SỐ 8 - 2015T¹p chÝ cña tËp ®oμn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

DÇuKhÝ Petro ietnam

ISSN-0866-854X

VỀ ĐÍCH TRƯỚC 1 THÁNG

NHIỆT HUYẾT, SÁNG TẠO, CHUYÊN NGHIỆP, KỶ CƯƠNG

SỐ 8 - 2015T¹p chÝ cña tËp ®oμn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

DDÇuKhÝ Petro ietnam

ISSN-0866-854X

VỀ ĐÍCH TRƯỚC 1 THÁNG

NHIỆT HUYẾT, SÁNG TẠO, CHUYÊN NGHIỆP, KỶ CƯƠNG

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 16, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - 167 Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội

Tel: 04-37727108 | 0982288671 * Fax: 04-37727107 * Email: tapchidk@vpi.pvn.vn

Ảnh bìa: Giàn xử lý trung tâm PQP-Hải Thạch. Ảnh: Lê Khoa

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 ViễnThS. 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

NỘI DUNG

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ AN TOÀN MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

22. Đặc điểm biến dạng kiến tạo bể An Châu: bằng chứng cho hoạt động nghịch chờm trong giai đoạn tạo núi Indosinian

27. Nghiên cứu phương pháp xác định độ rỗng của mẫu lõi từ ảnh chụp cắt lớp có độ phân giải cao

32. Bơm ép nước duy trì năng lượng các vỉa dầu hoạt động khai thác trong đá móng nứt nẻ

41. Nghiên cứu tổng hợp vật liệu nano graphene oxide từ nguồn nguyên liệu graphite Việt Nam làm phụ gia giảm thải nước cho dung dịch khoan ở nhiệt độ cao

51. Các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong kiểm soát chất lượng đường ống vận chuyển dầu khí

58. Bản đồ nhạy cảm môi trường và phân vùng ưu tiên dải ven bờ biển tỉnh Thái Bình đối với sự cố tràn dầu

8 -

Tổng sản lượng khai thác đạt 455 triệu tấn quy dầu

Theo Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc Khánh, Tập đoàn đã xây dựng được hệ thống cơ sở vật chất công nghiệp dầu khí hoàn chỉnh, đồng bộ từ tìm kiếm, thăm dò, khai thác, chế biến dầu khí, công nghiệp khí - điện và dịch vụ dầu khí, góp phần quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng đất nước. Từ điểm mốc khai thác dòng khí đầu tiên vào tháng 6/1981 và khai thác tấn dầu thô đầu tiên vào tháng 6/1986, đến nay Tập đoàn đang khai thác 25 mỏ dầu khí ở trong nước và 10 mỏ ở nước ngoài với tổng sản lượng khai thác đến nay đạt 455 triệu tấn dầu quy đổi (trên 346 triệu tấn dầu thô và trên 108 tỷ m3 khí), doanh thu từ bán dầu đạt trên 140 tỷ USD, nộp ngân sách Nhà nước từ xuất/bán dầu đạt trên 67 tỷ USD.

Công tác thu hút đầu tư và thực hiện đầu tư phát triển được đẩy mạnh, tiến độ các dự án đầu tư được đảm bảo, các công trình được đưa vào hoạt động đạt hiệu quả kinh tế - xã hội cao. Tập đoàn đang triển khai thực hiện 66 hợp đồng dầu khí, với số vốn thu hút đầu tư nước ngoài vào Việt Nam đạt gần 15 tỷ USD; đã xây dựng được hệ thống cơ sở vật chất kỹ thuật công nghiệp khí hiện đại với 3 hệ thống đường ống dẫn khí: Bể Cửu Long - Dinh Cố, Nam Côn Sơn 1 - Nam Côn Sơn 2 (giai đoạn 1), PM3 Cà Mau, gắn liền với các nhà máy chế biến khí, hạ tầng công nghiệp khí thấp áp… đang được vận hành an toàn và hiệu quả, cung cấp trên 10 tỷ m3 khí/năm. Các nhà máy điện với

công suất lắp đặt trên 4.200MW, được đưa vào vận hành hiệu quả, đến nay đã sản xuất và cung cấp cho lưới điện quốc gia trên 100 tỷ kWh điện, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng điện quốc gia. Tập đoàn đang tích cực thúc đẩy đầu tư các dự án điện, phấn đấu đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện do Tập đoàn đầu tư đạt trên 9.000MW, sản lượng điện sản xuất chiếm 15 - 20% sản lượng điện toàn quốc. Các nhà máy đạm (Phú Mỹ, Cà Mau) đã sản xuất trên 11 triệu tấn urea, đáp ứng 70% nhu cầu đạm cả nước. Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Nhà máy sản xuất Polypropylene Dung Quất đã được đưa vào hoạt động từ năm 2009, ghi dấu mốc hoàn chỉnh cho quá trình xây dựng Ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.

Các dự án trọng điểm như: Dự án phát triển khai thác khí Lô B, 48/95 và 52/97; Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, Tổ hợp Hóa dầu miền Nam, Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn (giai đoạn 2), Đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn… đang được Tập đoàn tích cực triển khai để sớm đưa vào vận hành, nhằm đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về nhiên/nguyên liệu cho phát triển kinh tế - xã hội. Song song với việc đầu tư phát triển ở trong nước, Tập đoàn đã tích cực tìm kiếm, mở rộng đầu tư ra nước ngoài. Đến nay, Tập đoàn đã ký 26 hợp đồng dầu khí, trong đó đang triển khai thực hiện 19 hợp đồng tại 14 nước trên thế giới, đang khai thác tại 10 mỏ dầu khí ở nước ngoài. Tổng sản lượng khai thác tại nước ngoài đạt gần 7 triệu tấn dầu, mang lại kết quả bước đầu cho công cuộc “vươn ra biển lớn”.

Ngày 29/8/2015, tại Hà Nội, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã tổ chức Lễ kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập (3/9/1975 - 3/9/2015) và Đại hội Thi đua yêu nước lần thứ IV. Trong 40 năm xây dựng và phát triển, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam từ những bước đi ban đầu đã lớn mạnh cùng đất nước. Những người lao động dầu khí qua các thời kỳ với lòng say mê và khát vọng vươn lên, bằng quyết tâm “thi đua là yêu nước, yêu nước thì phải thi đua” đã lao động bền bỉ và sáng tạo, vượt qua khó khăn, thách thức, xây dựng được Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam phát triển đồng bộ, hiện đại, giữ vị trí đầu tàu trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

Nghi thức kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

(3/9/1975 - 3/9/2015). Ảnh: Như Trang

14 -

Ngày 7/8/2015, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng đã hội đàm với Thủ tướng Malaysia Najib Rajak. Lãnh đạo hai

nước đánh giá quan hệ hợp tác toàn diện Việt Nam - Malaysia phát

triển ngày càng sâu rộng và hiệu quả; đồng thời nhất trí thiết lập

quan hệ đối tác chiến lược nhằm thúc đẩy quan hệ song phương

trên quan điểm chiến lược, toàn diện và lâu dài, gia tăng tin cậy và

đẩy mạnh hợp tác trên cơ sở tôn trọng lẫn nhau, bình đẳng, cùng

có lợi và vì lợi ích của nhân dân hai nước. Theo Thủ tướng Malaysia

Najib Rajak, quan hệ đối tác chiến lược Việt Nam - Malaysia sẽ mở ra

một kỷ nguyên mới cho hợp tác song phương, mở rộng cơ hội đầu

tư và kinh doanh giữa hai nước.

Hai bên nhất trí tăng cường và nâng cao hiệu quả hợp tác

nhằm đẩy mạnh quan hệ thương mại song phương; tăng kim

Trong chuyến thăm chính thức Malaysia từ ngày 7 - 8/8/2015, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Najib Rajak đã hội đàm nhiều vấn đề quan trọng nhằm thiết lập quan hệ đối tác chiến lược, đẩy mạnh hợp tác song phương trong lĩnh vực năng lượng. Lãnh đạo hai nước khẳng định tăng cường hợp tác lâu dài trong lĩnh vực dầu khí giữa Petronas và Petrovietnam; nhất trí không chỉ tiếp tục hỗ trợ, tạo điều kiện triển khai các dự án hiện có mà còn mở rộng hợp tác đầu tư tại nước thứ ba, tiến tới thiết lập quan hệ đối tác chiến lược giữa hai công ty dầu khí quốc gia.

Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Najib Rajak chứng kiến Lễ ký biên bản ghi nhớ giữa Petrovietnam và Petronas. Ảnh: Nhật Bắc

8 14

CONTENTS

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

65. Công cụ quản lý người đại diện - Đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của người đại diện tại doanh nghiệp

22 -

1. Mở đầu

Bể An Châu là một trong những bể trầm tích trước Cenozoic lớn nhất Việt Nam (Hình 1). Các công trình nghiên cứu trước đây chủ yếu được thực hiện bởi các nhà địa chất Việt Nam và Liên Xô trong quá trình đo vẽ bản đồ địa chất và tìm kiếm khoáng sản ở các tỷ lệ khác nhau. Kết quả thu được ban đầu cho thấy bể An Châu hình thành do quá trình tách giãn nội lục trên móng kết tinh tiền Cambrian [1, 3, 5]. Trong suốt giai đoạn Paleozoic - Mesozoic, bể An Châu đã xảy ra nhiều giai đoạn tách giãn và nghịch đảo kiến tạo làm thay đổi bình đồ cấu trúc khu vực, môi trường trầm tích và kết thúc bằng giai đoạn tạo núi Indosinian trên toàn Đông Dương vào cuối Mesozoic. Bên cạnh đó, các kết quả nghiên cứu và điều tra địa chất Đông Dương cho thấy khu vực này có điều kiện địa chất thuận lợi cho việc hình thành và tích tụ dầu khí [2, 4]. Tuy nhiên do kết quả nghiên cứu và các luận giải về cơ chế hình thành và tiến hóa bể trước đây còn nhiều vấn đề chưa thống nhất giữa các nhà địa chất trong đó có một số luận giải còn dựa trên những lý luận của thuyết kiến tạo

TS. Hoàng Văn Long

Đại học Mỏ - Địa chấtEmail: hoangvanlong@humg.edu.vn

Tóm tắt

Bể An Châu nằm ở khu vực Đông Bắc và là một trong những bể trầm tích trước Cenozoic có triển vọng dầu khí ở

Việt Nam. Bài báo giới thiệu một số kết quả nghiên cứu về đặc điểm biến dạng dựa trên các số liệu quan sát thực địa

cùng với số liệu tổng hợp, xử lý từ các công trình nghiên cứu trước đây:

- Quan hệ địa tầng giữa các đá silic của hệ tầng Bãi Cháy (P3bc) với các đá carbonate của hệ tầng Bắc Sơn (C-P

2 bs)

ở ven rìa Đông Nam bể An Châu là quan hệ kiến tạo nghịch chờm thay vì quan hệ bất chỉnh hợp;

- Pha hoạt động ép nén tạo thành các nếp uốn đảo/nằm ngang và đứt gãy chờm nghịch khá phổ biến trong các

đá tuổi từ Permian muộn đến đầu Triassic muộn cho thấy chúng có quan hệ chặt chẽ với hoạt động tạo núi Indosinian.

Từ khóa: Bể An Châu, biến dạng, nghịch chờm.

Địa Máng. Vì vậy, một số luận giải liên quan đến việc nghiên cứu cấu trúc địa chất, lịch sử tiến hóa kiến tạo và đánh giá tiềm năng dầu khí của khu vực bể An Châu còn có những điểm chưa hợp lý.

Các kết quả nghiên cứu địa tầng, magma và kiến tạo trước đây cho rằng khu vực Đông Bắc Việt Nam được nâng lên từ từ vào cuối Mesozoic, môi trường trầm tích có sự dịch chuyển từ môi trường biển sâu (trong giai đoạn Carboniferous - Permian) sang môi trường biển nông (trong giai đoạn Triassic) và môi trường lục địa vào cuối Triassic - Cretaceous. Các nhà nghiên cứu cho rằng hoạt động nâng xảy ra từ từ, tạo thành các nếp uốn thoải trên các đai tạo núi. Nếu xét lịch sử tiến hóa kiến tạo và cơ chế biến dạng của bể An Châu trong bối cảnh kiến tạo khu vực sẽ thấy khu vực Đông Nam Á và Nam Trung Quốc đã trải qua giai đoạn chuyển tiếp từ hoạt động tách giãn (trước Permian sớm) sang chế độ ép nén (từ Permian

Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu (nguồn: maps.google.com)

22

TIÊU ĐIỂM

Thư chúc mừng của Thủ tướng Chính phủ ...............................................5

40 năm đồng hành, phát triển cùng đất nước .........................................6

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt NamTập trung phá t triể n nhanh, mạ nh và bề n vữ ng .....................................8

Cần có giải pháp hiệu quả để thực hiện thành công Chiến lược phát triển ....................................12

Đẩy mạnh hợp tác với Malaysia trong lĩnh vực dầu khí .......................14

Khai thác dòng dầu đầu tiên từ mỏ Bir Seba .........................................16

Mỏ khí Thái Bình cho dòng khí thương mại đầu tiên .............................18

Đảm bảo tiến độ Dự án nâng cấp, mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất ..................................................................20

TIN TỨC - SỰ KIỆNĐón dòng dầu đầu tiên từ giàn đầu giếng H5 mỏ Tê Giác Trắng .................................................71

Ký hợp đồng chia sản phẩm dầu khí Lô 39 & 40/2 ................................71

Nghiên cứu sử dụng UAV trong giám sát và bảo vệ hệ thống đường ống dẫn khí .........................72

Ký hợp đồng EPC gói thầu số 1 - Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau ............................................................72

Bảo dưỡng định kỳ Nhà máy Đạm Cà Mau ...........................................73

Hạ thủy khối thượng tầng giàn khai thác MLJ3 .....................................74

Nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện .....................................75

Nguồn cung dầu mỏ vượt nhu cầu khoảng 3 triệu thùng/ngày .........76

OPEC tăng dự báo nhu cầu dầu mỏ toàn cầu năm 2015 ...................76

Iran có thể nâng sản lượng khai thác thêm 500.000 thùng/ngày .......77

Phát hiện mỏ khí đốt tự nhiên lớn nhất trên biển Địa Trung Hải ...........77

SCIENTIFIC RESEARCH

NEWS

CONTENTS

FOCUS5. Letter of congratulation from the Prime Minister

6. 40 years accompanying and developing with the country

8. Petrovietnam concentrates efforts for rapid, sound and sustainable development

12. Effective measures needed for successful implementation of Development Strategy

14. Oil and gas co-operation with Malaysia to be strengthened

16. First oil from Bir Seba field

18. First commercial oil from Thai Binh gas field

20. Progress of Dung Quat Refinery upgrading and expansion project to be ensured

22. Tectonic deformation of An Chau basin: Evidence for overthrusting during Indosinian orogeny

27. Method of porosity estimation from high resolution CT scan images

32. Water injection to maintain energy of oil reservoir in fractured basement rocks

41. Synthesis of graphene oxide as a high-temperature fluid-loss-control additive in water-based drilling fluids from Vietnamese graphite

49. Advanced nondestructive test methods for quality control of petroleum transport pipelines

58. Environmental sensitivity and priority areas map of coastal areas of Thai Binh province for oil spill response

65. Secondee performance management - assessment system

71. First oil from WHP H5 Te Giac Trang field

71. Product sharing contract signed for Blocks 39 and 40/2

72. Study on the use of UAVs to monitor and protect gas pipeline system

72. EPC contract concluded for Ca Mau GPP’s tender package no 1

73. Periodical maintenance completed for Ca Mau Fertilizer Plant

74. Loadout of topside for MLJ3 production platform

75. Coal import for thermal power plants

76. Oil supply exceeds demand by around 3 million barrels perday

76. OPEC raises world oil demand forecast for 2015

77. Iran can raise oil production by 500,000 barrels per day

77. Largest gas field discovered in the Mediterranean

51

TIÊU ĐIỂM

6 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

ĐỒNG HÀNH, PHÁT TRIỂN CÙNG ĐẤT NƯỚC

Chủ tịch Hồ Chí Minh thăm khu mỏ dầu khí biển Bacu, Azecbaijan ngày 23/7/1959

Thủ tướng Chính phủ Phạm Văn Đồng trao đổi với cán bộ công

nhân viên dầu khí tại giếng khoan 60, năm 1975

Chủ tịch Hội đồng Nhà nước Trường Chinh thăm công trường

xây lắp chân đế giàn khoan cố định (MSP) Vietsovpetro,

năm 1983

Đồng chí Đỗ Mười thăm công trình dầu khí và làm việc với

lãnh đạo Tổng công ty Dầu khí Việt Nam

Đồng chí Nguyễn Hữu Thọ thăm nơi làm việc

của công nhân dầu khí tại khoan trường, Thái Bình

Chủ tịch nước Lê Đức Anh trao đổi với lãnh đạo Vietsovpetro

về các công trình xây dựng dầu khí, năm 1995

Chủ tịch nước Trần Đức Lương thăm và làm việc

tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, năm 1999

Thủ tướng Chính phủ Võ Văn Kiệt kiểm tra các công trình dầu

khí biển trên mỏ Bạch Hổ, năm 1995

Tổng Bí thư Nguyễn Văn Linh thăm và làm việc với lãnh đạo

Vietsovpetro, năm 1987

PETROVIETNAM

7DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Với tầm nhìn xa trông rộng và bằng linh cảm của một thiên tài, Chủ tịch Hồ Chí Minh đã hình dung đất nước muốn hùng mạnh phải xây dựng được ngành công nghiệp dầu khí hiện đại.

