of studies conducted by scientists show that with regular technical inspection and monitoring of tanks, safe operation of reservoirs with such defects is still possible. Analysis of the stress-strain state of a particular tank with defects, taking into account the operating conditions and the location of the defects, will reduce the costs of repairing the tank, as well as reduce the level of risks in case of emergencies.

This article analyses and compares the imposed restrictions on the "dent" defects in steel tanks according to Russian and international regulatory documents about designing and operation of steel tanks. Besides, the results of modern studies about formation and influence of this defect on the stress-strain state of reservoirs are also given.

Key words: Vertical steel tank, defect, dent, longevity, operation, durability.

ASSESSMENT OF THE TECHNICAL CONDITION OF VERTICAL STEEL TANKS WITH “DENT” DEFECT

A.S.Dmitriyeva, Lam Bich Hong, A.A.Lyagova Saint-Petersburg Mining University, RussiaEmail: lambichhong.spmi@gmail.com

NGHIÊN CỨU TRAO ĐỔI

60 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Các bể trầm tích Đệ Tam ở Việt Nam chứa rất nhiều vỉa than nâu lignite, có cả dầu và khí.

Riêng bể Cửu Long có trầm tích hồ chứa rong tảo ker-ogene loại I điển hình. Kết quả nghiên cứu của Trung tâm Phân tích Thí nghiệm (VPI-Labs) - Viện Dầu khí Việt Nam đã phân tích quá trình biến đổi vật chất hữu cơ ở bể Cửu Long và mối liên quan logic giữa các kết quả phân tích mẫu trong hệ thống dầu khí.

- Về nhiệt độ trong độ trưởng thành của vật chất hữu cơ

Nhiệt độ chuyển hóa vật chất hữu cơ thành dầu theo mô hình hiện nay từ 80 - 120oC. Trong phòng thí nghiệm, để biến sinh khối biomass thành dầu nhiệt độ ít nhất là 500oC, quá trình khí hóa than ngầm (UCG) nhiệt độ ban đầu lên tới 1.200oC. Quá trình biến than thành syngas/dầu diesel cần nhiệt độ trên 300oC và bổ sung hydrogene. Các hợp chất hữu cơ của nguyên tố carbon khi biến chất cao nhất thành kim cương mới chỉ tìm thấy trong các ống nổ núi lửa từ rất sâu với áp suất cao và nhiệt độ cao hàng nghìn độ hay graphite trong vùng biến chất cao (Hình 1).

Công thức chung của hữu cơ là CnH2n+2. Kiểu liên kết giữa các nguyên tử carbon và hydrogene quyết định tính chất của các hydrocarbon sẽ là than, dầu, khí, condensate… Để phá vỡ cấu trúc nguyên tử của nguyên tố carbon hay gắn kết chúng với nguyên tử khác cần có nhiệt độ cao. Lưu ý, quá trình biến đổi, biến chất của vật chất hữu cơ là quá trình mất dần thành phần nhẹ là các khí hydrocarbon... và chuyển các hydrocarbon thể khí thành dạng lỏng trong hệ thống dầu khí.

Hiện nay, việc xác định chế độ nhiệt trong độ trưởng thành của vật chất hữu cơ hoàn toàn dựa trên chế độ địa nhiệt khi minh giải kết quả phân tích và mô phỏng theo mô hình Temperature-Time Index (TTI) của Lopatin.

Tác giả Trần Huyên (Hội Dầu khí Việt Nam) cho biết gradient địa nhiệt (G) là nhiệt độ tăng theo 100m chiều sâu (trung bình) ở các bể như sau: Sông Hồng 3,59oC, Phú Khánh 4,46oC, Nam Côn Sơn 3,59oC, Ma-lay - Thổ Chu 3,4oC, Cửu Long 2,8oC - thấp nhất. Gradi-ent địa nhiệt trung bình của trái đất là 2,5 - 3oC.

Nếu thời kỳ Triassic cách đây hơn 200 triệu năm, Việt Nam cũng có gradient địa nhiệt như hiện nay thì

toàn bộ bể than anthracite tuổi Triassic Quảng Ninh phải nằm ở độ sâu tới hơn 4.000m nếu lấy gradient địa nhiệt là 4oC với nhiệt tạo anthracite/đới drygas khoảng hơn 160oC. Hiện nay, gần như toàn bộ bể than Quảng Ninh lộ thiên.

Đá dầu Đệ Tam/Oligocene (?) Đồng Ho ở vùng này trầm tích chưa trưởng thành với SCI khoảng 3 - 3,5.

Trầm tích Oligocene đồng bằng sông Hồng có SCI tới 9 - 10 biến đổi nhiệt rất cao, tương ứng với đới drygas.

Trầm tích Oligocene đảo Bạch Long Vĩ lại chưa trưởng thành SCI 3 - 3,5.

Nguyên nhân của hiện tượng này chủ yếu được cho là do chuyển động nâng lên của khu vực, chưa kể sự chênh lệch về gradient địa nhiệt thời cổ xưa ở các vùng trên.

Về gradient địa nhiệt, khu vực nào có biến động làm vỡ vỏ trái đất, đứt gãy sâu làm nhiệt của mantle thoát ra, hay gần khu vực có núi lửa hoạt động thì gradient địa nhiệt lớn. Ở Việt Nam có nhiều vùng như vậy.

Trở lại vấn đề tầng sinh của bể Cửu Long, khả năng sinh dầu qua hàm lượng vật chất hữu cơ chứa trong đó có thể lên tới vài tỷ tấn. Tầng sinh có tuổi Oligocene phía trên hệ tầng Trà Tân với kerogene loại I điển hình, chủ yếu phân bố khắp bể Cửu Long (không có ở phía Tây của bể)… Trầm tích Miocene có chứa nhiều vật chất hữu cơ thuộc kerogene loại III, nhiều lớp than nâu lignite, sét chứa nhiều di tích thực vật…

Với tiềm năng sinh dầu của tầng sinh lớn, điều kiện địa chất chung không quá khác biệt nhưng các khu vực được đánh giá là triển vọng nhất, đang khai thác chỉ tập trung ở dải trung tâm của bể Cửu Long. Một số bài báo về địa chất gần đây cho rằng về lý thuyết dầu khí vẫn đang được sinh ra ở các vùng trũng sâu của bể Cửu Long vì dựa vào gradient địa nhiệt hiện nay, cửa sổ dầu 80 - 120oC và cả TTI.

MỐI LIÊN HỆ GIỮA QUÁ TRÌNH BIẾN ĐỔI VẬT CHẤT HỮU CƠ VÀ CÁC HOẠT ĐỘNG PHUN TRÀO NÚI LỬA TRẺ Ở BỂ CỬU LONG

Hình 1. Cấu trúc của kim cương và graphite

Kim cương và Graphite

Graphite

Kim cương

Three dimensional net-work solid Two dimensional

network solid

Thù hình của carbon

PETROVIETNAM

61DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

- Vai trò của khí núi lửa (volcanic gas)

Khí núi lửa gồm H2O, CO2, SO2, S khi ở nhiệt độ cao và thêm H2S khi ở nhiệt độ thấp. Ngoài ra còn các khí argon, helium, neon, methane, Cl, hydrogene. Những khí này có trong thành phần magma nguyên sinh. Trong đó cần chú ý đến H2O, hydrogene, CH4 vì liên quan đến việc cung cấp hydrogene cho việc chuyển hóa vật chất hữu cơ thành dầu mỏ hay các hydrocarbon khác…

Điều kiện cần cho việc tìm kiếm dầu khí là tầng sinh, điều kiện đủ là nhiệt độ và nguồn cung cấp hy-drogene. Bể Cửu Long có cả 2 điều kiện này, đặc biệt là vùng trung tâm. Trong đó, các hoạt động phun trào trẻ là nguồn cung cấp nhiệt cao và hydrogen cho việc thành tạo dầu khí. Tuy nhiên, tình hình địa chất bể Cửu Long hiện nay không còn đủ điều kiện để chuyển hóa vật chất hữu cơ thành dầu khí.

Từ giai đoạn tạo biogas CH4 đến Oligocene ở bể Cửu Long, các trầm tích trong quá trình chôn vùi có thể đã sản sinh ra hydrocarbon thấp nhất là CH4 cũng có thể bị tổng hợp thành dầu khí ở nhiệt độ, áp suất cao do các tác động, xúc tác trên.

Ở bể sông Hồng cũng có dầu, khí (vùng Tiền Hải) nhưng không có bất cứ dấu hiệu nào của phun trào trẻ. Tiền Hải nằm ngay cạnh đứt gãy Vĩnh Ninh thuộc hệ thống đứt gãy sông Hồng - đứt gãy rất sâu, tới cả mantle. Chính hệ thống đứt gãy sau này cung cấp nhiệt, các yếu tố khác cho việc chuyển biến vật chất hữu cơ kể cả kerogene loại III thành dầu và khí. Trên Hình 3, tỷ lệ vật chất hữu cơ cao nhất của tầng sinh của bể Cửu Long là 7%, trong đó không phải tất cả đều sinh ra dầu khí. Từ cách tính trữ lượng tiềm năng sinh dầu của cả bể hiện nay là rất lớn nếu chỉ dựa vào TOC chung hiện có. Mà phải tính từ lúc trầm tích đến trạng thái hiện nay các vật chất hữu cơ đó đã sinh ra hydrocarbon từ dạng đơn giản nhất là methane CH4.. rồi nhờ kín, áp suất, nhiệt độ và đặc biệt là nguồn cung cấp hydrogene bổ sung từ mantle qua hơi nước, hydrogene để thành dầu khí.

Như vậy, theo tác giả, nhiệt độ cửa sổ dầu 80 - 120oC là thấp; gradient địa nhiệt trung bình của Việt Nam trong kỷ Đệ Tam cao hơn rất nhiều so với hiện nay; các phun trào trẻ không chỉ cung cấp nhiệt mà còn cung cấp các chất khác, xúc tác cho việc biến đổi vật chất hữu cơ thành dầu, khí qua khí núi lửa; khó có thể có thành tạo dầu khí đang diễn ra hiện nay ở bể Cửu Long.

Hình 2. Bảng biến đổi nhiệt của vật chất hữu cơ

Hình 3. Mô hình so sánh tương đối giữa vật chất hữu cơ trong đá mẹ và khả năng sinh hydrocarbon

Hình 4. Khí núi lửa Phan Huy Quynh

Phá hủy tầng ozone

Nhi

ệt đ

ộ và

áp

suất

tăng

theo

độ

sâu

62 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

DẦU KHÍ THẾ GIỚI

QUÁ TRÌNH CHUYỂN ĐỔI NĂNG LƯỢNG TOÀN CẦU ĐẾN NĂM 2040

Theo báo cáo triển vọng năng lượng của BP (BP Energy Outlook 2018 edition), nhu cầu năng lượng chỉ tăng khoảng 1/3 trong vòng 25 năm tới. Tăng trưởng tiêu thụ năng lượng tập trung tại các nền kinh tế đang phát triển nhanh, trong đó Trung Quốc và Ấn Độ chiếm một nửa nhu cầu năng lượng toàn cầu. Năng lượng tái tạo phát triển nhanh, chiếm 40% mức tăng năng lượng sơ cấp.

Nguôn: iam.innogy.com

PETROVIETNAM

63DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Theo kịch bản chuyển đổi năng lượng (ET) của BP Energy Outlook 2018, tổng nhu cầu năng lượng toàn cầu năm 2040 sẽ chỉ tăng khoảng 1/3 so với hiện nay, tốc độ tăng trưởng chậm đáng kể so với 25 năm trở lại đây.

Chuyên gia kinh tế của BP, Spencer Dale đánh giá dầu khí vẫn giữ vai trò quan trọng. Việc đẩy mạnh khai thác dầu chặt sít và khí tự nhiên sẽ đưa Mỹ trở thành nước sản xuất và tiêu thụ dầu khí hàng đầu thế giới vào năm 2040.

Cung - cầu dầu khí trong tương lai sẽ duy trì ở mức ổn định. Nhu cầu vẫn tiếp tục tăng nhưng không quá nhanh, cần tiếp tục đầu tư phát triển và sản xuất. Mỹ và các thành viên của Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC) sẽ đáp ứng nhu cầu bổ sung với sự hỗ trợ từ Liên bang Nga và Brazil.

BP cho rằng các nguồn năng lượng tái tạo gồm: năng lượng gió, năng lượng mặt trời và năng lượng thay thế khác sẽ đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho xe điện. Năng lượng tái tạo đã phát triển vượt bậc trong 10 năm qua nhờ sự hỗ trợ của chính phủ, nhưng phần lớn do nhu cầu của người tiêu dùng. BP khuyến khích chính phủ các nước giảm dần các chương trình hỗ trợ năng lượng tái tạo từ năm 2030.

Xu hướng sử dụng và tiêu thụ năng lượng trong từng lĩnh vực ảnh hưởng quan trọng đến quá trình chuyển đổi năng lượng.

Công nghiệp

Lĩnh vực công nghiệp chiếm khoảng 1/2 mức tăng trưởng tiêu thụ năng lượng, mặc dù nâng cao hiệu suất năng lượng làm chậm tốc độ tăng trưởng nhu cầu năng lượng trong công nghiệp (không bao gồm năng lượng sử dụng làm nguyên liệu).

Theo BP, sau khi tăng gấp 3 lần trong 15 năm qua, nhu cầu năng lượng của Trung Quốc sẽ dừng tăng trưởng, nền kinh tế chuyển từ lĩnh vực công nghiệp sử dụng nhiều năng lượng (như thép và xi măng) sang lĩnh vực tiêu dùng và dịch vụ ít tốn năng lượng. Trung Quốc chuyển đổi từ than đá sang sử dụng khí, tỷ lệ sử dụng than đá trong công nghiệp giảm từ gần 1/3 xuống ít hơn 1/4 vào năm 2040.

Hình 1. Mức tiêu thụ năng lượng sơ cấp vào năm 2040. Nguôn: BP

Hình 2. (a) Mức tăng trưởng nhu cầu năng lượng trong công nghiệp theo vùng (1985 - 2040); (b) Mức tiêu thụ năng lượng trong công nghiệp theo nhiên liệu (1990 - 2040). Nguôn: BP

Hình 3. (a) Mức tăng trưởng nhu cầu năng lượng sử dụng làm nguyên liệu và sử dụng trong công nghiệp (1970 - 2040); (b) Tỷ trọng nhu cầu năng lượng làm nguyên liệu trong tổng mức tăng trưởng

tiêu thụ dầu và khí (2010 - 2040). Nguôn: BP

5

4

3

2

1

01970 - 1980

2010 - 2015

1980 - 1990

2015 - 2020

1990 - 2000

2020 - 2025

2000 - 2010

2025 - 2030

2010 - 2020

2030 - 2035

2020 - 2030

2035 - 2040

2030 - 2040

45

4035

30

25

20

15

10

5

0

Nguyên liệuNhiên liệu

%

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

-0,5 1985 - 2000 1990 204020102000 2020 2030

2000 - 2015

2015 - 2030

2030 - 2040

6

5

4

3

2

1

0

Các nước khácChâu Âu

Trung Đông

Ấn ĐộTrung Quốc

ĐiệnKhí

Than đá

Tỷ USD

DầuCác nước châu Á còn lại

Châu Phi

(a)

(a)

(b)

(b)

Năng lượng tái tạo

202040

2016 ET ICE ban

Less gas

switch

RE push

FT EFT

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Năng lượng hạt nhân

Hydro

Than đá

Khí

Dầu

Tỷ USD

%/năm

%/năm

64 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

DẦU KHÍ THẾ GIỚI

Ấn Độ, các nước châu Á và châu Phi mới nổi chiếm

khoảng 70% mức tăng tiêu thụ năng lượng trong công

nghiệp.

Khí đốt tự nhiên và điện đáp ứng khoảng 2/3 tổng

nhu cầu năng lượng sử dụng trong công nghiệp vào năm

2040.

Nguyên liệu

Theo BP, nhu cầu dầu khí sử dụng làm nguyên liệu

(trong công nghiệp hóa dầu, sản xuất các loại dầu nhờn…)

dự kiến tăng mạnh nhất và là động lực chính thúc đẩy

tăng trưởng nhu cầu dầu và khí. Trong đó, dầu chiếm gần

2/3 nhu cầu, còn lại là khí tự nhiên.

Theo BP, nhu cầu dầu khí sử dụng làm nguyên liệu

sẽ tăng gấp đôi so với sử dụng làm nhiên liệu cho công

nghiệp (1,9% so với 1%), chiếm 20% tổng tỷ trọng nhu cầu

năng lượng trong công nghiệp vào năm 2040.

Việc sử dụng dầu và khí làm nguyên liệu chỉ chiếm

10% trong tổng nhu cầu dầu khí hiện nay.

Công trình

Tăng trưởng năng lượng trong lĩnh vực công trình

phát triển mạnh, do nhu cầu làm mát, chiếu sáng và thiết

bị điện tăng lên.

Lĩnh vực công trình chiếm 1/3 mức tăng trưởng năng

lượng toàn cầu, chủ yếu do sự gia tăng tiêu thụ điện. Mức

Hình 4. (a) Mức tiêu thụ năng lượng trong công trình theo khu vực (2016 - 2040); (b) Mức tiêu thụ năng lượng trong công trình theo nhiên liệu (1970 - 2040). Nguôn: BP

Hình 5. (a) Mức tiêu thụ năng lượng trong vận tải theo nhiên liệu (2000 - 2040); (b) Mức tăng trưởng tiêu thụ năng lương trong vận tải theo khu vực (2000 - 2040). Nguôn: BP

(a) (b)

(b)(a)

0,0

0,5

1,0

1,5

2040203020102000199019801970 2020

2,0

2,5

3,0

3,5

Dầu

Khí

Than đá

Điện

Tỷ USD

1,52016 Châu

ÁChâu

PhiTrung Đông

Khác 2040

2,0

2,5

66%14%

13%7%

3,0

3,5Tỷ USD

0,0

0,5

1,0

2040203020102000 2020

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

Dầu

Khí

Điện

Khác

Tỷ USD

OECDTổng cộng

350

2000 - 2005

2005 - 2010

2010 - 2015

2015 - 2020

2020 - 2025

2025 - 2030

2030 - 2035

2035 - 2040

Triệu USD

300

250

200

150

100

50

0

-50

-100

Các nước không thuộc OECD

Ấn ĐộTrung Quốc

PETROVIETNAM

65DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

tiêu thụ khí tăng nhẹ, do than đá và dầu vẫn được sử dụng để sưởi ấm.

Theo BP, gia tăng dân số và phát triển thịnh vượng tập trung tại châu Á, châu Phi và Trung Đông, các khu vực này chiếm hơn 90% mức tăng trưởng sử dụng năng lượng trong lĩnh vực công trình.

Vận tải

Nhu cầu năng lượng trong lĩnh vực vận tải tăng chậm nhất do hiệu suất động cơ được nâng cao.

Sự thịnh vượng ngày càng tăng ở các nền kinh tế đang phát triển dẫn đến gia tăng nhu cầu vận tải. Theo BP, nhu cầu về dịch vụ vận tải hành khách và vận chuyển

Linh Chi (theo BP)

Hình 6. (a) Mức tăng trưởng nhu cầu năng lượng trong sản xuất điện (2016 - 2040); (b) Tỷ trọng nhiên liệu trong sản xuất điện (2016 - 2040). Nguôn: BP

hàng hóa toàn cầu sẽ tăng gấp đôi vào năm 2040. Tuy nhiên, nhu cầu nhiên liệu trong vận tải giảm do nâng cao hiệu suất động cơ: năng lượng sử dụng trong giao thông vận tải chỉ tăng và ổn định ở mức 25%, chậm hơn nhiều so với mức tăng 80% trong vòng 25 năm qua.

Dầu tiếp tục chi phối nhu cầu năng lượng trong vận tải bất chấp sự gia tăng các nhiên liệu thay thế, đặc biệt là khí tự nhiên và điện. Theo BP, mặc dù có sự tăng mạnh trong kinh doanh xe điện, các sản phẩm dầu thô vẫn tiếp tục chiếm ưu thế về nhu cầu năng lượng toàn cầu đối với vận tải đến năm 2040.

Theo BP, nhu cầu về dầu chiếm khoảng 85% tổng nhu cầu nhiên liệu vận tải vào năm 2040, giảm từ mức 94% hiện nay. Khí tự nhiên, điện và các loại nhiên liệu khác dự kiến chiếm khoảng 5% lượng nhiên liệu vận tải vào năm 2040.