Trong chuyến thăm Liên Xô đầu tiên năm 1959, câu nói của Người với kỹ sư, công nhân Khu công nghiệp dầu lửa Bacu, Azerbaijan: “Sau khi Việt Nam kháng chiến thắng lợi, Liên Xô nói chung và Azerbaijan nói riêng giúp đỡ Việt Nam khai thác và chế biến dầu khí, xây dựng được những khu công nghiệp dầu khí mạnh”. Đây chính là những dòng chữ vàng đầu tiên của lịch sử Ngành Dầu khí nước nhà, là mục tiêu hành động, kim chỉ nam trong suốt quá trình xây dựng và phát triển của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.

Chặng đường 40 năm xây dựng và phát triển của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam là 40 năm Đảng, Nhà nước, Chính phủ, Quốc hội luôn theo dõi, chỉ đạo, động viên Petrovietnam phát triển bằng nhiều quyết sách chiến lược trong từng giai đoạn của đất nước, với khát vọng thực hiện thành công mong ước của Chủ tịch Hồ Chí Minh “Xây dựng được những khu công nghiệp dầu khí mạnh”.

Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Phú Trọng (nay là Tổng Bí thư Nguyễn Phú Trọng)

thăm cảng Vietsovpetro, ngày 24/4/2010

Chủ tịch nước Trương Tấn Sang cùng lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam nhấn nút đưa mỏ Tây

Khosedaiu vào hoạt động, ngày 29/7/2012

Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng thăm Nhà máy Đạm Cà Mau, ngày 30/1/2012Tổng Bí thư Nông Đức Mạnh nghe báo cáo về tiến độ triển khai dự án

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, năm 2004

Chủ tịch nước Nguyễn Minh Triết trao tặng danh hiệu Anh hùng Lao động

cho Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, ngày 19/1/2009

TIÊU ĐIỂM

8 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Tổng sản lượng khai thác đạt 455 triệu tấn quy dầu

Theo Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc Khánh, Tập đoàn đã xây dựng được hệ thống cơ sở vật chất công nghiệp dầu khí hoàn chỉnh, đồng bộ từ tìm kiếm, thăm dò, khai thác, chế biến dầu khí, công nghiệp khí - điện và dịch vụ dầu khí, góp phần quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng đất nước. Từ điểm mốc khai thác dòng khí đầu tiên vào tháng 6/1981 và khai thác tấn dầu thô đầu tiên vào tháng 6/1986, đến nay Tập đoàn đang khai thác 25 mỏ dầu khí ở trong nước và 10 mỏ ở nước ngoài với tổng sản lượng khai thác đến nay đạt 455 triệu tấn dầu quy đổi (trên 346 triệu tấn dầu thô và trên 108 tỷ m3 khí), doanh thu từ bán dầu đạt trên 140 tỷ USD, nộp ngân sách Nhà nước từ xuất/bán dầu đạt trên 67 tỷ USD.

Công tác thu hút đầu tư và thực hiện đầu tư phát triển được đẩy mạnh, tiến độ các dự án đầu tư được đảm bảo, các công trình được đưa vào hoạt động đạt hiệu quả kinh tế - xã hội cao. Tập đoàn đang triển khai thực hiện 66 hợp đồng dầu khí, với số vốn thu hút đầu tư nước ngoài vào Việt Nam đạt gần 15 tỷ USD; đã xây dựng được hệ thống cơ sở vật chất kỹ thuật công nghiệp khí hiện đại với 3 hệ thống đường ống dẫn khí: Bể Cửu Long - Dinh Cố, Nam Côn Sơn 1 - Nam Côn Sơn 2 (giai đoạn 1), PM3 Cà Mau, gắn liền với các nhà máy chế biến khí, hạ tầng công nghiệp khí thấp áp… đang được vận hành an toàn và hiệu quả, cung cấp trên 10 tỷ m3 khí/năm. Các nhà máy điện với

công suất lắp đặt trên 4.200MW, được đưa vào vận hành hiệu quả, đến nay đã sản xuất và cung cấp cho lưới điện quốc gia trên 100 tỷ kWh điện, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng điện quốc gia. Tập đoàn đang tích cực thúc đẩy đầu tư các dự án điện, phấn đấu đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện do Tập đoàn đầu tư đạt trên 9.000MW, sản lượng điện sản xuất chiếm 15 - 20% sản lượng điện toàn quốc. Các nhà máy đạm (Phú Mỹ, Cà Mau) đã sản xuất trên 11 triệu tấn urea, đáp ứng 70% nhu cầu đạm cả nước. Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Nhà máy sản xuất Polypropylene Dung Quất đã được đưa vào hoạt động từ năm 2009, ghi dấu mốc hoàn chỉnh cho quá trình xây dựng Ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.

Các dự án trọng điểm như: Dự án phát triển khai thác khí Lô B, 48/95 và 52/97; Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, Tổ hợp Hóa dầu miền Nam, Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn (giai đoạn 2), Đường ống dẫn khí Lô B - Ô Môn… đang được Tập đoàn tích cực triển khai để sớm đưa vào vận hành, nhằm đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về nhiên/nguyên liệu cho phát triển kinh tế - xã hội. Song song với việc đầu tư phát triển ở trong nước, Tập đoàn đã tích cực tìm kiếm, mở rộng đầu tư ra nước ngoài. Đến nay, Tập đoàn đã ký 26 hợp đồng dầu khí, trong đó đang triển khai thực hiện 19 hợp đồng tại 14 nước trên thế giới, đang khai thác tại 10 mỏ dầu khí ở nước ngoài. Tổng sản lượng khai thác tại nước ngoài đạt gần 7 triệu tấn dầu, mang lại kết quả bước đầu cho công cuộc “vươn ra biển lớn”.

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

Ngà y 29/8/2015, tạ i Hà Nộ i, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã tổ chứ c Lễ kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập (3/9/1975 - 3/9/2015) và Đại hội Thi đua yêu nước lần thứ IV. Trong 40 năm xây dựng và phát triển, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam từ những bước đi ban đầu đã lớn mạnh cùng đất nước. Những người lao động dầu khí qua các thời kỳ với lòng say mê và khát vọng vươn lên, bằng quyết tâm “thi đua là yêu nước, yêu nước thì phải thi đua” đã lao động bền bỉ và sáng tạo, vượt qua khó khăn, thách thức, xây dựng được Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam phát triển đồng bộ, hiện đại, giữ vị trí đầu tàu trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

TẬP TRUNG PHÁ T TRIỂ N NHANH, MẠ NH VÀ BỀ N VỮ NG

Nghi thức kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

(3/9/1975 - 3/9/2015). Ảnh: Như Trang

PETROVIETNAM

9DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Tập đoàn đã hoạt động sản xuất kinh doanh hiệu quả, đóng góp to lớn cho ngân sách, cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Tổng doanh thu đạt gần 290 tỷ USD, duy trì mức tăng trưởng doanh thu trung bình gần 20%/năm, tạo được nguồn vốn chủ sở hữu gần 405 tỷ đồng, tổng tài sản đạt 750 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước đạt trên 87 tỷ USD, chiếm trung bình 25 - 28% tổng thu ngân sách Nhà nước hàng năm… Trong bối cảnh giá dầu thô giảm mạnh từ năm 2014 đến nay, Tập đoàn đã thực hiện đồng bộ các giải pháp để đối phó với các tác động không thuận lợi và diễn biến xấu của giá dầu. Các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh trong 8 tháng đầu năm 2015 vượt cao so với kế hoạch đề ra, trong đó khai thác dầu vượt 11%, khai thác khí vượt 7%, sản xuất điện vượt 25,5%, sản xuất đạm vượt 6,5%, sản xuất xăng dầu vượt 22%, tỷ suất lợi nhuận ước đạt 9%, đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Thực hiện Nghị quyết Trung ương 3 (Khóa XI) về tái cấu trúc nền kinh tế và mục tiêu Chiến lược phát triển

Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2015, định hướng đến năm 2025 theo Kết luận số 41-KL/TW ngày 19/1/2006 của Bộ Chính trị, Tập đoàn đã chuyển đổi thành công mô hình hoạt động Tổng công ty sang mô hình tập đoàn kinh tế Nhà nước, hoàn thiện hệ thống chính trị đồng bộ trong toàn Tập đoàn. Tập đoàn luôn đổi mới, nâng cao công tác quản trị áp dụng các mô hình tái cấu trúc doanh nghiệp hiệu quả, phù hợp với bối cảnh thực tế của đất nước và của Tập đoàn trong từng thời kỳ. Đặc biệt, Tập đoàn đã tập trung xây dựng và thực hiện Đề án tái cơ cấu giai đoạn 2012 - 2015 do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Bên cạnh đó, Tập đoàn đã xây dựng được đội ngũ những người làm dầu khí hùng hậu, có trình độ cao, từng bước làm chủ các hoạt động dầu khí ở trong và ngoài nước. Tập đoàn tích cực phát huy và thực hiện có hiệu quả vai trò là đầu tàu kinh tế của đất nước; tích cực tham gia bảo vệ chủ quyền và biên giới quốc gia trên biển; luôn ý thức, trách nhiệm cao trong chia sẻ với cộng đồng, đóng góp xứng đáng, thiết thực vào công tác an sinh xã hội với tổng số tiền thực hiện khoảng 500 - 700 tỷ đồng/năm.

Tập trung thực hiện Chiến lược phát triển đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035

Ngày 23/7/2015, Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 41-NQ/TW về định hướng chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035, xác định mục tiêu tổng quát là phát triển Ngành Dầu khí thành ngành kinh tế kỹ thuật quan trọng, then chốt, hoàn chỉnh, đồng bộ, bao gồm tìm kiếm, thăm dò, khai thác, vận chuyển, chế biến, tồn trữ, phân phối, xuất nhập khẩu, góp phần quan trọng vào sự nghiệp xây dựng và bảo vệ Tổ quốc, huy động mọi nguồn lực để đầu tư phát triển Ngành Dầu khí, xây dựng Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam có tiềm lực mạnh về tài chính và khoa học công nghệ, có sức cạnh tranh cao, chủ động tích cực hội nhập quốc tế. Trên cơ sở đó, Tập đoàn sẽ tập trung mọi nguồn lực, phấn đấu đạt mục tiêu cụ thể trong từng lĩnh vực sản xuất kinh doanh.

Trong lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí, Tập đoàn đẩy mạnh công tác điều tra cơ bản và tìm kiếm thăm dò dầu khí ở trong nước, nhất là ở những vùng nước sâu, xa bờ, gắn với bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển. Tích cực tận thăm dò tại các bể truyền thống, nghiên cứu thăm dò các đối tượng tìm kiếm thăm dò mới, các bể trầm tích mới và các dạng hydrocarbon phi truyền thống (khí than, khí nông, khí đá phiến sét, khí hydrate,…) để bổ sung trữ lượng phục vụ khai thác lâu dài. Khai thác hiệu

CÁC DẤU MỐC QUAN TRỌNG TRONG QUÁ TRÌNH XÂY DỰNG VÀ PHÁT TRIỂN CỦA TẬP ĐOÀN

- Ngày 9/8/1975, Bộ Chính trị, Ban chấp hành Trung ương Đảng Lao động Việt Nam đã ra Nghị quyết số 224-NQ/TW về việc thăm dò dầu khí trên cả nước.

- Ngày 3/7/1975, Chính phủ ban hành Quyết định số 170/QĐ-TTg về việc thành lập Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam - tiền thân của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam ngày nay. Hơn 5 năm sau ngày thành lập, dòng khí đầu tiên của Việt Nam được đưa vào khai thác cung cấp nhiên liệu phục vụ cho phát triển công nghiệp nhẹ khu vực Tiền Hải - Thái Bình (tháng 6/1981). Và 10 năm sau, tấn dầu đầu tiên của Việt Nam được khai thác từ mỏ Bạch Hổ (ngày 26/6/1981). Kể từ đó, Việt Nam đã có tên trong danh sách các nước khai thác và xuất khẩu dầu thô, đánh dấu một bước tiến vững chắc, khẳng định tương lai đầy hứa hẹn cho Ngành công nghiệp Dầu khí Việt Nam.

- Với vị trí và vai trò hết sức quan trọng của Tập đoàn đối với công cuộc xây dựng và phát triển đất nước, Đảng và Nhà nước luôn đặc biệt quan tâm và đề ra chiến lược phát triển ngành công nghiệp dầu khí trong từng giai đoạn cụ thể. Ngày 7/7/1988, Bộ Chính trị ban hành Nghị quyết số 15-NQ/TW về phương hướng phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2000. Ngày 19/1/2006, Bộ Chính trị ban hành Kết luận số 41-KL/TW và ngày 9/3/2006, Thủ tướng Chính phủ ra Quyết định số 386/QĐ-TTg phê duyệt Chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2015, định hướng đến năm 2025, với mục tiêu: “Phát triển Ngành Dầu khí trở thành ngành kinh tế - kỹ thuật quan trọng, đồng bộ, bao gồm tìm kiếm thăm dò, khai thác, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối, dịch vụ và xuất - nhập khẩu. Xây dựng Tập đoàn Dầu khí mạnh, kinh doanh đa ngành trong nước và quốc tế”.

- Ngày 23/7/2015, Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 41-NQ/TW về định hướng chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035.

TIÊU ĐIỂM

10 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

quả các mỏ hiện có; phát triển và đưa các mỏ đã có phát hiện dầu khí vào khai thác một cách hợp lý và hiệu quả để sử dụng tài nguyên dầu khí trong nước lâu dài. Triển khai công tác thu dọn các mỏ đã hết khả năng khai thác, bảo đảm hoàn nguyên môi trường sinh thái. Đẩy mạnh các hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí ở nước ngoài trên nguyên tắc hiệu quả kinh tế. Lự a chọ n cá c khu vự c có tiề m năng dầ u khí cao, môi trường đầu tư tốt, thuận lợi về quan hệ chính trị.