Tăng trưởng khí tự nhiên tập trung vào LNG sử dụng trong vận tải đường dài và vận tải biển. Điện được sử dụng nhiều nhất trong ô tô chở khách và xe tải hạng nhẹ.

Tăng trưởng nhu cầu nhiên liệu vận tải tập trung ở các nước có nền kinh tế đang phát triển, trong đó Trung Quốc và Ấn Độ chiếm hơn 50% mức tăng.

Điện

Mức tiêu thụ điện toàn cầu tăng mạnh. Theo BP, gần 70% năng lượng sơ cấp dùng để phát điện, nhu cầu điện năng tăng nhanh gấp 3 lần so với các loại năng lượng khác. Tuy nhiên, hiệu suất sử dụng điện năng tăng nhanh đồng nghĩa với mối quan hệ giữa tăng trưởng kinh tế và tiêu thụ điện trở nên yếu hơn, đặc biệt trong Tổ chức Hợp tác và Phát triển Kinh tế (OECD).

Theo BP, năng lượng tái tạo chiếm khoảng 50% mức tăng trong nhu cầu cho điện; trong sản xuất điện tăng từ 7% hiện nay lên 25% vào năm 2040. Than đá hiện chỉ chiếm 13% nhưng vẫn là nguồn năng lượng chủ đạo để sản xuất điện vào năm 2040, với tỷ trọng gần 30%. Tỷ lệ khí đốt tự nhiên dự kiến tương đối ổn định với mức tăng trên 20%.

Tăng trưởng về năng lượng tái tạo tập trung tại Trung Quốc và các nước OECD, than vẫn chiếm ưu thế ở các nước châu Á.

(b)

(a)

Nghìn TWh

Năng lượng tái tạoNăng lượng hạt nhân

Khí Dầu

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

Than đá

Hydro

Trung Quốc

OECD Ấn Độ và các nước châu Á

còn lại

Các nước khác

100%

80%

60%

40%

20%

0%

2016

2040

2040

2040

2040

2016

2016

2016

Trung QuốcOECD Ấn Độ Các nước châu Á khác

Nhiên liệu không hóa thạch

Khí

Than đá và dầu

TIN TỨC - SỰ KIỆN

66 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

TIN TRONG NƯỚC

Việt Nam - Lào đẩy mạnh hợp tác năng lượng

Ngày 4/4/2018, tại Hà Nội, trong khuôn khổ chuyến

thăm và làm việc tại Việt Nam, Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Mỏ Lào Khammany Inthirath đã đến thăm và làm việc với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh đã thông tin với đoàn công tác của Bộ Năng lượng và Mỏ Lào về kết quả sản xuất kinh doanh, công tác triển khai các dự án về năng lượng của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các đơn vị thành viên tại Lào cũng như các dự án sắp triển khai trong thời gian tới.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tin tưởng trên nền tảng truyền thống quan hệ hữu nghị hợp tác đặc biệt giữa hai nước, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ tiếp tục đẩy mạnh hợp tác với Bộ Năng lượng và Mỏ Lào nhằm nâng cao hiệu quả và lợi ích kinh tế cho các bên, góp phần vun đắp tình cảm Việt - Lào ngày càng sâu sắc và bền vững.

Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Mỏ Lào Khammany Inthirath cho biết ngành năng lượng Lào bắt đầu phát triển từ năm 2010 cùng với việc thay đổi chính sách thu hút đầu tư nước ngoài và đang hướng đến việc phát triển năng lượng xanh và sạch.

Bộ trưởng Khammany Inthirath khẳng định Bộ Năng lượng và Mỏ Lào tiếp tục ủng hộ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các đơn vị thành viên triển khai các dự án tại Lào trong lĩnh vực năng lượng và khoáng sản. Bộ trưởng nhấn mạnh sẽ phối hợp chặt chẽ với Bộ Công Thương Việt Nam và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giải quyết các vấn đề liên quan tới việc triển khai Dự án Thủy điện Luang Prabang trên cơ sở khoa học và đạt hiệu quả cao nhất.

Cùng ngày, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn đã tham dự hội đàm giữa Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh và Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Mỏ Lào Khammany Inthirath. Hai Bộ trưởng đã rà soát, đánh giá tình hình

hợp tác trong lĩnh vực năng lượng và khoáng sản trong thời gian qua, thảo luận về các giải pháp tháo gỡ khó khăn cho các dự án, hoàn thiện các khuôn khổ pháp lý, đặc biệt là thống nhất kế hoạch triển khai các văn kiện hợp tác trong lĩnh vực năng lượng đã ký trong kỳ họp lần thứ 40 Ủy ban liên Chính phủ về hợp tác song phương Việt Nam - Lào.

Hai Bộ trưởng đã thống nhất các nội dung chính của Hiệp định sửa đổi Hiệp định hợp tác giữa hai Chính phủ trong lĩnh vực năng lượng và khoáng sản năm 2006 để có cơ sở báo cáo Chính phủ hai nước phê duyệt trong thời gian sớm nhất, tạo khuôn khổ hợp tác ổn định, dài hạn về năng lượng và khoáng sản. Các nội dung chính bao gồm danh sách các dự án nguồn điện Chính phủ Lào xác nhận giới thiệu bán điện về Việt Nam, phương án đấu nối và đường dây liên kết để truyền tải điện về Việt Nam, cơ chế đàm phán giá mua bán điện...

Hai bên cũng chỉ đạo các đơn vị liên quan nghiên cứu, tính toán kỹ các phương án để phối hợp triển khai hiệu quả các dự án nhằm thúc đẩy và tăng cường mối quan hệ hợp tác giữa hai nước.

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Mỏ Lào Khammany Inthirath. Ảnh: PVN

Ngọc Phương

Năng lượng được kỳ vọng là đầu tàu phát triển kinh tế của Lào với tham vọng trở thành “quả pin cho châu Á”. Lào lên kế hoạch sản xuất 10.000MW điện từ các nguồn khác nhau (thủy điện, phong điện, điện than và điện mặt trời…) vào năm 2020 và dự kiến 75% sản lượng điện sẽ được xuất khẩu sang Thái Lan, Việt Nam, Singapore và Malaysia.

PETROVIETNAM

67DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Nghiên cứu phát triển công nghệ sản xuất nhiên liệu sạch từ khí tự nhiên

Bộ Khoa học và Công nghệ đã phê duyệt nhiệm vụ khoa

học và công nghệ "Nghiên cứu phát triển công nghệ sản xuất nhiên liệu sạch, hóa chất từ khí tự nhiên và đề xuất phương án triển khai để khai thác có hiệu quả các nguồn khí đồng hành tại mỏ cận biên của Việt Nam" theo Nghị định thư hợp tác với Hàn Quốc. Thời hạn cuối cùng nhận hồ sơ đăng ký tuyển chọn là 17 giờ ngày 25/5/2018.

Định hướng mục tiêu là phát triển được xúc tác và công nghệ thế hệ mới FGTL/FGTC sử dụng lò phản ứng microreactor để sản xuất nhiên liệu sạch và methanol từ khí tự nhiên giàu CO2; xây dựng được hệ thống

thiết bị pilot sử dụng công nghệ FGTL/FGTC để sản xuất nhiên liệu sạch và methanol từ khí tự nhiên giàu CO2; sản xuất được nhiên liệu sạch và methanol từ khí tự nhiên giàu CO2; đề xuất phương án triển khai để khai thác có hiệu quả các nguồn khí đồng hành tại mỏ cận biên của Việt Nam.

Kết quả của nhiệm vụ nghiên cứu gồm: Bộ quy trình công nghệ sản xuất xúc tác thế hệ mới phù hợp với công nghệ FGTL/FGTC sản xuất nhiên liệu sạch và methanol từ các nguồn khí tự nhiên giàu CO2; bộ quy trình công nghệ FGTL/FGTC sản xuất nhiên liệu sạch và metha-nol từ các nguồn khí tự nhiên giàu CO2; bộ tài liệu thiết kế và chế tạo

hệ thống thiết bị quy mô pilot công nghệ FGTL/FGTC sản xuất nhiên liệu sạch và methanol từ khí tự nhiên công suất 1.000ml/ngày; phương án triển khai khai thác có hiệu quả các nguồn khí đồng hành tại mỏ cận biên của Việt Nam.

Đồng thời, 1 hệ thiết bị pilot sản xuất nhiên liệu sạch và methanol sử dụng công nghệ FGTL/FGTC từ khí tự nhiên giàu CO2 công suất 1.000ml/ngày; 20kg xúc tác reforming hơi nước; 15kg xúc tác tổng hợp FT; 15kg xúc tác tổng hợp methanol; 10 lít hỗn hợp hydrocarbon trong phân đoạn naphtha và diesel oil; 10 lít methanol đạt tiêu chuẩn ASTM D1152...

Hồng Minh

Kiện toàn Ban chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm về dầu khí

Ngày 7/3/2018, Thủ tướng Chính phủ đã ký Quyết định

số 274/QĐ-TTg kiện toàn Ban chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm về dầu khí để giúp Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ chỉ đạo thực hiện các dự án trọng điểm về dầu khí.

Theo đó, Phó Thủ tướng Chính phủ Trịnh Đình Dũng là Trưởng

Ban; Bộ trưởng Bộ Công Thương là Phó Trưởng ban thường trực; 2 Phó Trưởng ban; 11 ủy viên trong đó có Chủ tịch HĐTV và Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Nhiệm vụ của Ban chỉ đạo là chỉ đạo, kiểm tra, đôn đốc việc thực hiện các quyết định của Thủ tướng Chính phủ về việc đầu tư xây dựng các dự

Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng kiểm tra tiến độ triển khai Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

Ngọc Phương

án trọng điểm về dầu khí; chỉ đạo các bộ, ngành, UBND các tỉnh liên quan cùng với chủ đầu tư, các tổ chức tư vấn trong nước và nước ngoài, các nhà thầu thực hiện các nội dung theo nhiệm vụ để đảm bảo tiến độ thi công và chất lượng công trình thuộc các dự án trọng điểm về dầu khí. Chỉ đạo, phối hợp các ngành, các địa phương liên quan giải quyết các vấn đề vướng mắc trong việc thực hiện bồi thường hỗ trợ, di dân, tái định cư, giải phóng mặt bằng các dự án trọng điểm về dầu khí; trong việc đẩy nhanh tiến độ thực hiện các dự án trọng điểm về dầu khí.

Ban chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm về dầu khí thừa ủy quyền của Thủ tướng Chính phủ quyết định các cơ chế, chính sách và giải quyết các vấn đề cụ thể thuộc thẩm quyền của Thủ tướng Chính phủ trong quá trình tổ chức triển khai thực hiện các dự án trọng điểm về dầu khí; giải quyết các vấn đề có tính liên ngành liên quan đến các dự án trọng điểm về dầu khí.

TIN TỨC - SỰ KIỆN

68 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh hội đàm với Bộ trưởng Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc (MOTIE) Paik Un Gyu. Ảnh: MOIT

Ngọc Phương

Việt Nam - Hàn Quốc tăng cường hợp tác trong lĩnh vực năng lượng

Ngày 22/3/2018, tại Hà Nội, Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần

Tuấn Anh đã hội đàm với Bộ trưởng Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc (MOTIE) Paik Un Gyu.

Đối với lĩnh vực năng lượng, Bộ trưởng Bộ Công Thương đề nghị các doanh nghiệp Hàn Quốc quan tâm phát triển các dự án điện trong Quy hoạch tổng thể phát triển điện lực của

Việt Nam; tăng cường hợp tác đầu tư vào các dự án tiết kiệm năng lượng trong ngành công nghiệp và khu công nghiệp; phát triển thị trường carbon trong lĩnh vực tiết kiệm năng lượng tại Việt Nam. Hai bên nhất trí chia sẻ thông tin và kinh nghiệm về các chính sách và các giải pháp về năng lượng và biến đổi khí hậu; hợp tác hỗ trợ các doanh nghiệp đầu tư và phát triển

trong lĩnh vực năng lượng, đặc biệt là năng lượng tái tạo; hợp tác toàn diện về an toàn năng lượng... Hai bên đã thảo luận các vấn đề có tính lợi ích chung giữa hai nước, đặc biệt về việc tăng cường hợp tác đào tạo phát triển nguồn nhân lực trong lĩnh vực công nghiệp, năng lượng và thương mại...

Hai bên đã ký kết các văn kiện quan trọng, trong đó có: Biên bản ghi nhớ giữa Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc và Bộ Công Thương Việt Nam về hợp tác toàn diện trong lĩnh vực an toàn năng lượng; Biên bản ghi nhớ giữa Cục Năng lượng Hàn Quốc và Vụ Tiết kiệm năng lượng và Phát triển bền vững, Bộ Công Thương Việt Nam về hợp tác trong lĩnh vực ứng phó với biến đổi khí hậu và tiết kiệm năng lượng; Biên bản ghi nhớ giữa Hiệp hội Năng lượng mới và tái tạo Hàn Quốc và Hiệp hội Năng lượng Việt Nam về hợp tác trong lĩnh vực năng lượng tái tạo.

Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) và Công ty

CP Sản xuất nhựa Phú Mỹ (PMP) đã ký Thỏa thuận hợp tác về việc cung cấp nguyên liệu propane cho Dự án Nhà máy sản xuất hạt nhựa Polypro-pylene Phú Mỹ.

Đây là dự án hóa dầu quy mô lớn do PMP làm chủ đầu tư, sử dụng trên 360.000 tấn propane/năm. Dự kiến khi đi vào vận hành thương mại, Nhà máy sẽ cung ứng cho thị trường khoảng 300.000 tấn polypropylene/năm, đảm bảo nguồn cung hạt nhựa cho thị trường trong nước, giảm nhập khẩu.

Thỏa thuận hợp tác là tiền đề quan trọng để PV GAS và PMP xúc tiến đàm phán, ký kết hợp đồng khung cung cấp nguồn nguyên liệu

Thúy Hằng

PV GAS cung cấp propane cho Nhà máy sản xuất Polypropylene Phú Mỹ

Phó Tổng giám đốc PV GAS Hô Tùng Vũ và Phó Chủ tịch HĐQT PMP Lê Thị Hoa ký Thỏa thuận hợp tác. Ảnh: PV GAS

đầu vào ổn định cho Nhà máy sản xuất hạt nhựa Polypropylene Phú Mỹ.

Theo Phó Tổng giám đốc PV GAS Hồ Tùng Vũ, việc cung cấp propane cho Nhà máy sản xuất hạt nhựa Poly-propylene Phú Mỹ sẽ góp phần nâng

cao vị thế của PV GAS trong lĩnh vực kinh doanh khí hóa lỏng tại Việt Nam. Đồng thời, PV GAS đảm bảo sẽ cung cấp ổn định, liên tục propane cho cả đời dự án với giá cạnh tranh.

PETROVIETNAM

69DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Phó Tổng giám đốc PV GAS Nguyễn Thanh Nghị và Viện trưởng VPI Nguyễn Anh Đức ký Thỏa thuận hợp tác. Ảnh: VPI

PV GAS và VPI hợp tác nghiên cứu phát triển khoa học công nghệ

Ngày 23/3/2018, tại Đà Nẵng, Tổng công ty Khí Việt Nam

- CTCP (PV GAS) và Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã ký Thỏa thuận hợp tác nghiên cứu phát triển khoa học công nghệ và dịch vụ dầu khí nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh, đầu tư phát triển trên cơ sở khai thác lợi thế về trình độ khoa học công nghệ, kinh nghiệm, nhân lực, năng lực trang thiết bị.

Theo đó, PV GAS và VPI sẽ hợp tác xây dựng đề xuất và tổ chức trình bảo vệ các cấp quản lý về đề án phát triển thị trường khí, mô hình ngành công nghiệp khí Việt Nam; cơ chế giá bán khí, cước phí vận chuyển khí cho các nguồn khí nội địa, nhập

khẩu bằng đường ống và nhập khẩu thông qua các dự án LNG.

TS. Nguyễn Anh Đức - Viện trưởng cho biết VPI sẽ tập trung ng-hiên cứu phát triển các nguồn khí mới, phát triển thị trường các sản phẩm khí, phát triển cơ sở hạ tầng ngành công nghiệp khí trên phạm vi toàn quốc; nghiên cứu, đánh giá thị trường sản phẩm, lựa chọn công nghệ cho các dự án chế biến sâu khí; nghiên cứu nâng cao hiệu quả hoạt động các nhà máy xử lý khí của PV GAS; nghiên cứu phân tích, đánh giá chất lượng nguyên liệu và sản phẩm khí, phân chia sản phẩm khí; đánh giá theo dõi, kiểm soát ăn mòn thiết bị, đường ống trên các công trình

khí; nghiên cứu đảm bảo dòng chảy trong vận chuyển, phân phối khí. Đồng thời, VPI sẽ tư vấn lập báo cáo đánh giá môi trường chiến lược, báo cáo đánh giá tác động môi trường của các dự án khí, kế hoạch bảo vệ môi trường tại các công trình khí; xây dựng các tài liệu về quản lý an toàn, quan trắc môi trường lao động, triển khai các nghiên cứu liên quan đến giải pháp về an toàn, sức khỏe và môi trường; triển khai các chương trình, đề tài, dự án khoa học công nghệ về những lĩnh vực mới, công nghệ mới, năng lượng tái tạo…

Ngoài hợp tác nghiên cứu phát triển khoa học và công nghệ, PV GAS và VPI cũng sẽ đẩy mạnh hợp tác đào tạo, phát triển nguồn nhân lực, xây dựng và triển khai các chương trình đào tạo chuyên sâu/phát triển chuyên gia.

VPI đang triển khai nhiều chương trình nghiên cứu khoa học cho PV GAS: Lập báo cáo đánh giá tác động môi trường cho Dự án đường ống thu gom, vận chuyển khí mỏ Sư Tử Trắng; tư vấn lập Quy hoạch phát triển thị trường khí thiên nhiên khu vực Trung Bộ giai đoạn 2018 - 2027; tư vấn đánh giá tốc độ ăn mòn cho đường ống Nam Côn Sơn 2 - giai đoạn 1 và Bạch Hổ - Dinh Cố… Ngọc Linh

Trong chương trình làm việc với KOGAS ngày 30/3/2018,

ông Dương Mạnh Sơn - Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) đã giới thiệu Chiến lược phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam, mong muốn KOGAS và các đối tác Hàn Quốc tiếp tục hợp tác và tham gia vào các dự án dầu khí tại Việt Nam nói chung và các dự án do PV GAS thực hiện nói riêng.

Phó Tổng giám đốc phụ trách kỹ thuật KOGAS Yang Mi Choi bày tỏ mong muốn tăng cường hợp tác với PV GAS để phát triển cơ sở hạ tầng kho cảng nhập khẩu LNG tại Sơn Mỹ và Thị Vải. KOGAS cho biết sẽ hỗ trợ PV GAS các thông tin kỹ thuật, xây dựng và hoàn thiện các quy định pháp lý liên quan đến hoạt động vận hành, bảo dưỡng các kho LNG. KOGAS sẵn sàng cử các chuyên gia

KOGAS mong muốn tham gia phát triển cơ sở hạ tầng kho cảng nhập khẩu LNG tại Sơn Mỹ và Thị Vải

Hồng Minh

hỗ trợ PV GAS trong quá trình chuẩn bị triển khai các dự án kho cảng nhập khẩu LNG và xây dựng các quy định pháp lý trong lĩnh vực LNG.

KOGAS là nhà nhập khẩu LNG độc lập lớn nhất thế giới, trong năm 2017 đã nhập khẩu 31 triệu tấn LNG phục vụ cho nhu cầu phát điện và công nghiệp/dân dụng tại Hàn Quốc.

TIN TỨC - SỰ KIỆN

70 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam làm việc với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Ảnh: Hiền Anh

Petrovietnam cung cấp 94% sản lượng khí cho phát điện

Ngày 28/3/2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc

với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) để đánh giá công tác phối hợp trong thời gian qua, đồng thời trao đổi các giải pháp để nâng cao hiệu quả hợp tác trong thời gian tới về vấn đề cung cấp khí phục vụ phát điện; công tác phát triển các nguồn cung khí mới; tình hình đầu tư, triển khai và tiến độ của các dự án điện; việc thực hiện các hợp đồng mua bán điện (PPA), hợp đồng mua bán khí (GSA) đã ký…

Tại Quyết định 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 đã xác định EVN, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) có vai trò quan trọng trong việc đảm bảo cung cấp điện ổn định, an toàn cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước.