Trong lĩnh vực công nghiệp khí, Tập đoàn phát triển lĩnh vực công nghiệp khí hoàn chỉnh, đồng bộ từ: khai thác - thu gom - vận chuyển - chế biến - xuất nhập khẩu - dự trữ - phân phối, tiêu thụ sản phẩm khí; giảm dần tỷ trọng sử dụng khí cho điện và chất đốt, tăng cường cho chế biến sâu; nghiên cứu tìm kiếm thị trường và xây dựng cơ sở hạ tầng, kho cảng để sẵn sàng nhập khẩu khí và các sản phẩm khí từ sau năm 2020; nghiên cứu phương án xây dựng hệ thống đường ống kết nối các khu vực, hình thành hệ thống đường ống dẫn khí quốc gia.

Trong lĩnh vực chế biến dầu khí, Tập đoàn tiếp tục đánh giá khả năng Việt Nam trở thành trung tâm lọc hóa dầu trong khu vực, chú trọng chế biến dầu khí nhằm đáp ứng tối đa nhu cầu trong nước, hướng tới mục tiêu xuất khẩu. Tập trung phát triển lĩnh vực hóa dầu (bao gồm cả hóa dầu từ khí), hóa chất để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm dầu khí, tạo ra các nguyên nhiên vật liệu để phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp trong nước, hướng tới xuất khẩu và giảm tỷ trọng nhập siêu. Thu hút nguồn vốn đầu tư nước ngoài, nguồn vốn đầu tư từ xã hội để phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí, theo nguyên tắc bảo đảm hài hòa lợi ích quốc gia và lợi ích của nhà đầu tư. Đẩy mạnh việc tích hợp, tổ hợp lọc - hóa dầu với các nguồn khí tự nhiên khai thác nhằm nâng cao hiệu quả của các công trình, dự án đã đầu tư và phát triển các dự án mới cả về quy mô, mức độ chế biến sâu, có sức cạnh tranh trong khu vực và quốc tế.

Tập đoàn phát triển hệ thống tồn trữ, phân phối xăng dầu nhằm đảm bảo lưu thông và bình ổn thị trường tiêu thụ, đáp ứng nhu cầu xăng dầu trong nước; tăng cường thực hiện các giải pháp đảm bảo gia tăng dự trữ về dầu thô và xăng dầu; xây dựng chính sách, chế tài khuyến khích sử dụng tiết kiệm nhiên liệu xăng dầu; triển khai mạnh mẽ chủ trương sử dụng nhiên liệu sinh học, nhằm giảm dần sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch và bảo vệ môi trường; khuyến khích sự tham gia tối đa của các thành phần kinh tế trong lĩnh vực phân phối sản phẩm xăng dầu.

Trong lĩnh vực dịch vụ dầu khí, Tập đoàn đẩy mạnh đầu tư phát triển lĩnh vực dịch vụ dầu khí; xây dựng cơ chế hỗ trợ để phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài. Đầu tư trang thiết bị hiện đại để đảm bảo chủ động thực hiện dịch vụ cho các lĩnh vực kinh doanh chính, các dự án đầu tư trong Ngành. Xác định các dịch vụ chủ đạo: dịch vụ khoan và kỹ thuật giếng khoan; dịch vụ khảo sát, xử lý và minh giải địa chấn; dịch vụ địa chất công trình, khảo sát và sửa chữa công trình ngầm; dịch vụ thiết kế, chế tạo và xây lắp các thiết bị, công trình dầu khí; dịch vụ đóng mới và vận hành các phương tiện nổi; dịch vụ vận hành và bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy/công trình dầu khí. Khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia phát triển dịch vụ dầu khí để tăng khả năng cạnh tranh và tập trung vốn để tái đầu tư lĩnh vực cốt lõi.

Về lĩnh vực công nghiệp điện, Tập đoàn tăng cường công tác quản lý, vận hành, bảo trì, sửa chữa, đảm bảo hiệu quả đầu tư đối với các dự án nhà máy điện đã và đang triển khai; phát triển thêm một số dự án điện khí; không phát triển thêm các dự án thủy điện, điện than và điện gió.

Phát biểu tạ i Lễ kỷ niệm, Phó Chủ tịch Quốc hội Uông Chu Lưu đánh giá cao những kết quả Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã đạt được trong 40 năm qua. Để chủ động ứng phó với các thách thức trong thời gian tới, Phó Chủ tịch Quốc hội yêu cầu cán bộ công nhân viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam phát huy tinh thần thi đua yêu nước và truyền thống của Ngành, xác định rõ nhiệm vụ, có các giải pháp hiệu quả, thực hiện thành công Chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035. Trên cơ sở đó, Tập đoàn tiếp tục chủ động bám sát diễn biến giá dầu thô trên thế giớ i, dự bá o cá c kị ch bả n để đề ra các giải pháp phù hợp; chủ động ứ ng phó ; chủ độ ng làm việc với các đối tác liên doanh trong nước và nước ngoài, các nhà điều hành khai thác mỏ để rà soát, tối ưu hóa chương trình khai thác dầu khí, cắt giảm tối đa các chi phí, đảm bảo lợi ích của Nhà nước, lợi ích của nhà đầu tư; bả o đả m sản lượng khai thác dầu thô đạ t hiệu quả kinh tế và xã hội; tích trữ dầu thô và dầu sản phẩm hợp lý, khi giá dầu giảm sâu để đảm bảo an ninh năng lượng củ a đất nước và hiệu quả đầu tư.

Phó Chủ tịch Quốc hội đề nghị Tập đoàn cần chủ động, tích cực hội nhập kinh tế quốc tế; tập trung nâng dần giá trị gia tăng các sản phẩm dầu khí; kiểm soát chặt chẽ, đảm bảo tiến độ các dự án trọng điểm; thực hiện đúng yêu cầu, tiến độ, đẩy mạnh cơ cấu lạ i doanh nghiệp Nhà nước, bảo đảm hiệu quả và đúng pháp luật; tăng cường đào tạo nguồn nhân lực có chất lượng cao, đẩ y mạ nh ứ ng

PETROVIETNAM

11DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

dụ ng thà nh tự u khoa họ c kỹ thuậ t tiên tiế n, công nghệ mớ i hiệ n đạ i...

Thay mặt lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Nguyễ n Quố c Khá nh xin hứ a sẽ tiế p thu nghiêm tú c, đầ y đủ ý kiế n chỉ đạ o củ a Phó Chủ tịch Quốc hội để xây dự ng thà nh các chương trì nh, giả i phá p, kế hoạ ch hà nh độ ng cụ thể trong quá trì nh thự c hiệ n nhiệ m vụ đượ c Đả ng, Nhà nướ c giao nhằ m không ngừ ng nâng cao vai trò , trá ch nhiệ m củ a Tậ p đoà n Dầu khí Quốc gia Việt Nam đố i vớ i phá t triể n kinh tế - xã hộ i củ a đấ t nướ c, vị thế , hì nh ả nh củ a Tậ p đoà n và củ a đấ t nướ c Việ t Nam trên trườ ng quố c tế .

Tại Đại hội Thi đua Yêu nước lần thứ IV, Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã biểu dương 16 tập thể tiêu biểu nhất dẫn đầu phong trào thi đua yêu nước trong giai đoạn 2010 - 2015; 40 cá nhân điển hình xuất sắc - biểu trưng cho 40 năm xây dựng và phát triển của Tập đoàn. Cũng

trong dịp này, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã phát động phong trào thi đua yêu nước, phấn đấu về đích trước tất cả các chỉ tiêu, nhiệm vụ, kế hoạch 2016 - 2020. Trước mắt, Tập đoàn tập trung thúc đẩy sâu rộng phong trào thi đua lao động sáng tạo, cải cách hành chính, thực hành tiết kiệm, với các giải pháp cấp bách, kịch bản ứng phó hữu hiệu với tình trạng giá dầu lao dốc, phấn đấu đảm bảo hoàn thành tốt nhất nhiệm vụ năm 2015.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kêu gọi mỗi cán bộ nhân viên không cho phép mình được tự mãn, mà càng phải nỗ lực nhiều hơn nữa, nghiêm khắc với bản thân nhiều hơn nữa, ý thức trách nhiệm cao hơn nữa trong từng hành động nhỏ nhất, tiếp tục và kiên trì xây dựng nền tảng Văn hóa Dầu khí mang đặc trưng của truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam: Nhiệt huyết, Sáng tạo, Chuyên nghiệp, Kỷ cương, thương yêu đùm bọc lẫn nhau và có trách nhiệm với cộng đồng. Học tập tấm gương đạo đức Hồ Chí Minh và thực hiện lời mong ước của Người, toàn thể cán bộ công nhân viên Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam mà trước hết là cán bộ, đảng viên phải gương mẫu, lấy đoàn kết, đồng tâm hiệp lực là m nền tảng, lấ y đổ i mớ i mọ i mặ t, xây dự ng lự c lượ ng chuyên nghiệ p, đầ u tư khoa học công nghệ tiên tiến là m phương tiệ n, để xây dựng, phá t triể n Tậ p đoà n Dầ u khí Quố c gia Việ t Nam nhanh, mạ nh và bề n vữ ng.

Việt Hà

Động lực làm nên những thành tựu to lớn củ a Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam chính là phong trào thi đua yêu nước. Trong giai đoạn 2010 - 2015, các phong trào thi đua được phát động rộng rãi, nhiều hình thức thi đua phong phú trên các công trình, nhà máy cả ở trong nước và ở nước ngoài đã mang lại nhữ ng kết quả thiết thực với hơn 2.600 sáng kiến cải tiến kỹ thuật, hợp lý hóa sản xuất, làm lợi cho Tập đoàn hàng trăm triệu USD và hàng nghìn tỷ đồng… đồng thời là động lực mạnh mẽ đưa các công trình đầu tư về đích đúng tiến độ, đảm bảo an toàn, chất lượng và hiệu quả.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam biểu dương 16 tập thể tiêu biểu nhất dẫn đầu phong trào thi đua yêu nước trong giai đoạn 2010 - 2015. Ảnh: Hồng Ngọc

TIÊU ĐIỂM

12 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Bốn mươi năm qua, kể từ ngày thành lập 3/9/1975, tiền thân của Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt

Nam, đến Tổng công ty Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam và hiện nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, nhiều thế hệ cán bộ công nhân viên chức Tập đoàn đã đoàn kết, nỗ lực phấn đấu bằng tất cả sức lực, trí tuệ và cả mồ hôi xương máu của mình, vượt qua khó khăn thách thức để xây dựng Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam ngày càng lớn mạnh và phát triển về nhiều mặt, có nhiều đóng góp quan trọng trong sự nghiệp xây dựng và bảo vệ Tổ quốc, sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa và hội nhập quốc tế của đất nước.

Chúng ta nhìn lại lịch sử đầu thế kỷ XX, không ai có thể nghĩ rằng Việt Nam có các mỏ dầu khí. Từ tư tưởng chiến lược của Chủ tịch Hồ Chí Minh, ngay sau khi thống nhất đất nước, trong lúc còn bộn bề công tác tái thiết đất nước sau chiến tranh, Đảng và Nhà nước ta đã có quyết sách chiến lược sáng suốt để thành lập Ngành Dầu khí Việt Nam. Với sự quan tâm chỉ đạo sáng suốt của Đảng và Nhà nước ta, chúng ta đã xây dựng Ngành Dầu khí Việt Nam từ con số 0: Không cơ sở dữ liệu, không kinh nghiệm, không phương tiện, không nguồn lực. Và đến nay, chúng ta có thể tự hào về một Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam không ngừng lớn mạnh, đủ năng lực triển khai hoạt động dầu khí rộng khắp trên toàn thềm lục địa Việt Nam và từng bước đầu tư mở rộng ra nước ngoài, từng bước khẳng định vai trò, vị trí đầu tàu trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

Sớm nhận thức được vị thế và trai trò đặc biệt quan trọng của Ngành công nghiệp Dầu khí trong nền kinh tế quốc dân, ngay từ năm 1993, Quốc hội nước Cộng hòa

XHCN Việt Nam đã ban hành Luật Dầu khí. Có thể nói, dầu khí là một trong những ngành kinh tế đầu tiên của đất nước có một đạo luật đặc thù để điều chỉnh hoạt động. Và từ đó, Luật Dầu khí và các văn bản quy phạm pháp luật liên quan luôn được Quốc hội, các cơ quan quản lý Nhà nước quan tâm sửa đổi, bổ sung cho phù hợp với từng thời kỳ và thông lệ quốc tế, tạo ra môi trường tốt nhất cho Ngành phát triển.

Từ chỗ cơ sở vật chất thiếu thốn, đến nay, Tập đoàn duy trì mức tăng trưởng doanh thu trung bình gần 20%/năm, nộp ngân sách Nhà nước trên 87 tỷ USD, chiếm trung bình 25% tổng thu ngân sách Nhà nước, kim ngạch xuất nhập khẩu chiếm 10 - 12% trong tổng kim ngạch xuất nhập khẩu của cả nước, tỷ suất lợi nhuận bình quân 5 năm gần đây đạt 19%/năm. Tập đoàn đã xác định được trữ lượng dầu khí có thể thu hồi, đủ khả năng cân đối bền vững cho hoạt động khai thác, đảm bảo an ninh năng lượng của quốc gia trong thời gian tới.

Đặc biệt, năm 2015 là năm cuối thực hiện Kế hoạch 5 năm 2011 - 2015 theo Nghị quyết XI của Đảng trong bối cảnh tình hình kinh tế thế giới và trong nước có nhiều khó khăn và thách thức: Kinh tế thế giới chưa có dấu hiệu phục hồi, bất ổn chính trị tại nhiều khu vực, giá dầu giảm nhanh, giảm sâu, diễn biến phức tạp khó lường, khó dự báo đã ảnh hưởng đến sự phát triển của Tập đoàn và nguồn cung ngân sách Nhà nước năm 2015. Song Tập đoàn đã chủ động, khẩn trương, kịp thời xây dựng và triển khai thực hiện các giải pháp đồng bộ, có những điểm trọng tâm. Từ đó, qua 8 tháng đầu năm, Tập đoàn đã đạt được nhiều kết quả tích cực: tất cả các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh đều vượt cao so với kế hoạch, các chỉ tiêu tài chính đạt tích cực hơn nhiều trong bối cảnh suy giảm giá dầu, tỷ suất lợi

Phát biểu tại Lễ kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập và Đại hội Thi đua yêu nước lần thứ IV của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Phó Chủ tịch Quốc hội Uông Chu Lưu nhấn mạnh, cán bộ công nhân viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam phát huy tinh thần thi đua yêu nước và truyền thống của Ngành, xác định rõ nhiệm vụ, có các giải pháp hiệu quả, thực hiện thành công Chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035 đã được Bộ Chính trị xác định tại Nghị quyết số 41-NQ/TW ngày 23/7/2015. Tạp chí Dầu khí xin trân trọng giới thiệu bài phát biểu của Phó Chủ tịch Quốc hội Uông Chu Lưu. Phó Chủ tịch Quốc hội Uông Chu Lưu phát biểu tại Lễ kỷ niệm 40 năm Ngày thành lập

và Đại hội Thi đua yêu nước lần thứ IV của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Ảnh: Hồng Ngọc

CẦN CÓ GIẢI PHÁP HIỆU QUẢ ĐỂ THỰC HIỆN THÀNH CÔNG CHIẾN LƯỢC PHÁT TRIỂN

PETROVIETNAM

13DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

nhuận 8 tháng đầu năm ước đạt 9%, đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh. Đây là kết quả rất quan trọng thể hiện sự năng động, sáng tạo, tinh thần vượt khó và ý thức trách nhiệm cao của tập thể cán bộ và những người lao động trong toàn Ngành Dầu khí đối với đất nước và nhân dân.Song song với thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh, Tập đoàn đã tích cực trong hợp tác, hội nhập quốc tế, có trách nhiệm cao trong phát huy và thực hiện hiệu quả vai trò là đầu tàu kinh tế của đất nước, trong việc hỗ trợ, giúp đỡ các doanh nghiệp khác của Nhà nước cùng phát triển, hỗ trợ phát triển kinh tế - xã hội các địa phương, tích cực tham gia bảo vệ an ninh chủ quyền quốc gia trên biển.

Thay mặt các đồng chí lãnh đạo Đảng, Nhà nước, tôi ghi nhận và đánh giá cao sự lãnh đạo, chỉ đạo hiệu quả, quyết liệt của tập thể lãnh đạo, sự nỗ lực, cố gắng của toàn thể cán bộ công nhân viên chức lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam và nhiệt liệt chúc mừng các thành tích to lớn mà Tập đoàn đã đạt được trong những năm qua. Đồng thời, tôi cũng chia sẻ và đồng ý với đánh giá về những khó khăn, thách thức của Tập đoàn được đề cập trong báo cáo của lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Tôi mong muốn và tin tưởng rằng, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam sẽ tiếp tục vượt qua những khó khăn, thách thức, chủ động sáng tạo hơn nữa, phát huy truyền thống của đơn vị Anh hùng và những thành tích đã đạt được để cùng cả nước hoàn thành những mục tiêu mà Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XI đã đề ra.

Sau gần 30 năm đổi mới, mặc dù nền kinh tế nước ta đã đạt được nhiều thành tựu to lớn, quan trọng, vượt qua tình trạng nước nghèo, trở thành nước đang phát triển có thu nhập trung bình, nhưng vẫn còn nhiều khó khăn, thách thức. Năm 2016 và những năm tới đây, kinh tế thế giới tuy được dự báo sẽ phục hồi, song vẫn còn bất ổn, khó lường, tác động tiêu cực đến sản xuất kinh doanh trong nước nói chung và của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam nói riêng. Trong bối cảnh đó, để góp phần vào sự nghiệp chung của đất nước, tôi đề nghị tập thể cán bộ công nhân viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam phát huy tinh thần thi đua yêu nước và truyền thống của Ngành, xác định rõ nhiệm vụ, có các giải pháp hiệu quả, thực hiện thành công Chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035 đã được Bộ Chính trị xác định tại Nghị quyết số 41-NQ/TW ngày 23/7/2015. Để làm được điều đó, trong thời gian tới, tôi đề nghị các đồng chí tập trung làm tốt các công việc chủ yếu sau đây:

Một là, quán triệt sâu sắc tinh thần các Nghị quyết của Đảng, Chiến lược phát triển kinh tế - xã hội giai đoạn 2011 - 2020, Chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam, Chiến lược phát triển Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam… để cụ thể hóa thành chương trình, kế hoạch hành

động vớ i cá c giải pháp sá ng tạ o, cá ch là m phù hợp, gó p phầ n thự c hiệ n thắ ng lợ i cá c mụ c tiêu, chỉ tiêu đã đề ra.

Hai là, tiếp tục chủ động bám sát diễn biến giá dầu thô trên thế giớ i, dự bá o cá c kị ch bả n để đề ra các giải pháp phù hợp; chủ động ứ ng phó ; chủ độ ng làm việc với các đối tác liên doanh trong nước và nước ngoài, các nhà điều hành khai thác mỏ để rà soát, tối ưu hóa chương trình khai thác dầu khí, cắt giảm tối đa các chi phí, đảm bảo lợi ích của Nhà nước, lợi ích của nhà đầu tư; bả o đả m sản lượng khai thác dầu thô đạ t hiệu quả kinh tế và xã hội; tích trữ dầu thô và dầu sản phẩm hợp lý, khi giá dầu giảm sâu để đảm bảo an ninh năng lượng củ a đất nước và hiệu quả đầu tư của Tập đoàn.

Ba là, chủ động, tích cực hội nhập kinh tế quốc tế, góp phần từng bước nâng cao vị thế và vai trò của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam trong chuỗi dầu khí toàn cầu. Tập trung nâng dần giá trị gia tăng các sản phẩm dầu khí. Kiểm soát chặt chẽ, đảm bảo tiến độ các dự án trọng điểm.

Bố n là , thực hiện đúng yêu cầu, tiến độ, đẩy mạnh cơ cấu lạ i doanh nghiệp Nhà nước, bảo đảm hiệu quả và đúng pháp luật. Tăng cường đào tạo nguồn nhân lực có chất lượng cao, đẩ y mạ nh ứ ng dụ ng thà nh tự u khoa họ c kỹ thuậ t tiên tiế n, công nghệ mớ i hiệ n đạ i để đá p ứ ng yêu cầ u củ a sả n xuấ t, kinh doanh và hộ i nhậ p. Tiế p tụ c đẩy mạnh cải cách hành chính, phòng chống quan liêu, tham nhũng; thực hành tiết kiệm, chố ng lã ng phí . Xây dựng Đảng bộ và các đơn vị của Tập đoàn trong sạ ch, vững mạnh. Hợp tác có hiệu quả với Bộ Quốc phòng và các lự c lượ ng để bảo vệ vữ ng chắ c chủ quyền, an ninh biể n đả o củ a Tổ quố c.

Ngày vui hôm nay là dịp để các thế hệ làm công tác dầu khí Việt Nam ôn lại và tự hào với chặng đường 40 năm phát triển, đồng hành cùng đất nước, đồng thời ý thức rõ hơn về trách nhiệm trong giai đoạn tới. Với truyền thống của những người đi tìm lửa, tôi tin tưởng rằng các đồng chí sẽ tiếp tục phát huy những thành tích đã đạt được, vững bước tiến lên, vượt qua khó khăn, thử thách, đóng góp nhiều hơn nữa cho sự nghiệp phát triển kinh tế - xã hội, sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

Với hào khí của Cách mạng tháng Tám và Quốc khánh 2/9, với niềm vui 40 năm thành lập Ngành, một lần nữa tôi xin gửi tới các đồng chí lời chúc mừng tốt đẹp nhất đến cán bộ công nhân viên, người lao động của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đang hoạt động ở mọi miền đất nước và ở nước ngoài. Đảng, Nhà nước và nhân dân cả nước luôn theo dõi và đứng bên các đồng chí, cùng chia vui và tự hào với các thành tích mà những người làm dầu khí đã đạt được trong những năm qua, mong đợi những thành tựu to lớn hơn nữa trong tương lai, góp phần xứng đáng vào sự nghiệp xây dựng và bảo vệ Tổ quốc Việt Nam hùng cường, phồn thịnh.

TIÊU ĐIỂM

14 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Ngày 7/8/2015, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng đã hội đàm với Thủ tướng Malaysia Najib Rajak. Lãnh đạo hai

nước đánh giá quan hệ hợp tác toàn diện Việt Nam - Malaysia phát

triển ngày càng sâu rộng và hiệu quả; đồng thời nhất trí thiết lập

quan hệ đối tác chiến lược nhằm thúc đẩy quan hệ song phương

trên quan điểm chiến lược, toàn diện và lâu dài, gia tăng tin cậy và

đẩy mạnh hợp tác trên cơ sở tôn trọng lẫn nhau, bình đẳng, cùng

có lợi và vì lợi ích của nhân dân hai nước. Theo Thủ tướng Malaysia

Najib Rajak, quan hệ đối tác chiến lược Việt Nam - Malaysia sẽ mở ra

một kỷ nguyên mới cho hợp tác song phương, mở rộng cơ hội đầu

tư và kinh doanh giữa hai nước.

Hai bên nhất trí tăng cường và nâng cao hiệu quả hợp tác

nhằm đẩy mạnh quan hệ thương mại song phương; tăng kim

Trong chuyến thăm chính thức Malaysia từ ngày 7 - 8/8/2015, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Najib Rajak đã hội đàm nhiều vấn đề quan trọng nhằm thiết lập quan hệ đối tác chiến lược, đẩy mạnh hợp tác song phương trong lĩnh vực năng lượng. Lãnh đạo hai nước khẳng định tăng cường hợp tác lâu dài trong lĩnh vực dầu khí giữa Petronas và Petrovietnam; nhất trí không chỉ tiếp tục hỗ trợ, tạo điều kiện triển khai các dự án hiện có mà còn mở rộng hợp tác đầu tư tại nước thứ ba, tiến tới thiết lập quan hệ đối tác chiến lược giữa hai công ty dầu khí quốc gia.

Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Najib Rajak chứng kiến Lễ ký biên bản ghi nhớ giữa Petrovietnam và Petronas. Ảnh: Nhật Bắc

ĐẨY MẠNH HỢP TÁC VỚI MALAYSIA TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ

PETROVIETNAM

15DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

ngạch thương mại hai chiều lên 15 tỷ USD hoặc cao hơn vào năm 2020; tạo điều kiện thuận lợi cho các nhà đầu tư hai nước tìm kiếm cơ hội đầu tư tại mỗi nước. Lãnh đạo hai nước cam kết đẩy mạnh hợp tác song phương trong lĩnh vực năng lượng, đặc biệt trong lĩnh vực dầu khí, điện và năng lượng tái tạo. Hai bên tái khẳng định tăng cường hợp tác lâu dài trong lĩnh vực dầu khí giữa Petronas và Petrovietnam; nhất trí không chỉ tiếp tục hỗ trợ, tạo điều kiện triển khai các dự án hiện có mà còn mở rộng hợp tác đầu tư tại nước thứ ba, tiến tới thiết lập quan hệ đối tác chiến lược giữa hai công ty dầu khí quốc gia.

Dưới sự chứng kiến của Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Malaysia Najib Rajak, Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc Khánh và Tổng giám đốc Petronas Datuk Wan Zulkifl ee Wan Ariffi n đã ký Biên bản ghi nhớ hợp tác nhằm tăng cường hoạt động thăm dò dầu khí ở khu vực Lô PM3-CAA, hỗ trợ các dự án đầu tư của các bên tại Việt Nam và Malaysia. Nhân dịp này, Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí (PV Drilling) và Sapura Kencana Drilling của Malaysia đã ký Biên bản ghi nhớ hợp tác nhằm tìm kiếm cơ hội và triển khai việc cung cấp giàn khoan cho Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc (Phu Quoc POC).

Cùng ngày, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng đã tiếp ông Datuk Wan Zulkifl ee, Chủ tịch kiêm Tổng giám đốc Petronas. Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng đánh giá cao sự hợp tác của Petronas với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong hơn 20 năm qua, đồng thời đề nghị hai bên tích cực mở rộng hơn nữa công tác thăm dò khai thác dầu khí ở Việt Nam, Malaysia và nước thứ ba.

Petronas là đối tác truyền thống của Petrovietnam từ năm 1991, với việc tham gia Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí Lô 01 & 02. Sau những nỗ lực của các bên tham gia, các mỏ Ruby, Pearl, Topaz, Diamond… đã được phát hiện và đưa vào khai thác. Đến nay, Petronas đang tham gia các hợp đồng dầu khí: Lô 10 & 11-1, Lô 46-Cái Nước, Lô 46-02, Lô 01/97 & 02/97, Lô 102 & 106, Lô 122, Lô 103 & 107 và một số dự án khâu sau tại Việt Nam. Petrovietnam và Petronas đã ký Biên bản hợp tác để thành lập Ủy ban điều phối chung, là cơ sở để các bên trao đổi và triển khai các dự án hợp tác mới tại Việt Nam, Malaysia và các nước thứ ba.

Chuyến thăm chính thức Malaysia của Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng đã góp phần quan trọng đẩy mạnh hợp tác trong lĩnh vực năng lượng, đặc biệt là lĩnh vực dầu khí, góp phần thúc đẩy quan hệ hợp tác kinh tế, thương mại và đầu tư giữa hai nước Việt Nam - Malaysia.

Lễ ký Biên bản ghi nhớ giữa PV Drilling và Sapura Kencana Drilling. Ảnh: PVN

Nguyễn Hoàng

TIÊU ĐIỂM

16 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) cho biết, vào 10 giờ 45

phút ngày 12/8/2015 (giờ Algeria), hệ thống xử lý trung tâm (CPF) dự án phát triển khai thác mỏ Bir Seba Lô 433a & 416b, Algeria của Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí đã chính thức tiếp nhận dòng dầu của 4 giếng khai thác đầu tiên. Dòng dầu được đưa lên qua giếng khai thác BRS-6bis với lưu lượng gần 2.000 thùng/ngày, phục vụ cho giai đoạn vận hành thử nghiệm hệ thống đầu giếng, trạm thu gom và nhà máy xử lý trung tâm mỏ Bir Seba.

Trong giai đoạn chạy thử nghiệm, giếng BRS-6bis cùng với 3 giếng BRS-9, BRS12, BRS14 thuộc trạm thu gom số 1 lần lượt được mở để cung cấp dầu cho việc chạy thử hệ thống và nhà máy xử lý trung tâm. Dầu từ lòng giếng lên bề mặt sẽ theo đường ống nội mỏ về trạm thu gom để đo thử lượng và sau đó tập trung vào tuyến ống kết nối chính dẫn về nhà máy xử lý trung tâm. Ở

đây, dầu sẽ được xử lý để đạt chuẩn dầu thương phẩm.

Trong thời gian tới, Công ty Liên doanh Điều hành chung Groupement Bir Seba (GBRS) sẽ tiếp tục triển khai các công tác căn chỉnh toàn hệ thống và lần lượt mở các giếng tiếp theo để nâng dần công suất khai thác của mỏ lên mức 20.000 thùng dầu/ngày theo đúng kế hoạch giai đoạn I. Sản lượng của mỏ Bir Seba dự kiến sẽ được nâng lên 40.000 thùng dầu/ngày từ năm 2019, sau khi triển khai hệ thống khai thác giai đoạn II.

Dự án thăm dò khai thác dầu khí Lô 433a & 416b - Algeria với sự tham gia của PVEP (40%), Sonatrach (25%), PTTEP Algeria Ltd. (35%). Đây là dự án đầu tiên của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam/PVEP triển khai tại nước ngoài từ khâu tham gia đấu thầu quốc tế đến khâu thăm dò do PVEP trực tiếp điều hành trong giai đoạn thăm dò thẩm lượng.

KHAI THÁC DÒNG DẦU ĐẦU TIÊN TỪ MỎ BIR SEBAVượt qua mọi khó

khăn, thử thách và sự khắc nghiệt của sa mạc Sahara, việc chính thức khai thác dòng dầu đầu tiên từ mỏ Bir Seba (Lô 433a & 416b), Algeria đã thể hiện bản lĩnh, trí tuệ của những người đi tìm lửa.

Mạnh Hòa

PETROVIETNAM

17DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Trung tâm xử lý mỏ Bir Seba. Ảnh: PVEPCán bộ, kỹ sư của PVEP và Sonatrach mở choke giếng BRS-6bis lúc 10h45 ngày 12/8/2015. Ảnh: PVEP

Ba ngọn đuốc của Trung tâm xử lý đã rực cháy trên sa mạc Sahara

lúc 11h05’, ngày 12/8/2015. Ảnh: PVEP

Khu bể chứa sản phẩm tại Trung tâm xử lý mỏ Bir Seba. Ảnh: PVEP

TIÊU ĐIỂM

18 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Vào 10 giờ 50 phút ngày 7/8/2015, Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã mở van đầu vào cung

cấp dòng khí đầu tiên cho Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải để tiến hành công tác chạy thử thiết bị. Hệ thống đã đi vào hoạt động ổn định, cung cấp khí cho Khu công nghiệp Tiền Hải thông qua hệ thống cung cấp khí thấp áp. Các bộ phận liên quan đã từng bước hoàn thiện việc tăng lưu lượng cung cấp khí để tiếp tục thử nghiệm các thiết bị yêu cầu lưu lượng cao và theo dõi tính ổn định của chuỗi dự án.