Tổng công suất đặt các nguồn điện trên toàn hệ thống điện Việt Nam khoảng 45.700MW, đứng thứ 2

khu vực ASEAN và đứng thứ 29 trên toàn thế giới. Tính đến nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã cung cấp 94% sản lượng khí khai thác cho phát điện; cung cấp cho lưới điện quốc gia 154,9 tỷ kWh điện, tổng công suất lắp đặt của các nhà máy điện đạt 4.208MW. Trong đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có 7 nhà máy điện đã đưa vào vận hành (có 5 nhà máy tham gia thị trường phát điện cạnh tranh). Tổng sản lượng điện trong năm 2017 dự kiến đạt 21,2 tỷ kWh,

chiếm 10,7% tổng sản lượng điện của toàn hệ thống (198,32 tỷ kWh).

Chủ tịch HĐTV EVN Dương Quang Thành đề nghị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp tục đảm bảo vận hành an toàn, ổn định các nhà máy điện, đồng thời ưu tiên, tạo mọi điều kiện để đảm bảo khả năng cung cấp khí cho phát điện ở mức cao nhất; có giải pháp cụ thể để tìm kiếm các nguồn khí với giá hợp lý để thay thế, bổ sung, đảm bảo cung cấp khí cho phát điện. Thúy Hằng

Petrovietnam làm việc với đoàn doanh nghiệp cấp cao của Mỹ

Ngày 29/3/2018, tại Hà Nội, TS. Lê Mạnh Hùng - Phó

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tiếp ông Alexander Feldman - Chủ tịch kiêm Tổng giám đốc Hội đồng Kinh doanh Mỹ - ASEAN (US-ABC).

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khẳng định sẵn sàng hợp tác với các đối tác Mỹ, đồng thời giới thiệu kết quả sản xuất kinh doanh và các dự án đầu tư trọng điểm như: Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung

Quất và các dự án điện tại Việt Nam…

GE với thế mạnh về chế tạo, xây lắp các turbine hiệu suất cao bày tỏ mong muốn hợp tác trong khâu hạ nguồn tại dự án Cá Voi Xanh.

AES cập nhật tiến độ triển khai Biên bản ghi nhớ (MOU) đã ký với PV GAS về phát triển dự án kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) Sơn Mỹ sau chuyến thăm của Tổng thống Mỹ tại Việt Nam, đồng thời bày tỏ mong muốn hợp tác trong Dự án Nhà máy Nhiệt điện khí Sơn Mỹ 2 và các giải pháp về bảo vệ môi trường.

Về phía US-ABC, ông Alexander Feldman khẳng định sẵn sàng là cầu nối giúp Petrovietnam và các đơn vị thành viên đưa các thông tin, đề xuất tới các cơ quan có thẩm quyền của Mỹ.

TS. Lê Mạnh Hùng - Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp ông Alexander Feldman - Chủ tịch kiêm Tổng giám đốc Hội đông Kinh doanh Mỹ - ASEAN (US-ABC). Ảnh: PVN

Hiền Anh

PETROVIETNAM

71DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

PVEP chuyển nhượng 5% quyền lợi tại Lô 15-1/05 cho Murphy

Ngày 15/3/2018, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu

khí (PVEP) đã ký Thỏa thuận chuyển nhượng 5% quyền lợi tham gia và quyền điều hành tại Hợp đồng Lô 15-1/05 cho Murphy Cuu Long Bac Oil Co. Ltd.

Lô 15-1/05 thuộc bể Cửu Long, ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam do Công ty TNHH MTV Thăm dò Khai thác Dầu khí trong nước (PVEP POC) điều hành. Hợp đồng chia sản phẩm (PSC) Lô 15-1/05 được ký ngày 11/4/2007 giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và

Lễ ký kết Thỏa thuận chuyển nhượng quyền lợi tham gia và quyền điều hành giữa PVEP và Murphy tại Hợp đông Lô 15-1/05. Ảnh: PVEP

Mạnh Hòa

tổ hợp nhà thầu gồm: PVEP (75%, nhà điều hành) và SK Corporation (25%); được Bộ Kế hoạch và Đầu tư cấp Giấy chứng nhận đầu tư số 00022000031 ngày 2/7/2007. Được sự chấp thuận của các cơ quan liên quan, PVEP và Murphy Cuu Long Bac Oil Co. Ltd. đã thống nhất các nội dung Thỏa thuận chuyển nhượng 5% quyền lợi tham gia và quyền điều hành của PVEP tại Hợp đồng chia sản phẩm Lô 15-1/05, bể Cửu Long.

Theo Phó Tổng giám đốc PVEP Phạm Như Khánh, Murphy là đối tác có nhiều kinh nghiệm phát triển mỏ nhỏ, cận biên và đã đạt được thành công trong công tác phát triển dầu/khí tại khu vực Sarawak, Malaysia. Đây là điều kiện thuận lợi để tiếp tục triển khai Dự án Lô 15-1/05 và hoàn thành cam kết trong giai đoạn thăm dò.

Petrovietnam tăng cường hợp tác với K-Sure

Ngày 22/3/2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tổ chức

Bảo hiểm Thương mại Hàn Quốc K-Sure đã ký Bản ghi nhớ (MOU) nhằm tăng cường hợp tác trong lĩnh vực thu xếp vốn.

Vốn vay từ các tổ chức tín dụng xuất khẩu (ECAs) có vai trò quan trọng trong quá trình thu xếp vốn cho các dự án trọng điểm. Trong thời gian qua, K-Sure đã cấp bảo hiểm tín dụng cho Dự án Nhà máy Lọc dầu

Dung Quất và Dự án Nhà máy Nhiệt điện Sông Hậu 1.

Tổng giám đốc Petrovietnam Nguyễn Vũ Trường Sơn khẳng định Bản ghi nhớ sẽ góp phần tăng cường hợp tác trong lĩnh vực thu xếp vốn để K-Sure có thể cấp bảo hiểm cho các khoản vay đối với các dự án có nhà thầu Hàn Quốc làm tổng thầu hoặc thầu phụ cung cấp hàng hóa, dịch vụ.

Chủ tịch kiêm Tổng giám đốc K-Sure Moon Jaedo tin tưởng việc ký Bản ghi nhớ sẽ đẩy mạnh hợp tác giữa Petrovietnam và K-Sure trong lĩnh vực dầu khí và ngày càng có nhiều doanh nghiệp lớn của Hàn Quốc tham gia các dự án tại Việt Nam với sự hỗ trợ tài chính của K-Sure. Hoàng Anh

Lễ ký Bản ghi nhớ giữa Petrovietnam và K-Sure. Ảnh: Hiền Anh

TIN TỨC - SỰ KIỆN

72 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Ngày 21/3/2018, Rosneft thông báo khoan thành công

giếng khoan thăm dò và thẩm lượng

đầu tiên Maria-1 tại khu vực nước siêu

sâu đạt tới 2.109m, ngoài khơi Biển

Đen, thuộc khu vực cấp phép Zapad-no-Chernomorskaya có trữ lượng ước tính lên tới 576 triệu tấn dầu.

Giếng Maria-1 được khoan tới độ sâu 5.265m và phát hiện được 1 cấu

Rosneft khoan thành công giếng Maria-1 ngoài khơi Biển Đen

Ngày 20/3/2018, Chủ tịch Gaz-prom Alexey Miller đã làm việc

với Thống đốc khu vực Irkutsk Sergey Levchenko về các mục tiêu chung trong việc hợp tác cung cấp khí đốt và phát triển thị trường NGV tại khu vực Irkutsk.

Hai bên đã thảo luận về các kế hoạch hợp tác tại khu vực Irkutsk, đặc biệt là Dự án xây dựng trung tâm khai thác khí đốt tại mỏ Kovyktinskoye với trữ lượng ước

tính 2,7 nghìn tỷ m3 khí đốt. Gazprom đang chuẩn bị chuyển mỏ Kovyktins-koye từ giai đoạn khai thác thử nghiệm sang khai thác thương mại. Năm 2017, Gazprom đã khoan 2 giếng thăm dò và thu nổ 2.400km2 địa chấn 3D. Dự kiến khí từ mỏ Kovyktinskoye sẽ cung cấp vào hệ thống đường ống dẫn khí đốt của Siberia cuối năm 2022.

Gazprom chuẩn bị khai thác mỏ Kovyktinskoye

TIN THẾ GIỚI

Chu Linh (theo Rosneft)

Tạ Anh (theo Gazprom)

tạo carbonate đặc biệt có dạng vỉa chứa nứt nẻ, có nhiều khả năng chứa dầu khí với chiều dày tầng sản phẩm khoảng 300m.

Theo kế hoạch, Rosneft sẽ tiến hành xử lý các tài liệu địa chất và tiếp tục triển khai các hoạt động thăm dò thẩm lượng tại khu vực được cấp phép.

Dự án thăm dò và thẩm lượng khu vực Zapadno-Chernomorskaya được thực hiện bởi liên doanh giữa Rosneft (66,67% cổ phần) và Eni (33,33% cổ phần) gồm khảo sát thu nổ địa chấn đạt 4.000km địa chấn 2D và hơn 3.000km2 địa chấn 3D cùng với các nghiên cứu toàn diện về kỹ thuật và địa chất.

Hiền Trang (theo TTXVN)

Khu vực Zapadno-Chernomorskaya có trữ lượng ước tính lên tới 576 triệu tấn dầu. Nguôn: Rosneft

Chủ tịch Gazprom Alexey Miller làm việc với Thống đốc khu vực Irkutsk Sergey Levchenko. Nguôn: Gazprom

Ngày 1/4/2018, Bộ trưởng Bộ Dầu khí Bahrain Shaikh Mohamed bin Khalifa al-Khalifa cho biết đã phát hiện trữ lượng dầu nhẹ và khí tự nhiên lớn nhất trong hơn 80 năm qua tại quốc gia này.

Ông cũng cho biết mỏ dầu mới phát hiện có trữ lượng lên đến 80 tỷ thùng dầu chặt sít và 280 - 560 tỷ m3 khí tự nhiên.

Bahrain là nhà sản xuất dầu mỏ nhỏ nhất trong Hội đông Hợp tác vùng vịnh (GCC) và chỉ có duy nhất 1 mỏ dầu đang khai thác với sản lượng khoảng 45.000 thùng/ngày.

Ước tính 80% thu nhập của Bahrain đến từ dầu mỏ. Ngoài mỏ dầu trên, quốc gia này còn có nguôn thu từ mỏ dầu Abu Safa khai thác chung với Saudi Arabia, sản lượng khai thác khoảng 150.000 thùng/ngày.