Theo thiết kế, mỏ Thái Bình được khai thác bằng giàn đầu giếng điều khiển tự động (WHP) không người, khí khô không qua xử lý sẽ đi theo đường ống xuất khí chính về cụm thu gom trên bờ, trước khi được đưa vào hệ thống thấp áp để vận chuyển đến nơi tiêu thụ. Dự án được tham gia góp vốn bởi các đối tác Petronas Carigali Overseas Sdn. Bhd. (PCOSB - 57,14% và là nhà điều hành), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP - 20%) và SPC (22,86%).

Dự án “Hệ thống thu gom khí và phân phối khí mỏ Hàm Rồng và mỏ Thái Bình, Lô 102 & 106, giai đoạn 1” do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giao cho Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) làm chủ đầu tư, với mức đầu tư trong giai đoạn 1 là 91,7 triệu USD (tương đương 1.925 tỷ đồng). Dự án hạ nguồn “Hệ thống phân phối khí thấp áp cho Khu

công nghiệp Tiền Hải - Thái Bình” do PV GAS ủy quyền cho Công ty CP Phân phối khí Thấp áp Dầu khí Việt Nam (PVGasD) làm chủ đầu tư với mức đầu tư là 62,11 triệu USD (tương đương 1.311 tỷ đồng). Như vậy, tổng mức đầu tư của chuỗi dự án này khoảng 3.236 nghìn tỷ đồng.

Hệ thống thu gom và vận phân phối khí mỏ Hàm Rồng và mỏ Thái Bình, Lô 102 & 106, giai đoạn 1 do Công ty Quản lý Dự án khí đại diện chủ đầu tư PV GAS triển khai khẩn trương chỉ trong 12 tháng, gồm: Hệ thống tiếp nhận khí trên giàn Thái Bình, hệ thống đường ống dẫn khí từ giàn khí Thái Bình (Lô 102) về Trung tâm phân phối khí Tiền Hải với tổng chiều dài khoảng 25,5km đi qua địa phận 3 xã Đông Cơ, Đông Minh và xã Nam Thịnh, huyện Tiền Hải, tỉnh Thái Bình. Trong giai đoạn 1, hệ thống sẽ tiếp nhận và phân phối khí đến các hộ tiêu thụ qua kênh phân phối khí thấp áp, CNG với sản lượng khí ước tính trên 560.000m3 khí/ngày đêm (khoảng trên 200 triệu m3 khí/năm); áp suất làm việc của hệ thống khí từ 35 - 45kg/cm2.

Như vậy, sau 34 năm kể từ ngày khai thác dòng khí đầu tiên từ mỏ khí Tiền Hải C đến nay mới có mỏ khí mới tại khu vực miền Bắc được đưa vào khai thác, đáp ứng kịp thời nhu cầu tiêu thụ khí và thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh Thái Bình và các tỉnh lân cận, đồng thời mở ra triển vọng cho sự phát triển ngành công nghiệp khí tại khu vực phía Bắc.

Vào 9 giờ ngày 7/8/2015, Dự án phát triển khai thác mỏ khí Thái Bình (Lô 102 & 106 bể Sông Hồng) đã cho dòng khí thương mại đầu tiên từ giếng TB-1P với lưu lượng ban đầu 5 triệu ft3/ngày. Sau khi đưa thêm giếng TB-2P, sản lượng của mỏ có thể lên đến 20 triệu ft3/ngày.

MỎ KHÍ THÁI BÌNH CHO DÒNG KHÍ THƯƠNG MẠI ĐẦU TIÊN

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam mở van đầu vào cung cấp dòng khí đầu tiên khai thác từ mỏ khí Thái Bình

cho Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải. Ảnh: PV GAS

Ngọc Linh

PETROVIETNAM

19DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

HỆ THỐNG THU GOM VÀ PHÂN PHỐI KHÍ MỎ HÀM RỒNG VÀ MỎ THÁI BÌNH, LÔ 102 & 106, GIAI ĐOẠN 1

Dự án “Hệ thống thu gom và phân phối khí mỏ Hàm Rồng và mỏ Thái Bình, Lô 102 & 106, giai đoạn 1” sẽ là hệ thống chính đưa khí từ ngoài khơi bể Sông Hồng vào bờ, cung cấp cho các hộ tiêu thụ công nghiệp tại Khu công nghiệp Tiền Hải bằng mạng lưới tuyến ống khí thấp áp, đồng thời cung cấp cho các hộ công nghiệp ở xa bằng phương tiện vận chuyển chuyên dụng với sản phẩm khí thiên nhiên nén (CNG). Cấu hình cơ bản của hệ thống (Giai đoạn 1) là đường ống dẫn khí 12’’ từ mỏ Thái Bình đến Trung tâm phân phối khí (GDC) trong Khu công nghiệp Tiền Hải - Thái Bình, gồm các hạng mục chính sau:

- Tuyến ống 12” dài 25km, xuất phát từ mỏ Thái Bình (Lô 102) đi vào điểm tiếp bờ (LFP) nằm trên Cồn Vành, đến Trạm tiếp bờ (LFS) tại xã Đông Minh, huyện Tiền Hải, Thái Bình và đến Trung tâm phân phối khí (GDC) trong Khu công nghiệp Tiền Hải.

- Đường ống được thiết kế có các đầu chờ (tie-in) để kết nối các mỏ trong tương lai (Lô 103 & 107) và dự phòng cho phương án nhập LNG qua hệ thống kho nổi.

- Giàn khai thác khí Thái Bình là giàn không người, gồm các thiết bị chính: Hệ thống phóng thoi, hệ thống bơm chất ức chế chống ăn mòn, giàn ống đứng và các phụ kiện.

- Trạm tiếp bờ, gồm các thiết bị chính như: Van ngắt tuyến, hệ thống cáp quang kết nối điều khiển với trung tâm phân phối khí, nhà văn phòng, thiết bị lưu trữ điện và hệ thống phụ trợ.

- Trung tâm phân phối khí, có diện tích 5ha, gồm các hệ thống công nghệ và thiết bị chính gồm: Hệ thống nhận thoi, thiết bị tách 3 pha, thiết bị tách lọc lỏng, bồn chứa condensate và hệ thống xuất lên xe bồn, hệ thống metering, bình tách condensate/nước, hệ thống điều khiển trung tâm, nhà xưởng, văn phòng và các hệ thống phụ trợ như trạm biến áp 35/0,4 KV, máy phát điện dự phòng, hệ thống xử lý nước nhiễm dầu, hệ thống phòng cháy chữa cháy…

Sau khi hoàn thành, hệ thống sẽ tiếp nhận khí từ mỏ Thái Bình và phân phối đến hộ tiêu thụ thông qua kênh phân phối khí thấp áp/CNG (được xây dựng song song với dự án) với sản lượng khí ước tính khoảng 566.400m3/ngày.

Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải. Ảnh: Ngọc Linh

TIÊU ĐIỂM

20 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được thiết kế với công suất 6,5 triệu tấn/năm để chế biến 100%

dầu thô Bạch Hổ. Từ khi đưa vào vận hành thương mại (2010) đến nay, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất luôn vận hành an toàn, ổn định, sản xuất trên 34,6 triệu tấn sản phẩm, đáp ứng khoảng trên 30% nhu cầu xăng dầu trong nước, nộp ngân sách trên 116,4 nghìn tỷ đồng, góp phần quan trọng trong việc bảo đảm an ninh năng lượng và phát triển kinh tế - xã hội của đất nước.

Với mục tiêu nâng cao công suất, tăng độ linh hoạt trong việc chế biến dầu thô, nâng cấp về công nghệ để bảo đảm sản xuất các sản phẩm xăng dầu có chất lượng cao, nâng cao sức cạnh tranh của Nhà máy, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và BSR đã hoàn thành báo cáo nghiên cứu khả thi Dự án và được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận. Theo đó, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất sẽ được nâng công suất từ 6,5 triệu tấn/năm lên 8,5 triệu tấn/năm, chế biến các loại dầu thô ESPO/Murban với tỷ lệ 50/50, sản phẩm đáp ứng tiêu chuẩn Euro IV, Euro V... Trên cơ sở các nội dung đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo BSR triển khai thực hiện Dự án: chuẩn bị hạ tầng cơ sở, đấu thầu lựa chọn nhà thầu tư vấn thiết kế tổng thể, thu xếp vốn.

Ước tính, chi phí đầu tư mở rộng và nâng cấp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất khoảng 1,813 tỷ USD, thời gian thực hiện 78 tháng, dự kiến hoàn thành vào năm 2021. Trong đó, giá trị của Hợp đồng tư vấn thiết kế tổng thể (FEED) là 25,6 triệu USD, thời gian thực hiện trong 15 tháng (8/2015 - 11/2016). Amec Foster Wheeler Energy Ltd. được lựa chọn thông qua việc tổ chức đấu thầu quốc tế. Đây là nhà thầu tư vấn thiết kế hàng đầu thế giới với doanh thu năm 2014 đạt 5,5 tỷ bảng Anh, có trụ sở tại Vương quốc Anh và có văn phòng đại diện ở nhiều quốc gia trên thế giới. Đây cũng là nhà thầu tư vấn, thiết kế tổng thể cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trước đây và Nhà máy Lọc dầu Nghi Sơn.

TS. Lê Mạnh Hùng - Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đề nghị Amec Foster Wheeler Energy Ltd. thực hiện nghiêm túc các điều khoản của Hợp đồng đã ký, đồng thời bằng kinh nghiệm và năng lực tốt nhất của mình thực hiện việc thiết kế kỹ thuật tổng thể, bảo đảm Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong tương lai là nhà máy tối ưu nhất về công nghệ, kỹ thuật và có sức cạnh tranh cao. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu BSR/Ban QLDA Nâng cấp Mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất tổ chức tốt việc phối hợp, quản lý, giám sát, đảm bảo tiến độ, chất

Ngày 28/8, Công ty TNHH MTV Lọc - Hóa dầu Bình Sơn (BSR) đã ký Hợp đồng tư vấn thiết kế tổng thể (FEED) Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất với Amec Foster Wheeler Energy Ltd. Đây là mốc tiến độ quan trọng trong quá trình triển khai Dự án, nhằm chính xác hóa công nghệ, kỹ thuật, chi phí, hiệu quả, để Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong tương lai là nhà máy tối ưu nhất về công nghệ, kỹ thuật và có sức cạnh tranh cao.

MỞ RỘNG NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤTĐẢM BẢO TIẾN ĐỘ DỰ ÁN NÂNG CẤP,

Lễ ký Hợp đồng tư vấn thiết kế tổng thể (FEED) Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: Hồng Ngọc

PETROVIETNAM

21DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

lượng của thiết kế tổng thể như Hợp đồng đã ký, đồng thời phối hợp chặt chẽ với UBND tỉnh Quảng Ngãi đẩy nhanh công tác chuẩn bị hạ tầng, giải phóng mặt bằng và các công việc khác có liên quan để đảm bảo tiến độ tổng thể của Dự án.

Từ sau khi tiến hành bảo dưỡng tổng thể lần thứ 2 đến nay, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã vận hành liên tục và ổn định ở 103 - 105% công suất. Trong 8 tháng đầu năm 2015, BSR đã sản xuất được trên 4,56 triệu tấn sản phẩm các loại, đạt 77,8% kế hoạch năm; xuất bán trên 4,54 triệu tấn sản phẩm, đạt 77,5% kế hoạch năm. Trong các tháng cuối năm 2015, BSR tổ chức quản lý vận hành Nhà máy Lọc dầu Dung Quất an toàn, ổn định, hiệu quả ở 105% công suất, tiếp tục triển khai dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy, tối ưu hóa chi phí sản xuất và tái cơ cấu doanh nghiệp.

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: CTV

Ngọc Linh

TS. LÊ MẠNH HÙNG - PHÓ TỔNG GIÁM ĐỐC TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

Việc ký kết Hợp đồng tư vấn thiết kế tổng thể là sự kiện quan trọng trong quá trình triển khai dự án với thời gian thực hiện trong 15 tháng, bảo đảm hoàn thành thiết kế kỹ thuật tổng thể, dự toán chi phí và đặc biệt chuẩn bị những tài liệu quan trọng để triển khai đấu thầu Hợp đồng EPC trong thời gian tới. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đề nghị Amec Foster Wheeler Energy Ltd. thực hiện nghiêm túc các

điều khoản của Hợp đồng đã ký, đồng thời bằng kinh nghiệm và năng lực tốt nhất của mình thực hiện việc thiết kế kỹ thuật tổng thể, bảo đảm Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong tương lai là nhà máy tối ưu nhất về công nghệ, kỹ thuật và có sức cạnh tranh cao.

ÔNG LUCA FONTANA - GIÁM ĐỐC KHU VỰC ĐÔNG NAM Á CỦA AMEC FOSTER WHEELER

Việc ký kết Hợp đồng này khẳng định quyết tâm của Amec Foster Wheeler trong việc xây dựng mối quan hệ hợp tác lâu dài tại Việt Nam. Đáp lại sự tín nhiệm của Petrovietnam và BSR, Amec Foster Wheeler cam kết sẽ triển khai Dự án với tiêu chuẩn cao nhất về an toàn, chất lượng, đảm bảo đạt được các mục tiêu của dự án trên cả phương diện tài chính và tiến độ. Công

việc của chúng tôi không chỉ dừng ở tư vấn thiết kế tổng thể, mà còn đóng góp vào sự thành công của Dự án này với vai trò là nhà tư vấn quản lý dự án chuyên nghiệp. Chúng tôi mong muốn tiếp tục xây dựng mối quan hệ hợp tác lâu dài và hiệu quả với Petrovietnam, BSR và Việt Nam trong thời gian tới.

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

22 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Mở đầu

Bể An Châu là một trong những bể trầm tích trước Cenozoic lớn nhất Việt Nam (Hình 1). Các công trình nghiên cứu trước đây chủ yếu được thực hiện bởi các nhà địa chất Việt Nam và Liên Xô trong quá trình đo vẽ bản đồ địa chất và tìm kiếm khoáng sản ở các tỷ lệ khác nhau. Kết quả thu được ban đầu cho thấy bể An Châu hình thành do quá trình tách giãn nội lục trên móng kết tinh tiền Cambrian [1, 3, 5]. Trong suốt giai đoạn Paleozoic - Mesozoic, bể An Châu đã xảy ra nhiều giai đoạn tách giãn và nghịch đảo kiến tạo làm thay đổi bình đồ cấu trúc khu vực, môi trường trầm tích và kết thúc bằng giai đoạn tạo núi Indosinian trên toàn Đông Dương vào cuối Mesozoic. Bên cạnh đó, các kết quả nghiên cứu và điều tra địa chất Đông Dương cho thấy khu vực này có điều kiện địa chất thuận lợi cho việc hình thành và tích tụ dầu khí [2, 4]. Tuy nhiên do kết quả nghiên cứu và các luận giải về cơ chế hình thành và tiến hóa bể trước đây còn nhiều vấn đề chưa thống nhất giữa các nhà địa chất trong đó có một số luận giải còn dựa trên những lý luận của thuyết kiến tạo

ĐẶC ĐIỂM BIẾN DẠNG KIẾN TẠO BỂ AN CHÂU: BẰNG CHỨNG CHO HOẠT ĐỘNG NGHỊCH CHỜM TRONG GIAI ĐOẠN

TẠO NÚI INDOSINIANTS. Hoàng Văn Long

Đại học Mỏ - Địa chấtEmail: hoangvanlong@humg.edu.vn

Tóm tắt

Bể An Châu nằm ở khu vực Đông Bắc và là một trong những bể trầm tích trước Cenozoic có triển vọng dầu khí ở

Việt Nam. Bài báo giới thiệu một số kết quả nghiên cứu về đặc điểm biến dạng dựa trên các số liệu quan sát thực địa

cùng với số liệu tổng hợp, xử lý từ các công trình nghiên cứu trước đây:

- Quan hệ địa tầng giữa các đá silic của hệ tầng Bãi Cháy (P3bc) với các đá carbonate của hệ tầng Bắc Sơn (C-P

2 bs)

ở ven rìa Đông Nam bể An Châu là quan hệ kiến tạo nghịch chờm thay vì quan hệ bất chỉnh hợp;

- Pha hoạt động ép nén tạo thành các nếp uốn đảo/nằm ngang và đứt gãy chờm nghịch khá phổ biến trong các

đá tuổi từ Permian muộn đến đầu Triassic muộn cho thấy chúng có quan hệ chặt chẽ với hoạt động tạo núi Indosinian.