PHÁT HIỆN MỎ DẦU VÀ KHÍ ĐỐT TẠI BAHRAIN

PETROVIETNAM

73DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Ngày 27/3/2018, Dự án Nord Stream 2 AG được Cơ quan

Thủy văn và Hàng hải Liên bang Đức

(BSH) cấp giấy phép xây dựng và vận hành đoạn đường ống dài 30km thuộc vùng đặc quyền kinh tế Đức

Nord Stream 2 hoàn tất giấy phép tại Đức

Ngày 23/3/2018, Tập đoàn Apache công bố phát hiện dầu khí mới tại Lô 9/18a khu W thuộc Biển Bắc. Phát hiện Garten cách giàn Beryl Alpha 6km về phía Nam.

Giếng khoan Garten bắt gặp vỉa cát kết chứa dầu thuộc kỷ Jurassic chất lượng cao có tổng chiều dày tầng sản phẩm đạt trên 700ft. Trữ lượng thu hồi dự kiến đạt hơn 10 triệu thùng dầu nhẹ. Apache chiếm 100% cổ phần tại Lô Garten.

Chủ tịch, Giám đốc Điều hành của Apache John J.Christmann IV cho biết Garten là phát hiện thứ 4 tại khu vực Ber-yl trong vòng 3 năm qua.

Giếng khoan Garten sẽ được tạm treo, chờ kết nối với giàn Beryl Alpha để khai thác trong tương lai. Apache đang chờ phê duyệt từ Cơ quan Dầu mỏ và Khí đốt của Anh (OGA) để bắt đầu khai thác từ Quý I/2019.

Apache có thêm phát hiện dầu tại Biển Bắc

Linh Chi (theo Nord Stream 2)

Linh Trần (theo Apache)

(EEZ), theo Đạo luật Khai thác Liên bang (BBergG). Trước đó, vào ngày 31/1/2018, Cơ quan Khai thác mỏ Tp. Stralsund đã phê duyệt dự án xây dựng đường ống Nord Stream 2 trên đất liền và lãnh hải của Đức (phạm vi 12 hải lý). Tổng chiều dài đường ống được cấp phép trong địa phận của Đức là 85km.

Dự án đường ống dẫn khí Nord Stream 2 do PJSC Gazprom là chủ đầu tư, giúp cải thiện nguồn cung khí của châu Âu trong tương lai; góp phần tăng cường an ninh nguồn cung và cạnh tranh trong thị trường khí đốt EU. Đường ống này cũng góp phần giảm biến đổi khí hậu do sản xuất điện bằng khí đốt chỉ phát thải lượng CO2 bằng một nửa so với sản xuất điện từ than.

Trần Anh (theo Pemex)

Đường ống vận chuyển tại Đức. Nguôn: Nord Stream 2

Giàn khoan Beryl Alpha Condeep. Nguôn: Apache

Petróleos Mexicanos (Pemex) và Lewis Energy México đã ký hợp đông tích hợp thăm dò và khai thác đầu tiên tại mỏ Olmos, bang Coahuila, Mexico.

Mỏ Olmos có trữ lượng ước tính 800 tỷ ft3 khí tự nhiên. Hai bên dự kiến đầu tư 617 triệu USD để khai thác 117 triệu ft3 khí tự nhiên/ngày vào năm 2021.

Lewis Energy là doanh nghiệp tư nhân khai thác các mỏ khí phi truyền thống ở phía Nam Texas, với hơn 500 giếng tại mỏ Eagle Ford.

PEMEX VÀ LEWIS ENERGY HỢP TÁC PHÁT TRIỂN MỎ

74 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

Diễn biến thị trường dầu khí

Chốt phiên giao dịch ngày 29/3/2018, giá dầu thô Brent giao tháng 5/2018 tăng đạt 70,27USD/thùng; giá dầu WTI giao tháng 5/2018 tăng đạt 65USD/thùng. Giá dầu tăng do báo cáo của Baker Huges về số lượng giàn khoan của Mỹ giảm và dự báo của Morgan Stanley về giá dầu Brent có thể đạt tới 75USD/thùng trong Quý III/2018 - giai đoạn đỉnh điểm của bảo dưỡng nhà máy lọc dầu. Bên cạnh đó, theo báo cáo của Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA), dự trữ dầu của Mỹ (trừ kho dự trữ dầu khí chiến lược) giảm 2,6 triệu thùng còn 428,3 triệu thùng vào ngày 16/3 cũng góp phần đẩy giá dầu lên.

Theo Báo cáo thị trường dầu khí tháng 3 của OPEC, nhu cầu dầu thế giới năm 2018 dự kiến đạt 98,63 triệu thùng/ngày, tăng khoảng 1,6 triệu thùng/ngày so với năm 2017. Hầu hết nhu cầu dầu tăng trưởng dự kiến bắt nguồn từ các nước châu Á, dẫn đầu là Trung Quốc, Ấn Độ và sau đó là các nước OECD. Nhu cầu của Mỹ cũng được điều chỉnh tăng đạt 24,8 triệu thùng/ngày vào Quý I/2018 do nhu cầu sưởi ấm trong thời tiết lạnh giá vào tháng 1 và 2/2018. Giá dầu thấp hơn dự kiến sẽ tăng lượng xăng tiêu dùng. OPEC cũng dự báo tăng trưởng kinh tế thế giới tăng 3,8% năm 2018, tuy nhiên, những quyết định/chính sách gần đây của Mỹ được xem là một rủi ro cho dự báo.

OIL

OIL

OIL OIL

Về nguồn cung năm 2018, tổng sản lượng khai thác từ các nước ngoài OPEC sẽ tăng 1,66 triệu thùng/ngày so với năm 2017 đạt 59,53 triệu thùng năm 2018. Trong đó, Mỹ có mức tăng cao nhất, chiếm 1,46 triệu thùng/ngày, tiếp theo là các nước Canada (0,27 triệu thùng/ngày), Brazil (0,23 triệu thùng/ngày), Anh (0,11 triệu thùng/ngày) và Kazakhstan (0,08 triệu thùng/ngày).

Tính riêng trong tháng 2/2018,

nguồn cung ngoài OPEC đạt 59,53

triệu thùng/ngày, tăng 0,45 triệu

thùng/ngày so với tháng 1/2018 và

1,44 triệu thùng/ngày so với năm

2017. Trong khi đó, sản lượng dầu

thô của OPEC giảm 77 nghìn thùng/

ngày xuống còn 32,19 triệu thùng/

ngày do sản lượng ở Venezuela, UAE

và Iraq giảm.

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

40

50

60

70

80

90

100

01/0

302

/03

03/0

304

/03

05/0

306

/03

07/0

308

/03

09/0

310

/03

11/0

312

/03

13/0

314

/03

15/0

316

/03

17/0

318

/03

19/0

320

/03

21/0

322

/03

23/0

324

/03

25/0

326

/03

27/0

328

/03

29/0

3

USD

/thù

ng

Brent WTI

Hình 1. Diễn biến giá dầu giao ngay tháng 3/2018. Nguôn: EIA

Hình 2. Cân bằng cung - cầu đến Quý IV/2018. Nguôn: IEA

Triệu thùng/ngày

Triệu thùng/ngày

3.0102

100

98

96

94

92

904Q14

Dự trữ Cầu Cung

4Q15 4Q16 4Q17 4Q18

2.0

1.0

0.0

-1.0

-2.0

PETROVIETNAM

75DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Về trữ lượng dự trữ, báo cáo của OPEC cho biết trữ lượng dầu thương mại tại OECD đã tăng 13,7 triệu thùng, đạt 2.865 triệu thùng trong tháng 1/2018 sau 5 tháng giảm liên tục. Con số này tuy cao hơn trung bình 5 năm gần đây 50 triệu thùng nhưng vẫn thấp hơn 206 triệu thùng so với năm trước. Tại Mỹ, trữ lượng dầu thương mại tiếp tục giảm 9 tháng liên tiếp còn 1.203 triệu thùng trong tháng 2/2018.

Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), đã có những động thái rõ ràng hơn về việc tái cân bằng thị trường với các dấu hiệu chính: cung và cầu gần đạt tới cân bằng, dự trữ OECD xuống gần mức trung bình 5 năm, đường cong giá dầu giao sau ngày càng tăng và có xu hướng ổn định. IEA đưa ra kịch bản giả định sản lượng khai thác của OPEC vẫn duy trì ở mức như hiện nay trong cả năm 2018, trữ lượng dự trữ trong Quý I/2018 tăng nhẹ nhưng sẽ bị thâm hụt trong các quý còn lại trong năm (Hình 2). Việc sản lượng ở Venezuela

giảm sâu hơn đã làm tăng tỷ lệ tuân thủ cam kết cắt giảm sản lượng của OPEC trong tháng 2/2018 đến 147%, tỷ lệ cao nhất cho đến nay và nâng tỷ lệ tuân thủ trung bình kể từ khi bắt đầu thực hiện cam kết lên tới 102%. Sự tuân thủ cam kết của nước ngoài OPEC vẫn cao, đạt 86%.

Trong Báo cáo thị trường dầu mỏ 5 năm (Oil 2018), IEA dự báo sản lượng khai thác dầu toàn cầu tăng 6,4 triệu thùng/ngày, đạt 107 triệu thùng/ngày vào năm 2023. Nhờ vào sự bùng nổ dầu đá phiến, Mỹ sẽ dẫn đầu tăng trưởng với tổng sản lượng chất lỏng đạt gần 17 triệu thùng/ngày năm 2023, tăng từ mức 13,2 triệu thùng/ngày vào năm 2017. Tăng trưởng mạnh ở khu vực Permian được IEA dự báo với mức sản lượng tăng gấp đôi vào năm 2023. IEA cũng cho biết, các khoản đầu tư mới vào đường ống và các cơ sở hạ tầng khác sẽ giảm bớt tình trạng tắc nghẽn hiện tại, nâng khả năng xuất khẩu dầu thô của Mỹ lên gần 5 triệu thùng/ngày vào năm 2020.

Bên cạnh đó, hầu hết tăng trưởng sản lượng của OPEC sẽ đến từ khu vực Trung Đông. Sản lượng dầu của Venezuela đã giảm hơn một nửa trong 20 năm qua và được dự đoán sẽ tiếp tục giảm mạnh hơn. Tuy nhiên, sản lượng suy giảm ở Venezuela sẽ được bù đắp bởi sản lượng gia tăng đến từ Iraq. Do đó, tăng trưởng sản lượng dầu thô của OPEC chỉ khoảng 750.000 thùng/ngày vào năm 2023.

Việc IEA duy trì mức sản lượng dự báo kỷ lục từ Mỹ, Brazil, Canada và Na Uy cũng dự báo các quốc gia này sẽ kiểm soát tình trạng cân bằng cung và cầu trong thị trường dầu mỏ toàn cầu, thay thế cho các nước OPEC. Theo đó, đến năm 2020, sản lượng từ Mỹ sẽ đáp ứng tới 80% nhu cầu toàn cầu, phần còn lại sẽ được cung cấp bởi Canada, Brazil và Na Uy. Tuy nhiên, báo cáo chỉ ra rằng mặc dù chi phí khai thác và sản xuất giảm nhưng cần phải đầu tư bổ sung từ sau năm 2020 để thúc đẩy tăng trưởng sản lượng. IEA cũng cho biết đầu tư cho ngành công nghiệp dầu khí vẫn chưa

Khai thác dầu chặt sít ở Bắc Mỹ. Nguôn: Breakingenergy.com

76 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

phục hồi từ sau giai đoạn 2015 - 2016 và tăng chi tiêu cho hoạt động thượng nguồn tại các khu vực ngoài Mỹ vào năm 2017 và 2018 là không đáng kể khi số lượng giếng khoan ở các khu vực này sẽ chỉ tăng 4,6% trong năm 2018.

Chi đầu tư cho các hoạt động dầu khí

Tại Mỹ, chi phí đầu tư cho ngành công nghiệp dầu khí năm 2018 sẽ đạt 184 tỷ USD, tăng 15% so với năm 2017, do kết quả đạt được trong các hoạt động khai thác đá phiến sét, theo báo cáo của OGJ khảo sát chi đầu tư hàng năm. Nhu cầu đối với các sản phẩm lọc tiếp tục tăng mạnh giúp ổn định triển vọng đối với sản phẩm này. Các nhà máy lọc dầu đang phát triển các dự án tăng trưởng

kết hợp với tài sản và cơ sở hạ tầng có sẵn. Do đó, chi phí đầu tư cho bảo trì cũng sẽ tăng trong năm nay. Chi đầu tư cho ngành công nghiệp hóa dầu ở Mỹ cũng sẽ tiếp tục tăng trong năm 2018, với các dự án nâng cao công suất lớn khi ngành công nghiệp này phục hồi từ sau những thiệt hại của cơn bão Harvey. Các kế hoạch xây dựng đường ống vào năm 2018 cũng tăng, trong đó kế hoạch xây dựng hệ thống đường ống khí tự nhiên chiếm phần lớn. Đối với các hoạt động thượng nguồn, chi đầu tư ở Mỹ sẽ tăng 9% trong năm 2018 nhờ tăng trưởng mạnh chi đầu tư trong năm 2017 khi ngành công nghiệp tăng đầu tư gần 40% và tập trung phát triển khu vực dầu được đánh giá tốt. Danh mục chi tiêu cho các hoạt động thượng nguồn bao

gồm các khoản chi cho thăm dò, khoan, sản xuất…

Việc khai thác dầu đá phiến của Mỹ cũng đang được thúc đẩy do giá dầu tăng sẽ tăng lượng vốn đổ vào khu vực bể Permian. Theo số liệu của Barclays, số lượng giàn khoan của Mỹ được dự báo sẽ tăng đều trong suốt giai đoạn 2018 đạt 945 giàn từ mức 900 giàn và trung bình 925 giàn - cao hơn năm 2017 9%. Nhiều công ty đã lập kế hoạch và chiến lược kinh doanh ở mức giá dầu WTI là 50 - 55USD/thùng và giá khí tự nhiên Henry Hub trên 3USD/triệu ft3.

Tuy nhiên, trong môi trường bị ảnh hưởng bởi xu hướng dòng tiền, các nhà sản xuất tập trung vào các dự án trên đất liền, có chi phí thấp, ngắn hạn ở trong nước và giảm phân bổ vốn mới cho các dự án dài hạn ở

PETROVIETNAM

77DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Mỏ Yuzhno-Ruskoye. Nguôn: Gazprom

ngoài khơi hoặc nước ngoài, cũng như tập trung nhiều hơn vào việc tối ưu hóa sản xuất, các quy trình khoan dựa vào dữ liệu và kỷ luật về vốn sẽ giúp các nhà sản xuất giảm được chi phí tìm kiếm và phát triển, nâng cao lợi nhuận, đồng thời tăng vốn đầu tư.

Theo số liệu ban đầu, ngân sách vốn của ExxonMobil cho năm 2018 là 25 tỷ USD, tăng so với đầu tư dự kiến trong năm 2017 (22 tỷ USD). ExxonMobil dự kiến sẽ có 30 giàn khoan ở bể Permian. ExxonMobil dự kiến tăng gấp đôi trữ lượng trong bể Permian bằng cách mua 5,6 tỷ USD tài sản ở khu vực Delaware. Về dài hạn, ExxonMobil cho biết tổng sản lượng phi truyền thống tăng 20%/năm cho đến năm 2025, với mức tăng trưởng ở bể Permian khoảng 45% đến năm 2020.

Ngân sách chi đầu tư của Chevron năm 2018 là 18,3 tỷ USD, giảm 4% so với kế hoạch chi tiêu năm 2017. Tuy nhiên, công ty này đang tăng cường chi đầu tư để đẩy mạnh sản lượng dầu đá phiến, đặc biệt là ở khu vực bể Permian. Năm 2018, Chevron đầu tư 3,3 tỷ USD vào khai thác dầu đá phiến tại bể Permian và 1 tỷ USD cho các mỏ đá phiến sét và các mỏ đá chặt sít khác. Tổng vốn đầu tư vào hoạt động thượng nguồn và các chi phí thăm dò của Chevron tại Mỹ theo kế hoạch là 6,6 tỷ USD, trên toàn thế giới là 9,2 tỷ USD. Chevron cũng có kế hoạch chi 2,2 tỷ USD cho hoạt động hạ nguồn, trong đó 1,4 tỷ USD dành cho hoạt động tại Mỹ.

ConocoPhillips dự kiến ngân sách vốn bình quân hàng năm là 5,5 tỷ USD trong giai đoạn 2018 - 2020 dựa trên giá dầu WTI thực tế là 50USD/thùng.

Năm 2018, Tập đoàn Dầu khí Anadarko dự kiến sẽ đầu tư vốn khoảng 4,4 - 4,6 tỷ USD. Công ty sẽ phân bổ khoảng 80% vốn cho các bể Delaware và DJ.

Ngân sách cho hoạt động thăm dò và khai thác năm 2018 của Hess Corp. sẽ là 2,1 tỷ USD và được phân bổ để tiếp tục các hoạt động thăm dò và phát triển ở ngoài khơi Guyana và Bakken, bao gồm việc tăng số giàn khoan lên 6 giàn.

Ở Canada, chi phí đầu tư năm 2018 cho việc thăm dò, khoan và khai thác dầu truyền thống sẽ chỉ tăng khoảng 5% đạt 28,6 tỷ CAD sau khi tăng 40% năm 2017. Đối với các nhà điều hành Canada, năm 2018 vẫn chưa có dấu hiệu khả quan hơn khi đầu tư vốn vào dầu cát tiếp tục giảm. Chi cho thăm dò khai thác toàn cầu dự kiến sẽ tăng lần đầu tiên sau 4 năm giảm liên tục dù mức tăng trưởng chỉ khiêm tốn ở hầu hết các khu vực.

Theo dự báo các hoạt động khoan năm 2018 của Hiệp hội Dịch vụ Dầu mỏ Canada (PSAC), tổng cộng 7.900 giếng sẽ được khoan tại Canada vào năm 2018.

Vốn đầu tư của Suncor Inc. trong năm 2018 là 4,5 - 5 tỷ USD, giảm 750 triệu USD so với năm 2017, sản lượng khai thác tăng hơn 10% trong năm qua. Đầu tư cho các hoạt động thượng nguồn dự kiến đạt 3,6 - 4 tỷ USD thấp hơn mức 5,8 tỷ USD năm 2017.

Với kế hoạch dự kiến các hoạt động khai thác tại Fort Hills và Hebron vào cuối năm, chương trình vốn của Suncor năm 2018 chủ yếu tập trung vào việc đảm bảo vốn cho các chương trình bảo dưỡng lớn theo kế hoạch đối với các hoạt động nâng cấp dầu cát và các nhà máy lọc dầu.

Cenovus Energy Inc. dự định đầu tư 1,5 - 1,7 tỷ USD trong năm 2018 so với mức 1,6 tỷ USD năm 2017 và 1 tỷ USD năm 2016. Phần lớn ngân sách năm 2018 được phân bổ để duy trì sản xuất cơ bản tại các khu vực khai thác dầu cát. Phần vốn còn lại chủ yếu sẽ hỗ trợ việc tiếp tục mở rộng khu khai thác dầu cát pha G ở hồ Christina, nơi chi phí thấp hơn kỳ vọng ban đầu và một chương trình khoan tại bể Deep.

Tổng chi đầu tư của Husky Energy Inc. năm 2018 sẽ đạt 2,9 - 3,1 tỷ USD so với 2,3 tỷ USD năm 2017. Đầu tư cho các hoạt động thượng nguồn dự kiến sẽ đạt 2,1 - 2,3 tỷ USD so với mức 1,5 tỷ USD năm 2017. Đầu tư cho hoạt động thượng nguồn phần lớn sẽ được phân bổ cho việc phát triển sản lượng tại Lloyd với 60.000 thùng/ngày sản phẩm mới dự kiến đưa ra thị trường trong giai đoạn 2019 - 2021 và bắt đầu khai thác dầu tại dự án West White Rose ở khu vực Đại Tây Dương dự kiến vào năm 2022. Chi phí cho các hoạt động hạ nguồn khoảng 710

78 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

- 785 triệu USD bao gồm dự án dầu Lima, tăng 30.000 thùng dầu nặng/ngày vào năm 2019, dự án nâng cao năng lực chế biến dầu nặng tại Nhà máy Lọc dầu Superior, Wisc.

Ngân sách vốn năm 2018 của Canadian Natural Resources Ltd. đặt ra đạt 4,3 tỷ USD, giảm 500 triệu USD so với năm 2017, không bao gồm vốn cho việc mua lại AOSP (Dự án dầu cát Athabasca).