Từ khóa: Bể An Châu, biến dạng, nghịch chờm.

Địa Máng. Vì vậy, một số luận giải liên quan đến việc nghiên cứu cấu trúc địa chất, lịch sử tiến hóa kiến tạo và đánh giá tiềm năng dầu khí của khu vực bể An Châu còn có những điểm chưa hợp lý.

Các kết quả nghiên cứu địa tầng, magma và kiến tạo trước đây cho rằng khu vực Đông Bắc Việt Nam được nâng lên từ từ vào cuối Mesozoic, môi trường trầm tích có sự dịch chuyển từ môi trường biển sâu (trong giai đoạn Carboniferous - Permian) sang môi trường biển nông (trong giai đoạn Triassic) và môi trường lục địa vào cuối Triassic - Cretaceous. Các nhà nghiên cứu cho rằng hoạt động nâng xảy ra từ từ, tạo thành các nếp uốn thoải trên các đai tạo núi. Nếu xét lịch sử tiến hóa kiến tạo và cơ chế biến dạng của bể An Châu trong bối cảnh kiến tạo khu vực sẽ thấy khu vực Đông Nam Á và Nam Trung Quốc đã trải qua giai đoạn chuyển tiếp từ hoạt động tách giãn (trước Permian sớm) sang chế độ ép nén (từ Permian

Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu (nguồn: maps.google.com)

PETROVIETNAM

23DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

muộn) là kết quả của quá trình hút chìm đại dương cổ về phía Đông và sự va chạm giữa mảng Sibumasu và địa khối Đông Dương [6]. Do hoạt động tạo núi Indosinian đặc trưng chủ yếu bởi hiện tượng ép nén và hút chìm nên nhận định về hiện tượng nâng từ từ cùng với sự hình thành các nếp uốn thoải vào cuối Mesozoic còn nhiều điểm chưa hợp lý về chế độ địa động lực.

2. Bối cảnh kiến tạo khu vực

Trên bình đồ cấu trúc khu vực, bể An Châu nằm về phía Tây Nam của bể trầm tích Mesozoic Thập Vạn Đại Sơn và thuộc đới cấu trúc Paleozoic-Mesozoic kéo dài phương Đông Bắc - Tây Nam. Hiện nay, các đá cổ nhất có thể quan sát được trong vùng là các đá biến chất thạch anh - sericite và quarzite của hệ tầng Tấn Mài (O3-S1tm) với diện tích lộ ra không lớn trên các khối nâng trong khu vực nghiên cứu. Vì vậy, nhiều nhà nghiên cứu cho rằng quá trình hình thành bể được bắt đầu bằng hoạt động tách giãn nội lục trên các thành tạo đá móng trước Cambrian. Trên bình đồ cấu trúc hiện tại cho thấy sự tương phản khá rõ về chế độ kiến tạo giữa Đông Bắc và Tây Bắc Việt Nam. Nếu như các tổ hợp thạch kiến tạo ở Tây Bắc Việt Nam phát triển theo phương Tây Bắc - Đông Nam và liên quan đến hoạt động trượt bằng dọc đới đứt gãy Sông Hồng, Sông Mã, Sông Chảy thì ở khu vực Đông Bắc Việt Nam lại đặc trưng bởi hoạt động tách giãn/ép nén với trục tách giãn/ép nén phát triển theo phương Đông Bắc - Tây Nam (Hình 2).

Theo quan điểm thuyết Địa Máng trước đây, các nhà nghiên cứu cho rằng bể An Châu không phải là một địa máng thực thụ mà là rìa nền hoạt hóa phát triển trên nền cổ Hoa Nam hay móng uốn nếp Paleozoic sớm [2]. Lịch sử phát triển tiến hóa bể An Châu và Đông Bắc Việt Nam trải qua các pha kiến tạo điển hình là Caledonian, Hercynian và Indosinian [4].

Hoạt động tách giãn được cho là bắt đầu Paleozoic nhưng đạt cực đại trong giai đoạn Carboniferous - Permian sớm (Hình 3). Kết quả tạo thành các trũng sâu phát triển trên vỏ lục địa tách giãn được lấp đầy các thành tạo trầm tích biển sâu có thành phần chủ yếu là carbonate và silic (ví dụ: đá vôi hệ tầng Bắc Sơn, trầm tích silic hệ tầng Bãi Cháy...). Sau giai đoạn này, khu vực Đông Nam Á chuyển tiếp sang giai đoạn ép nén do sự va chạm giữa mảng Sibumasu với Địa khối Đông Dương và hút chìm đại dương cổ về phía Đông [7]. Quá trình này đã làm cho khu vực Đông Dương bắt đầu được nâng cao chuyển dần từ chế độ biển sâu sang biển nông. Cuối pha hoạt động kiến tạo Hercynian trong thời kỳ Carboniferous - Permian là một thời kỳ san bằng kiến tạo [2], lắng đọng các trầm tích lục nguyên hệ tầng Lạng Sơn (T1ils), hệ tầng Khôn Làng (T2akl), hệ tầng Nà Khuất (T2lnk) và hệ tầng Mẫu Sơn (T3kms) trong các trũng phân dị trước khi chuyển sang chế độ lục địa hoàn toàn được thể hiện qua các thành tạo trầm tích chứa than trong các địa hào nội lục như hệ tầng Hòn Gai (T3n-rhg), hệ tầng Bình Liêu (T2bl), hệ tầng Hà Cối (J1-2hc),...

Hình 2. Sự tương phản về cấu trúc kiến tạo giữa đới Tây Bắc và Đông Bắc Việt Nam [7]

Chú giải

I. Các địa khu lục địa tiền Cambrian tái biến cải trong

Phanerozoi

Các địa khu biến chất cao:I. Hoàng Liên Sơn (các á địa khu: I.1. Phan Si Pan, I.2. Núi Con Voi, II. Phu Hoạt - Nậm Sư Lư (các á địa khu: II.1. Phu Hoạt, II.2. Nậm Sư Lư)

II. Hệ tạo núi đa kỳ Neoproterozoic - Mesozoic sớm

Phân hệ tạo núi đa kỳ Neoproterozoic - Paleozoic sớm Việt Trung

Các đai tạo núi nội lực Paleozoic sớm: 1. Đông Bắc Bộ1.1. Tây Việt Bắc, 1.2. Đông Bắc Bộ2. Tây Bắc Bộ

Phân hệ tạo núi đa kỳ Paleozoic giữa - Mesozoic sớm Đông Dương

4. Đai tạo núi Paleozoic muộn - Mesozoic sớm Trường Sơn5. Đai tạo núi Indosini Mekong: 5.1. Điện Biên - Louangbang

Hệ rift nội lục Permian muộn - Mesozoic6. Sông Hiến - An Châu (6.1. Sông Hiến, 6.2. An Châu)7. Sông Đà - Tú Lệ (7.1. Sông Đà, 7.2. Tú Lệ)Hệ rift nội lục sau va chạm Mesozoic8. Sầm Nưa - Hoành Sơn11. Trũng châu thổ Sông Hồng

III. Các trũng nội lục Paleozoic muộn - Cenozoic

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

24 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

3. Đặc điểm biến dạng bể An Châu vào cuối

Mesozoic

3.1. Hiện tượng biến dạng

Để nghiên cứu đặc điểm biến dạng khu vực

nghiên cứu và mối quan hệ của chúng với hoạt

động kiến tạo khu vực trong giai đoạn Mesozoic

muộn, tác giả đã tiến hành khảo sát một số mặt

cắt chi tiết cắt vuông góc với phương cấu trúc bể

An Châu. Trong đó, tập trung thu thập các số liệu

về thành phần thạch học, tướng và môi trường

trầm tích, nhận dạng các dạng cấu tạo (khe nứt,

Hình 3. Sơ đồ kiến tạo mô phỏng quá trình tách giãn và khép bồn liên quan

đến hoạt động tạo núi Indosinian vào cuối Permian sớm [8]

đứt gãy, nếp uốn...) và đo đạc chi tiết các thông số hình học của các dạng cấu tạo nêu trên phục vụ cho việc khôi phục trường ứng suất và chế độ địa động lực khống chế quá trình biến dạng trong vùng nghiên cứu.

Kết quả thu thập trong quá trình khảo sát thực địa cho thấy ngoài những hiện tượng biến dạng đã được đề cập đến trong các văn liệu địa chất trước đây, tác giả còn quan sát thấy một số quan hệ nghịch đảo kiến tạo khá điển hình. Về quan hệ địa tầng, trước đây các nhà địa chất đều cho rằng các thành tạo trầm tích silic của hệ tầng Bãi Cháy (P3bc) có quan hệ phủ bất chỉnh hợp lên các đá carbonate của hệ tầng Bắc Sơn (C-P2 bs). Tuy nhiên, tại một số vết lộ ở moong khai thác silic khu vực Hoàng Thạch (ven rìa bể An Châu), đã quan sát thấy các lớp silic của hệ tầng Bãi Cháy bị uốn nếp rất mạnh tạo thành các nếp uốn đảo và nếp uốn nằm ngang với góc liên cánh là góc nhọn (thường nhỏ hơn 45o) (Hình 4). Bên cạnh đó, các thành tạo silic này còn cắm xuống bên dưới đá vôi của hệ tầng Bắc Sơn (Hình 5).

Hiện tượng uốn nếp đảo và nghịch chờm không chỉ được quan sát ở các thành tạo trầm tích biển sâu tại khu vực Hoàng Thạch mà còn được quan sát trong các thành tạo lục nguyên tuổi Triassic ở khu vực Đông Nam đèo Phong Vân (quốc lộ 279). Tại đây,

Hình 4. Nếp uốn nằm ngang có góc liên cánh là góc nhọn thể hiện trục ứng suất ép nén cực đại

nằm ngang phát triển trong đá phiến silic của hệ tầng Bãi Cháy

Hình 5. Đá vôi hệ tầng Bắc Sơn trượt chờm lên đá phiến silic của hệ tầng Bãi Cháy

PETROVIETNAM

25DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

các đá lục nguyên tuổi Triassic bị uốn nếp mạnh tạo thành chuỗi các nếp uốn nằm ngang với góc liên cánh rất hẹp (Hình 6). Đặc điểm biến dạng ở đây có nhiều điểm tương đồng với đặc điểm biến dạng của các đá silic ở ven rìa trũng An Châu. Ngoài ra, trong các thành tạo trầm tích lục nguyên Triassic còn quan sát được một số đới trượt giòn với chiều rộng khoảng vài chục cm đến ~1m. Các mảnh đá trong phạm vi đới trượt thường bị kéo dài song song hoặc chéo góc với phương siết ép (Hình 7).

3.2. Luận giải chế độ kiến tạo

Kết quả quan sát thực địa ở khu vực bể An Châu cho thấy sau quá trình tách giãn cực đại trong kỷ Carboniferous và Permian sớm, khu vực nghiên cứu chuyển tiếp qua quá trình nghịch đảo kiến tạo nâng lên tạo núi. Hoạt động nghịch đảo kiến tạo ở đây không chỉ nâng lên từ từ theo chiều thẳng đứng mà còn được đặc trưng bởi hoạt động ép nén theo phương nằm ngang khá điển hình. Quá trình ép nén theo phương nằm ngang đã hình thành các nếp uốn đảo/nằm ngang và đứt gãy nghịch chờm quan sát

Hình 6. Nếp uốn đảo phát triển trong các đá trầm tích lục nguyên Triassic

ở khu vực phía Đông Nam đèo Phong Vân, huyện An Châu

Hình 7. Đới trượt giòn phát triển trong các đá lục nguyên tuổi Triassic giữa trên quốc lộ 279

phía Đông bể An Châu

được trong các thành tạo lục nguyên tuổi Triassic và thành tạo silic/carbonate tuổi Carboniferous - Permian thuộc cánh Đông Nam và ven rìa bể An Châu. Với kết quả này, tác giả đã khôi phục lại trường ứng suất liên quan đến pha biến dạng, trong đó thể hiện rõ trường ứng suất ép nén với trục ứng suất ép nén cực đại s1 phân bố theo phương nằm ngang (Hình 4).

Về thời gian biến dạng, có thể nhận thấy rằng hoạt động uốn nếp đảo và nằm ngang cùng với đứt gãy nghịch chờm chỉ được quan sát trong các thành tạo trầm tích tuổi Carboniferous - Permian và Triassic. Giai đoạn này trùng với thời điểm toàn khu vực Đông Dương bắt đầu chuyển tiếp từ tách giãn tạo rift sang ép nén do va chạm giữa địa khối Sibumasu với địa khối Đông Dương và sự hút chìm đại dương cổ về phía Đông [6, 8]. Điều này có nghĩa là quá trình nghịch đảo kiến tạo và nghịch chờm trong khu vực bể An Châu xảy ra ít nhất phải sau Permian muộn và có thể kéo dài đến đầu Triassic muộn trước khi giai đoạn tách giãn địa hào lục địa (lắng đọng trầm tích hệ tầng Hòn Gai, hệ tầng Hà Cối, hệ tầng Bình Liêu...) xảy ra. Pha ép nén và nghịch chờm này được cho là gắn liền với hoạt động tạo núi Indosinian trong khu vực.

4. Kết luận

Trên cơ sở tổng hợp, xử lý các tài liệu địa chất và kiến tạo khu vực Đông Bắc Việt Nam nói chung và khu vực bể An Châu nói riêng kết hợp với các tài liệu khảo sát thực địa, tác giả đưa ra một số nhận định sau:

- Bể An Châu được hình thành theo cơ chế tách giãn nội lục trên các thành tạo đá móng trước Cambrian. Trong quá trình phát triển, bể An Châu đã trải qua nhiều giai đoạn hoạt động kiến tạo khác nhau trong đó điển hình nhất là pha tách giãn vỏ lục địa trong giai đoạn Carboniferous - Permian và pha nghịch đảo kiến tạo vào cuối Permian muộn đến đầu Triassic muộn;

- Hoạt động nghịch đảo kiến tạo đã làm phức tạp hóa bình đồ cấu trúc kiến tạo khu vực, trong đó các thành tạo carbonate của hệ tầng Bắc Sơn trượt chờm lên các đá silic của hệ tầng Bãi Cháy thay vì quan hệ chỉnh hợp như trước đây đã từng ghi nhận. Hoạt động uốn nếp đảo/nằm ngang cùng với đứt gãy chờm nghịch phản ánh một giai đoạn ứng suất ép nén trong khu vực

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

26 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

phân bố theo phương nằm ngang chiếm ưu thế. Mặc dù các nghiên cứu trước đây đều khẳng định vai trò của hoạt động tạo núi Indosinian đối với bình đồ cấu trúc khu vực An Châu nhưng kết quả nghiên cứu cho thấy hoạt động ép nén và chờm nghịch xảy ra khá phổ biến và mạnh ở cánh và ven rìa Đông Nam của bể trong giai đoạn Permian muộn đến đầu Triassic muộn;

- Những phát hiện trên cho thấy rõ hơn về cấu trúc địa chất, lịch sử tiến hóa địa chất bể An Châu và ảnh hưởng của chúng đối với sự hình thành hệ thống dầu khí trong khu vực nghiên cứu. Tuy nhiên, đây mới chỉ là kết quả nghiên cứu ban đầu, vì vậy trong thời gian tới cần triển khai các công trình nghiên cứu sâu như khoan thăm dò hay thăm dò địa chấn để có thể đưa ra những nhận định có tính định lượng hơn.