Sản lượng dầu thô và khí đốt tự nhiên ước tính sẽ tăng 23% so với năm 2017, đạt 815.000 - 885.000 thùng/ngày năm 2018 do hoàn thành mở rộng giai đoạn 3 của dự án nâng cấp mỏ khai thác dầu cát và 1 năm khai thác tại AOSP không bị gián đoạn.

Ở các khu vực khác, sau khi giảm 3% năm 2017, năm 2018 chi đầu tư cho thăm dò và khai thác toàn cầu dự kiến tăng 4% theo báo cáo của Barclays E&P khảo sát về chi đầu tư, phát hành vào tháng 12/2017.

Chi đầu tư của các công ty dầu khí quốc gia dự kiến sẽ tăng khiêm

tốn vào năm 2018, trong khi các công ty dầu khí quốc tế cũng tăng trung bình khoảng 4 - 7% sau 3 năm liền giảm 15 - 20%/năm.

Tăng trưởng chỉ đạt mức khiêm tốn dự kiến ở hầu hết các khu vực, thậm chí ở cả Mỹ Latinh cũng dự kiến sẽ hạ điểm sau 4 năm giảm mạnh.

Petrobras và YPF cũng sẵn sàng đầu tư nhiều hơn. Trong thời gian này, các mỏ dưới muối ở Brazil, khu vực nước nông và sâu ở Mexico, các mỏ đá phiến ở Argentina và các khu vực xa bờ ở Guyana và Suriname ngày càng thu hút sự quan tâm của các công ty dầu mỏ toàn cầu.

Chi đầu tư của Trung Đông sẽ tăng không nhiều vào năm 2018, sau khi giảm 5% vào năm 2017. Theo ước tính của Barclays, Saudi Aramco sẽ tăng đầu tư khoảng 2% năm 2018, sau khi giảm 5% vào năm 2017. Chi đầu tư của Kuwait Oil Co. sẽ tăng 3% vào năm 2018. Mặc dù thỏa thuận cắt giảm sản lượng của OPEC đã được đồng thuận vào ngày 30/11/2017, Barclays dự báo chi đầu

An Linh (tổng hợp)

tư cho các hoạt động thượng nguồn của Nga tăng 6% năm 2018 chủ yếu là từ các công ty dầu khí ngoại trừ Rosneft.

Chi đầu tư ở châu Âu năm 2018 sẽ giảm 2%, sau khi đã giảm 5% năm 2017, chủ yếu do Eni SPA dù đã được bù đắp một phần từ Statoil AS.

BP PLC dự kiến chi đầu tư cơ bản năm 2018 nằm trong khoảng 15 - 16 tỷ USD, gần bằng mức chi năm 2017 và năm 2016 là 16,5 tỷ USD.

Royal Dutch Shell PLC dự kiến mức đầu tư trung bình giai đoạn 2018 - 2020 sẽ đạt 25 - 30 tỷ USD/năm. Trong khi đó, đầu tư vào khu vực ngoài khơi sẽ giảm 14% vào năm 2018, theo ước tính của Barclays.

Tuy nhiên, năm 2018 sẽ đánh dấu năm cuối cùng của sự sụt giảm vì tác động của việc cắt giảm đầu tư cho các dự án ngoài khơi có thể dẫn đến sự phục hồi của các dự án được phê chuẩn trong năm 2018 và là nền tảng cho sự tăng trưởng vào năm 2019.

Khai thác dầu ở thành tạo Vaca Muerta. Nguôn: Reuters

PETROVIETNAM

79DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Kết quả nghiên cứu “thu hồi các ion kim loại đất hiếm với

độ tinh khiết cao từ xúc tác FCC thải giàu sắt sử dụng phương pháp ngâm chiết và chiết dung môi 2 bước” do TS. Lê Phúc Nguyên - Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí (PVPro) - Viện Dầu khí Việt Nam cùng các cộng sự thuộc PVPro, Trường Đại học Kỹ thuật Dresden (Đức), DELTA Engineering & Chemistry GmbH (Đức) thực hiện vừa được công bố trên Korean Journal of Chemical Engineering. Đây là tạp chí khoa học của Hàn Quốc, giới thiệu các kết quả nghiên cứu khoa học nổi bật và có tính ứng dụng cao trong lĩnh vực kỹ thuật hóa học, có chỉ số impact factor (IF) năm 2017 = 2,007.

Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả đã phát triển quy trình thu hồi các cation kim loại đất hiếm với độ tinh

THU HỒI CÁC ION KIM LOẠI ĐẤT HIẾM VỚI ĐỘ TINH KHIẾT CAO TỪ XÚC TÁC FCC THẢI GIÀU SẮT SỬ DỤNG PHƯƠNG PHÁP NGÂM CHIẾT

VÀ CHIẾT DUNG MÔI 2 BƯỚC

khiết cao từ xúc tác FCC thải của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Quá trình ngâm chiết xúc tác FCC thải với acid HNO3 2M, tỷ lệ rắn/lỏng = 1/3 ở 80°C trong 1 giờ giúp độ thu hồi La(III) đạt đến 90% trong khi chỉ có 12% Al(III) và 25% Fe(III) được chuyển vào dung dịch. Việc tách La(III)-Ce(III) từ hỗn hợp với các tạp chất như Al(III) và Fe(III) sử dụng phương pháp chiết tách dung môi bằng hỗn hợp di-2-

ethylhexyl phosphoric acid (D2EHPA)

và tributyl phosphate (TBP) trong

n-octane cũng được khảo sát.

Kết quả cho thấy hỗn hợp 1:1

D2EHPA và TBP ít hiệu quả hơn

D2EHPA trong việc thu hồi đất hiếm

(84% Ce và 55% La được chiết tách).

Tuy nhiên, độ thu hồi Al (III) (tạp chất

có hàm lượng cao nhất) chỉ là 0%. Do

đó, hỗn hợp D2EHPA và TBP đã được

Thu hôi kim loại trong dung dịch ngâm chiết bằng phương pháp chiết dung môi 2 bước (nhiệt độ 23oC, pH = 0,79)

Nguyên tố

Thành phần trong dung dịch ngâm chiết (mg/l) % thu hồi Trước khi chiết tách Sau bước 1 Sau bước 2 Bước 1 Bước 2

Al 3238±10 3272±21 3328±2 0 0 Ca 44±0,4 45±0,04 44±0,8 0 0 Ce 15±0,03 14±0,4 3±0,4 3 73 Fe 136±2 1±0,1 1±0,2 99 0 K 9±0,4 8±0,1 9±0,3 7 0

La 1608±3 1634±15 768±21 0 52 Na 75±2 67±10 80±7 11 0 Ni 11±0,1 11±0,05 12±0,02 0 0 Si 55±1 53±0,7 52±1 4 2 V 21±2 13±0,6 11±1 38 9

CÔNG BỐ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

80 DẦU KHÍ - SỐ 3/2018

Hồng Ngọc (giới thiệu)

nghiên cứu sâu hơn về ảnh hưởng của thời gian, độ pH và tỷ lệ D2EHPA/TBP đối với việc thu hồi đất hiếm. Tăng thời gian làm giảm độ thu hồi đất hiếm trong khi tăng độ thu hồi các tạp chất (Al và Fe). Do đó, 10 phút là thời gian tối ưu để thu được đất hiếm với độ tinh khiết cao. Tăng độ pH cũng làm tăng độ thu hồi của các tạp chất khác, do đó, pH nên được giữ ở mức ≤ 1. Độ thu hồi đất hiếm cũng được cải thiện bằng cách tăng tỷ lệ D2EHPA/TBP. Tuy nhiên, Fe(III) luôn được chiết cùng các cation đất hiếm, dẫn đến việc giảm độ tinh khiết của sản phẩm.

Nhóm tác giả đã khảo sát các phương pháp nhằm loại Fe(III) trước khi tinh chế đất hiếm. Kết quả cho thấy phương pháp kết tủa phân đoạn truyền thống không hiệu quả để loại Fe(III) ra khỏi hỗn hợp cùng các cation đất hiếm. Do đó, việc áp dụng thêm một quá trình chiết tách dung môi để loại Fe(III) đã được tiến hành. Kết quả khảo sát cho thấy có thể loại

Fe(III) ra khỏi hỗn hợp chứa với các cation đất hiếm và Al(III) bằng hỗn hợp 25% (v/v) diisooctyl phosphinic acid (DiOPA) trong n-octane với thời gian 140 phút.

Trên cơ sở đó, quy trình chiết tách dung môi 2 bước được thiết lập để thu được hỗn hợp cation kim loại đất hiếm với độ tinh khiết lên đến 99,6%:

- Bước 1: Loại Fe(III) trong xúc tác FCC thải bằng hỗn hợp 25% (v/v) diisooctyl phosphinic acid (DiOPA) trong n-octane với thời gian 140 phút;

- Bước 2: Tinh chế đất hiếm bằng hỗn hợp di-2-ethylhexyl phosphoric acid (D2EHPA) và tributyl phosphate (TBP) trong n-octane với thời gian 10 phút mà không cần phải hiệu chỉnh lại pH của dung dịch. Ở điều kiện này, độ thu hồi La(III) và Ce(III) lần lượt là 71% và 89% với 0% Al(III) trong sản phẩm thu được.

Với nghiên cứu này, lần đầu tiên việc thu hồi đất hiếm từ đối tượng xúc tác FCC thải có hàm lượng Fe(III) cao được khảo sát; đồng thời chỉ ra hạn chế của phương pháp kết tủa phân đoạn truyền thống trong ứng dụng thực tế. Trên cơ sở kết quả nghiên cứu, một hệ thống thu hồi đất hiếm từ xúc tác FCC thải đã được xây dựng với quy mô là 100kg xúc tác thải/mẻ. Kết quả nghiên cứu có tính ứng dụng cao, có thể áp dụng cho nhiều đối tượng xúc tác FCC thải khác trên thế giới, nhất là trong bối cảnh nguyên liệu chế biến với hàm lượng tạp chất như Fe, Ni, V, Ca… ngày càng cao.

Nội dung bài báo “Production of high purity rare earth mixture from iron-rich spent fluid catalytic cracking (FCC) catalyst using acid leaching and two-step solvent extraction process” được đăng tải trên Korean Journal of Chemical Engineering theo đường link http://rdcu.be/JFyh.