Tài liệu tham khảo

1. Đỗ Tuyết, Nguyễn Thế Thôn, Phùng Ngọc Đĩnh. Về giai đoạn địa mạo ở vùng núi thấp trũng An Châu. Tạp chí Địa chất. 1971; 96(6).

2. Ngô Thường San. Nên nhận định về triển vọng dầu khí ở trũng An Châu như thế nào? Tạp chí Địa chất. 1975; 122(11 - 12): 6.

3. Nguyễn Nghiêm Minh. Về mối liên quan trong quá trình hình thành rift Sông Hiến với võng chồng An Châu và đặc điểm khoáng hóa liên quan ở Đông Bắc Bắc Bộ. Tạp chí các khoa học Trái đất. 1986; 8(7).

4. Nguyễn Quang Hạp. Triển vọng dầu khí ở trũng An Châu. Tạp chí Địa chất. 1975; 120(7 - 8):7.

5. Nguyễn Xuân Bao, Phạm Đình Long, Trần Đức Lương. Những nét khái quát về địa chất Việt Nam. Tạp chí Địa chất. 1979; 146(5).

6. J.Rodgers. Comment on “Mesozoic overthrust tectonics in south China”. Geology. 1989; 17: p. 384 - 387.

7. Trần Văn Trị (chủ biên). Địa chất và Tài nguyên Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học Tự nhiên và Công nghệ, Hà Nội. 2009.

8. Li Xian Hua, Li Zheng Xiang, Li Wu Xian, Wang Yuejun. Initiation of the Indosinian orogeny in South China: Evidence for a Permian magmatic arc on Hainan island. Journal of Geology. 2006; 114 (3): p. 341 - 353.

Tectonic deformation of An Chau basin: Evidence for overthrusting during Indosinian orogeny

Summary

The An Chau basin is situated in the North East of Vietnam and is one of the pre-Cenozoic sedimentary basins in

Vietnam demonstrating high oil and gas potential. The paper presents some study results on tectonic deformation

based on fi eld observation data together with existing literatures:

The stratigraphic relation between the cherty sedimentary rock of the Bai Chay formation (P3 bc) and the car-

bonate rocks of the Bac Son formation (C-P2 bs) in the southeastern margin of the An Chau basin is an overthrusting

boundary instead of unconformable contact.

The compressional phase resulting in formation of overturned/recumbent folds and thrust faults are relatively

common in the Late Permian - beginning of the Late Triassic rocks. It is suggested that these events have been closely

related to the Indosinian orogeny.

Key words: An Chau basin, deformation, overthrust.

Hoang Van Long

University of Mining and Geology

PETROVIETNAM

27DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Giới thiệu

Độ rỗng được xác định bằng tỷ số giữa thể tích không gian rỗng với thể tích tổng của đất đá. Có nhiều phương pháp để xác định độ rỗng của đất đá, trong đó có phương pháp sử dụng ảnh chụp cắt lớp. Phân tích hình ảnh [1] và kỹ thuật tương quan [2] được áp dụng để tính toán độ rỗng từ ảnh chụp cắt lớp. Chụp cắt lớp xoắn ốc là công nghệ quét X-quang không phá hủy mẫu, tạo ra hình ảnh cấu trúc 3D bên trong mẫu bằng việc tái thiết ma trận các hệ số suy giảm tia X.

Trên cơ sở ảnh chụp cắt lớp ban đầu được thực hiện bằng máy CT scanner, ảnh cắt lớp sẽ được thực hiện phân vùng ảnh (segmentation) [3] để loại bỏ yếu tố phân tán gây nhiễu, ảnh hưởng đến ranh giới các điểm ảnh (pixels) của đối tượng. Sau đó, ảnh phân vùng được số hóa để đưa ảnh về dạng các điểm ảnh với giá trị độ xám tương ứng từ 0 - 255. Mỗi nhóm đất đá (đá vôi, cát kết, đá móng nứt nẻ…) sẽ có một điểm xám chuẩn (grayscale point), từ đó xác định được giá trị thể tích của hạt và thể tích lỗ rỗng. Giá trị độ rỗng của mỗi lát cắt được tính dựa trên công thức:

Nhóm tác giả thực hiện chụp cắt lớp và phân tích hình ảnh của 31 mẫu lõi đường kính lớn được lấy từ các giếng khoan thuộc bể Cửu Long, Nam

NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐỘ RỖNG CỦA MẪU LÕI TỪ ẢNH CHỤP CẮT LỚP CÓ ĐỘ PHÂN GIẢI CAO

ThS. Nguyễn Hồng Minh, ThS. Nguyễn Lâm Quốc Cường

ThS. Ngô Thà nh Vương, ThS. Nguyễ n Văn Hiế u

Viện Dầu khí Việt NamEmail: minhnh@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Trong nghiên cứu này, độ rỗng của mẫu lõi được xác định từ ảnh chụp cắt lớp (CT scan) với chế độ quét đơn

thông qua việc xác định không gian rỗng bằng kỹ thuật phân vùng ảnh hay kỹ thuật số hóa ảnh, sau đó so sánh

với kết quả phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn. Nhóm tác giả đã chụp cắt lớp và phân tích hình ảnh của 31 mẫu lõi đường

kính lớn (full diameter) được lấy từ các giếng khoan thuộc bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn và bể Sông Hồng. Các mẫu

này có độ rỗng từ 11 - 40,9%, độ thấm từ 0,002 - 1,373mD. Từ kết quả nghiên cứu, nhóm tác giả đã xác định giá trị

độ xám chuẩn (grayscale point) của từng nhóm đá và công thức tương quan thực nghiệm nhằm xác định độ rỗng

cho toàn bộ hiệp mẫu.

Từ khóa: Độ rỗng, mẫu lõi, chụp cắt lớp xoắn ốc, độ xám chuẩn, phân vùng ảnh, bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn, bể Sông Hồng.

Độ rỗng =thể tích rỗng dựa trên số pixel

thể tích tổng dựa trên số pixel× 100

Hình 1. Ảnh chụp cắt lớp ban đầu bằng máy CT Scanner: đá vôi (a);

cát kết (b); đá móng nứt nẻ (c)

Hình 2. Ảnh chụp cắt lớp sau khi đã được phân vùng: đá vôi (a), cát kết (b),

đá móng nứt nẻ (c)

Côn Sơn và Sông Hồng; đồng thời tính toán các giá trị độ rỗng và so sánh với giá trị độ rỗng từ phân tích mẫu lõi để xác thực tính ổn định và biện luận của phương pháp.

2. Phương pháp nghiên cứu và thực nghiệm

Độ rỗng được xác định từ dữ liệu ảnh chụp cắt lớp bằng phân tích hình ảnh và công cụ tương quan thực nghiệm.

Đo độ rỗng bằng phân tích hình ảnh được thực hiện bằng cách đo không gian rỗng thông qua phân vùng ảnh. Phân vùng ảnh có thể làm tăng/giảm khoảng không gian rỗng, hoặc làm mờ, hoặc tạo thêm kết nối giữa chúng một cách rõ ràng. Một sự thay đổi nhỏ các thuộc tính phân vùng ảnh có thể làm độ rỗng thay đổi

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

28 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 51 101 151 201 251

Tần

suất

tích

lũy

Tần

suất

Độ xám

Tần suất

Tần suất tích lũy

Hình 3. Thang chia mức độ xám

Ký hiệu

mẫu

Độ rỗng

(%)

Độ thấm

(mD)

Tỷ trọng

hạt (g/cm3) Mô tả

FD1 27,7 755 2,68 Cát kết hạt trung

FD2 27,2 835 2,67 Cát kết hạt mịn đến hạt trung

FD3 27,8 808 2,67 Cát kết hạt trung FD4 12,6 0,0020 2,74 Bột kết FD5 11,6 0,0033 2,72 Cát kết hạt mịn FD6 25,0 884 2,67 Cát kết hạt trung FD7 28,5 1373 2,67 Cát kết hạt trung FD8 26,1 216 2,67 Cát kết hạt mịn FD9 27,0 509 2,66 Cát kết hạt trung

FD10 27,7 694 2,68 Cát kết hạt mịn đến

hạt trung FD11 31,5 680 2,66 Cát kết hạt trung FD12 30,8 912 2,67 Cát kết hạt trung FD13 24,2 520 2,68 Cát kết hạt mịn FD14 8,9 0,0060 2,69 Cát kết hạt trung FD15 26,6 768 2,66 Cát kết hạt trung FD16 16,3 774 2,69 Đá vôi FD17 25,4 820 2,70 Đá vôi FD18 30,3 277 2,69 Đá vôi FD19 31,8 188 2,69 Đá vôi FD20 32,5 204 2,70 Đá vôi FD21 30,7 62,9 2,70 Đá vôi FD22 30,6 35,6 2,71 Đá vôi FD23 41,7 189 2,73 Đá vôi FD24 36,0 45,7 2,74 Đá vôi FD25 33,6 84,6 2,74 Đá vôi FD26 35,3 35,7 2,71 Đá vôi FD27 27,7 46,4 2,71 Đá vôi FD28 30,0 50,0 2,71 Đá vôi FD29 26,9 1,63 2,71 Đá vôi FD30 18,7 1,30 2,72 Đá vôi FD31 3,1 2,12 2,60 Đá móng nứt nẻ

Bảng 1. Các mẫu dùng cho thí nghiệm chụp cắt lớp [5]

lớn [4]. Do đó, đây là một yếu tố không chắc chắn trong phương pháp đo độ rỗng từ hình ảnh chụp cắt lớp.

Ảnh sau khi được phân vùng sẽ được số hóa để trở lại định dạng là một ma trận điểm ảnh. Mỗi ảnh số hóa sẽ chứa số liệu cố định, không thay đổi cho cột và dòng tương ứng của từng pixel. Pixel là yếu tố đơn lẻ nhỏ nhất của ảnh, giữ những giá trị số học đại diện cho độ sáng của màu sắc tại một điểm xác định. Thông thường pixel sẽ được lưu lại dưới dạng một ma trận tích hợp 2 chiều trong bộ nhớ máy như máy ảnh kỹ thuật số, máy scanner, các thiết bị dò chấn động…. Có nhiều loại hình ảnh khác nhau như ảnh đơn sắc, ảnh xám (grayscale), ảnh màu (colorized image). Ở đây, nhóm tác giả sử dụng ảnh chụp cắt lớp là ảnh xám với các giá trị từ 0 - 255 (thang độ xám grayscale). Ở mỗi giá trị độ xám, số lượng các pixel sẽ được thống kê chi tiết. Theo từng đặc tính đất đá khác nhau (đá vôi, cát kết, granite…) sẽ có một khoảng giá trị độ xám tương ứng để tính giá trị thể tích hạt dựa trên tổng số các pixel từ điểm chuẩn nằm trong khoảng giá trị đó về sau đến giá trị 255. Ảnh sau khi phân vùng sẽ tính được giá trị thể tích tổng của đất đá, chính là tổng số pixel có được. Như vậy, thể tích lỗ rỗng là hiệu của thể tích tổng trừ đi thể tích hạt. Từ đó, tính được giá trị độ rỗng là tỷ số của thể tích lỗ rỗng trên thể tích tổng.

Mẫu lõi đường kính lớn có đường kính khoảng 10cm và chiều dài từ 18 - 22cm. Trong khi đó, mỗi ảnh chụp cắt lớp có độ dày khoảng 1mm. Trung bình, nhóm tác giả lấy khoảng 10 - 22 lát cắt/mẫu. Giá trị độ rỗng của toàn bộ mẫu là trung bình độ rỗng của các lát cắt. Giá trị độ rỗng trung bình này được so sánh với giá trị độ rỗng từ phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn để đối chứng. Từ giá trị độ rỗng đo bằng phương pháp chụp cắt lớp, nhóm tác giả kết hợp với giá trị độ rỗng từ phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn để đưa ra công thức tương quan thực nghiệm.

3. Thực nghiệm

Nhóm tác giả tiến hành chụp cắt lớp 31 mẫu lõi đường kính lớn (Bảng 1) gồm đá vôi, cát kết, đá móng nứt nẻ (10 lát cắt/mẫu). Thông số kỹ thuật cho máy CT Scanner như sau:

PETROVIETNAM

29DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Giá trị

độ xám

Độ rỗng (%)

FD1 FD2 FD3 FD4 FD5 FD6 FD7 FD8 FD9 FD10 FD11 FD12 FD13 FD14 FD15

40 24,0 22,9 22,0 8,2 9,3 19,9 25,8 23,2 22,5 22,7 28,0 27,0 20,1 7,6 22,7 41 27,9 27,3 26,5 13,2 12,4 23,5 30,3 25,9 25,8 27,0 32,0 31,2 23,7 9,5 26,6 42 31,8 32,1 31,5 17,0 14,8 27,4 35,0 28,9 29,2 31,7 36,1 35,6 27,8 13,9 30,7 43 35,9 37,1 36,6 23,3 16,3 31,7 39,9 32,2 32,7 36,6 40,1 40,1 31,9 16,7 35,0 44 39,9 42,2 41,8 30,0 20,5 36,1 45,1 35,8 36,2 41,7 44,1 44,5 39,1 21,4 42,4 45 43,8 47,2 47,1 34,6 25,4 40,7 50,2 39,5 39,8 46,9 47,9 48,8 43,5 24,0 46,9

Bảng 2. Độ rỗng của các mẫu cát kết tính toán theo các giá trị độ xám từ kết quả chụp cắt lớp

Giá trị

độ xám

Độ rỗng (%)

FD16 FD17 FD18 FD19 FD20 FD21 FD22 FD23 FD24 FD25 FD26 FD27 FD28 FD29 FD30

70 15,2 23,2 31,2 28,9 34,0 32,3 28,5 40,3 37,7 30,9 35,7 25,8 28,1 25,6 16,4 71 16,3 24,8 33,2 31,4 36,3 34,4 30,5 41,0 40,5 32,6 37,9 27,3 30,4 27,5 17,9 72 17,4 26,4 35,4 34,0 38,6 36,5 32,5 42,5 43,4 34,3 40,2 28,9 32,7 29,4 20,3 73 19,4 29,3 39,1 36,6 41,0 40,1 34,6 46,1 46,2 36,1 42,6 30,5 35,2 31,3 22,3 74 20,8 31,1 41,3 39,3 43,3 42,2 36,7 48,4 48,9 37,9 44,9 32,2 37,8 33,3 25,4 75 22,2 33,1 43,6 42,1 45,7 44,3 38,8 49,2 51,7 39,8 47,3 33,9 40,6 35,3 28,8

Bảng 3. Độ rỗng của các mẫu đá vôi tính toán theo các giá trị độ xám từ kết quả chụp cắt lớp

Giá trị độ xám (X) Độ rỗng (%)

30 2,51 31 2,57 32 2,63 33 2,69 34 2,75 35 2,81 36 2,87 37 2,94 38 3,01 39 3,07 40 3,14 41 3,21

Bảng 4. Độ rỗng của mẫu FD31 (đá móng nứt nẻ) tính toán theo các giá trị độ xám

từ kết quả ảnh chụp cắt lớp

Ký hiệu mẫu Độ rỗng từ ảnh

chụp cắt lớp (%)

Độ rỗng

Helium (%)

FD1 27,9 27,7 FD2 27,3 27,2 FD3 26,5 27,8 FD4 13,2 12,6 FD5 12,4 11,6 FD6 23,5 25,0 FD7 30,3 28,5 FD8 25,9 26,1 FD9 25,8 27,0

FD10 27,0 27,7 FD11 32,0 31,5 FD12 31,2 30,8 FD13 23,7 24,2 FD14 9,5 8,9 FD15 26,6 26,6

Bảng 5. So sánh độ rỗng trung bình của cát kết tính theo giá trị điểm xám chuẩn X = 41

với độ rỗng Helium

Ký hiệu mẫu Độ rỗng từ ảnh

chụp cắt lớp (%)

Độ rỗng

Helium (%)

FD16 15,2 16,3 FD17 23,2 25,4 FD18 31,2 30,3 FD19 28,9 31,8 FD20 34,0 32,5 FD21 32,3 30,7 FD22 28,5 30,6 FD23 40,3 41,7 FD24 37,7 36,0 FD25 30,9 33,6 FD26 35,7 35,3 FD27 25,8 27,7 FD28 28,1 30,0 FD29 25,6 26,9 FD30 16,4 18,7

y = 1,0192x - 0,4314R² = 0,9847

0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50

Độ

rỗng

Hel

ium

, %

Độ rỗng từ CT scan, %

Hình 4. Biểu đồ tương quan độ rỗng của cát kết theo giá trị điểm xám chuẩn từ ảnh chụp

cắt lớp và độ rỗng theo phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn

Bảng 6. So sánh độ rỗng trung bình của đá vôi theo giá trị điểm xám chuẩn X = 70

với độ rỗng Helium

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

30 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

- Độ dày lớp: 1mm;

- Độ xuyên thấu: 120kV;

- Độ tương phản: 150mA;

- Trường độ:14,5 x 14,5cm;

- Cửa sổ chụp: L - 2925, D - 2203;

- Kích thước mảng ảnh: 512 x 512.

Sau khi chụp cắt lớp, các ảnh sẽ được xử lý theo các bước như đã nêu ở mục 2 bằng phần mềm Rock Pro I để xác định các giá trị độ xám, từ đó tính toán độ rỗng (Bảng 2 - 4). Nhóm tác giả so sánh độ rỗng từ ảnh chụp cắt lớp với kết quả phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn để chọn ra giá trị điểm xám chuẩn.

Từ kết quả trên, nhóm tác giả xác định độ rỗng theo giá trị điểm xám chuẩn (X) từ kết quả ảnh chụp cắt lớp và so sánh với độ rỗng Helium từ phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn.

- Cát kết: Giá trị điểm xám chuẩn của cát kết X = 41

Tương quan giữa độ rỗng của cát kết theo giá trị điểm xám chuẩn từ kết quả ảnh chụp cắt lớp và phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn (Hình 4):

= 1,0192CTscan - 0,4314

- Đá vôi: Giá trị điểm xám chuẩn của đá vôi X = 70

Tương quan giữa độ rỗng của đá vôi tính theo giá trị điểm xám chuẩn từ kết quả ảnh chụp cắt lớp và độ rỗng theo phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn (Hình 5):

= 0,8834CTscan + 4,293

y = 0,8834x + 4,293R² = 0,9495

0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50

Độ

rỗng

Hel

ium

, %

Độ rỗng từ CT scan, %

Hình 5. Biểu đồ tương quan độ rỗng của đá vôi theo giá trị điểm xám chuẩn

từ kết quả ảnh chụp cắt lớp và độ rỗng theo phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn

(1)

Kết quả độ rỗng trung bình của đá móng nứt nẻ theo điểm xám chuẩn X = 40 là: độ rỗng từ kết quả ảnh chụp cắt lớp = 3,14%, độ rỗng Helium = 3,11%. Do chỉ có 1 mẫu đá móng nứt nẻ (FD31) nên nhóm tác giả không xây dựng tương quan thực nghiệm.

4. Kết luận

Phương pháp phân tích ảnh chụp cắt lớp giúp tính toán độ rỗng khi mẫu còn ở nguyên trạng trong ống mẫu và đánh giá sơ bộ về chất lượng mẫu trước khi lên kế hoạch phân tích toàn diện. Ngoài ra, phương pháp này giúp tính toán độ rỗng trung bình cho toàn hiệp mẫu mà không phải là các điểm rời rạc như trong phân tích mẫu lõi tiêu chuẩn. Điều này có ý nghĩa quan trọng khi mẫu là bất đồng nhất như đá vôi hay đá móng nứt nẻ. Từ kết quả nghiên cứu, nhóm tác giả rút ra một số kết luận sau:

- Với chế độ chụp cắt lớp như trên, giá trị điểm xám chuẩn cho mẫu cát kết là 41, đá vôi là 70, đá móng là 41 và tương quan thực nghiệm để tính độ rỗng:

= 1,0192CTscan - 0,4314 (cát kết)

= 0,8834CTscan + 4,293 (đá vôi)

- Cần tiến hành chụp cắt lớp trên nhiều mẫu hơn để tương quan có độ tin cậy cao hơn, đặc biệt là đối với đá móng nứt nẻ.

- Cần đánh giá tỷ trọng mẫu, phân vùng chính xác các khoáng vật để có thể dự đoán thêm các tính chất khác của mẫu lõi như: độ thấm, độ dính ướt, áp suất mao dẫn…

Phương pháp phân tích hình ảnh chụp cắt lớp có thể mở rộng hơn trong tương lai khi có thể mô hình hóa cấu trúc của đối tượng mẫu core trên định dạng 3D hay áp dụng trong phân tích mẫu lõi đặc biệt để xác định độ bão hòa chất lưu tại chỗ (in situ saturation) trong thí nghiệm đo độ thấm pha hay thu hồi tăng cường nhằm nâng cao chất lượng phân tích.

(2)

PETROVIETNAM

31DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Method of porosity estimation from high resolution CT scan images

Summary

In this research, the porosity of core samples is determined from CT scan images with single scanning using many

techniques, such as segmentation techniques or image digitalising, and compared with routine core analysis results.

A total of 31 full diameter core samples taken from Cuu Long Basin, Nam Con Son basin and Song Hong Basin have

been CT scanned and analysed. These samples have porosity ranging from 11% to 40.9%, and permeability ranging

from 0.002mD to 1.373mD. The results show values of the grayscale point of each group of stones and the empirical

correlations to determine porosity for all cores.

Key words: Porosity, core sample, spiral CT scan, grayscale point, segmentation, Cuu Long basin, Nam Con Son basin, Song Hong basin.

Nguyen Hong Minh, Nguyen Lam Quoc Cuong

Ngo Thanh Vuong, Nguyen Van Hieu

Vietnam Petroleum Institute

Tài liệu tham khảo

1. William K.Pratt. Digital image processing: PIKS inside (3rd edition) . A Wiley Interscience Publication. 2001.

2. Kazem Saadat, Hossain Rahimpour-Bonab, Mohammad Reza Esfahani, Jafar Vali. Empirical correlation for porosity deduction from X-ray computed tomography (CT). Journal Geopersia. 2011; 1(2): p. 47 - 54.

3. Emmanuel Le Trong, Olivier Rozenbaum, Jean-Louis Rouet, Ary Bruand. A simple metholodogy to segment X-ray tomographic images of a multiphasic building stone. Image Analysis & Stereology. 2008; 27(3): p. 175 -182.

4. Andrew Squelch, Brett Harris, Majed AlMalki. Estimating porosity from CT scans of high permeability core plugs. ASEG Extended Abstracts. 2012.

5. VPI-Labs. Rourine core analysis report. 2010 - 2012.

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

32 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Giới thiệu

Giải pháp bơm ép nước, duy trì áp suất vỉa được áp dụng ở nhiều mỏ dầu trên thế giới, giúp quá trình khai thác ổn định, đạt hiệu quả kinh tế cao. Đối với các mỏ dầu hoạt động khai thác trong đá Móng nứt nẻ, ở chế độ tự nhiên, hệ số thu hồi dầu chỉ đạt khoảng 18% trữ lượng ban đầu. Khi áp dụng giải pháp bơm ép nước, hệ số thu hồi dầu có thể đạt trên 70% trữ lượng ban đầu [11].

Bơm ép nước duy trì áp suất vỉa của các thân dầu hoạt động khai thác trong đá Móng nứt nẻ có đặc điểm rất riêng biệt. Nước bơm ép có khả năng gây ngập nước các giếng khai thác rất lớn, làm giảm đáng kể sản lượng dầu thu hồi, mỏ có thể chấm dứt hoạt động sớm. Vì vậy, cần có những nghiên cứu, khảo sát toàn diện về vấn đề bơm ép nước trong đá Móng nứt nẻ.

2. Bơm ép nước duy trì năng lượng các vỉa dầu

Các thân dầu trong đá Móng nứt nẻ có chiều dày hiệu dụng lớn và nằm rất sâu, việc bổ sung năng lượng vỉa bằng bơm ép thường được thực hiện ở phần dưới của thân dầu.

2.1. Sự vận động của nước bơm ép trong đá Móng nứt nẻ

Nước được bơm ép vào vỉa qua các giếng bơm, lan tỏa ra xung quanh vùng cận đáy giếng, tạo thành đệm nước cục bộ. Tùy thuộc vào giá trị độ thấm và hướng các nứt nẻ ở vùng cận đáy giếng, nước sẽ lan tỏa ra vùng xung quanh nhanh hay chậm, theo nhiều hướng hay chỉ một vài hướng.

Đối với các thân dầu trong đá nứt nẻ, ở giai đoạn đầu bơm ép, nước có xu hướng đi xuống sâu phía dưới là

chính sự đi xuống của nước bơm trong giai đoạn này, thể hiện ở số giếng khai thác bị ngập nước ít, các khoảng làm việc của giếng bị nước xâm nhập nằm khá sâu. Sau một thời gian, nước bơm ép làm no phần đáy và từ từ dâng lên. Dưới áp lực bơm mạnh (có thể trên 650atm ở đáy giếng), gặp các khe nứt nẻ hẹp, có độ thấm tốt, nước sẽ chèn ép dầu, dâng cao và tạo thành lưỡi nước cục bộ. Trong quá trình vận động, nước theo các nứt nẻ giao cắt khoảng làm việc của giếng khai thác và xâm nhập vào giếng.

Thực tế cho thấy, thời gian vận động của nước từ giếng bơm ép đến giếng khai thác ở thân dầu đá Móng mỏ Bạch Hổ chỉ khoảng 2 năm. Tuy nhiên, khi “kênh dẫn đã kết nối” thì thời gian nước vận động từ giếng bơm ép đến giếng khai thác rất ngắn [2]. Nước bơm ép thường xuất hiện đột ngột với cường độ mạnh, tỷ lệ nước trong sản phẩm tăng cao chỉ trong thời gian ngắn (Bảng 1).

Ở thân dầu Móng mỏ Đông Nam Rồng, chỉ sau 3 tháng bơm ép nước ở giếng 14, đã gây ngập nước ở giếng khai thác 21 và phải ngừng hoạt động. Ở mỏ Sư Tử Đen, việc bơm ép nước đã làm một số giếng khai thác bị ngập nước chỉ sau 1 năm [7].

Như vậy, sự vận động của nước bơm ép trong đá Móng nứt nẻ theo nguyên lý piston diễn ra khá nhanh, với vận tốc lớn, theo nhiều hướng và khả năng gây ngập các giếng khai thác rất lớn.

2.2. Cơ chế hình thành và chìm dần của lưỡi nước

Trong nhiều nghiên cứu đã công bố, sự xâm nhập của nước bơm ép ở vùng chứa dầu theo cơ chế “Các ngón tay”.

Khi được bơm ép vào thân dầu trong đá Móng nứt nẻ, nước ứ đọng ở vùng đáy giếng, thể tích nước bơm ép tăng

BƠM ÉP NƯỚC DUY TRÌ NĂNG LƯỢNG CÁC VỈA DẦU HOẠT ĐỘNG KHAI THÁC TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ

TS. Phạm Quang Ngọc

Đại học Bà Rịa - Vũng TàuEmail: ngoclanhvt@yahoo.com

Tóm tắt

Công nghệ bơm ép nước duy trì áp suất vỉa được áp dụng ở nhiều mỏ khai thác dầu từ sau những năm 40 của thế

kỷ XX, giúp gia tăng hệ số thu hồi rõ rệt [10] và được xem là một trong những phương pháp phổ biến trong quá trình

khai thác của đa số các mỏ dầu trên thế giới. Trong bài báo này, tác giả giới thiệu một số vấn đề liên quan đến việc duy

trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước cho đối tượng đá Móng nứt nẻ chứa dầu như khảo sát sự vận động của nước bơm ép,

cơ chế dâng cao của lưỡi nước, biện luận thời điểm, khối lượng nước và vị trí giếng bơm ép.

Từ khóa: Mỏ dầu, nứt nẻ, matrix, bơm ép nước, khai thác đá Móng, thu hồi dầu, bơm ép chu kỳ, ranh giới dầu nước, bơm ép đồng đều, duy trì áp suất vỉa.

PETROVIETNAM

33DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

dần theo thời gian, tạo nên vùng có áp lực cao, đẩy nước theo nhiều hướng. Dưới tác động của áp lực lớn và tính chất linh động của nước, khi gặp một số khe nứt nẻ, có độ thấm lớn, nước sẽ dịch chuyển nhanh, dâng cao và hình thành các lưỡi nước. Do nước được bơm ép liên tục trong khoảng thời gian dài, thể tích nước bơm tăng dần, các lưỡi nước hình thành ở thời điểm ban đầu sẽ “chìm dần” vào thể tích giãn rộng của đệm nước. Thể tích đệm nước tiếp tục lớn dần, bề mặt của đệm nước phình ra và gặp các nứt nẻ khác, có độ thấm tốt sẽ tạo nên các lưỡi nước mới.

Quá trình hình thành và “chìm dần” của các lưỡi nước diễn ra liên tục, với nhiều mức độ khác nhau trong thân dầu, dưới sự tác động của nước bơm ép. Đây là cơ chế hình thành và “chìm dần” của các lưỡi nước trong đá Móng nứt nẻ [12].

Hoạt động khai thác dưới sự tác động của nước rìa trong đá Móng nứt nẻ, cũng theo cơ chế này nhưng ở mức độ thấp hơn rất nhiều, vì chênh áp giữa giếng khai thác và vùng rìa thường không lớn.

2.3. Cơ chế dâng cao của lưỡi nước

Theo nhiều nghiên cứu, mặt phân cách dầu - nước trong đá chứa nứt nẻ là mặt phẳng [4]. Giữa vùng khai thác và vùng bơm ép là vùng đệm nước - dầu; vùng này hình thành do tác động của việc bơm ép nước.

Khi các giếng khai thác hoạt động đã tạo nên vùng sụt áp, vùng sụt áp này lan truyền dần đến mặt phân cách dầu - nước đã tạo nên chênh áp ∆P Dầu-Nước. Mặt khác, khi giếng bơm ép hoạt động, sẽ tạo nên vùng tăng áp xung quanh giếng bơm. Vùng tăng áp mở rộng dần và lan truyền đến mặt phân cách nước - dầu tạo nên chênh áp ∆PNước-Dầu. Như vậy, phía trên mặt phân cách dầu - nước có áp suất sụt giảm, phía dưới mặt phân cách có áp suất tăng cao, đã tạo nên chênh áp ∆PNước-Dầu trên mặt phân cách. Nếu mặt phân cách dầu - nước ổn định, không bị phá vỡ, khi đó chênh áp

∆PNước-Dầu sẽ đẩy dầu từ từ đi lên. Dọc theo mặt phân cách dầu - nước, độ thấm không đồng đều, xuất hiện những khe hẹp cục bộ, có độ thấm khá lớn so với vùng lân cận. Nước ở những khe hẹp cục bộ này với độ thấm lớn, được chênh áp ∆PNước-Dầu đẩy lên cao, tạo thành lưỡi nước. Lưỡi nước theo các nứt nẻ lớn dâng cao, gặp các khoảng làm việc của giếng khai thác và xâm nhập vào giếng [13].

Áp lực PD-N phía trên mặt phân cách được xác định theo công thức

Áp lực PN-D phía dưới mặt phân cách sẽ là

Ở đây:

PBE, PKT là áp suất ở giếng bơm ép, giếng khai thác;

PD-N và PN-D - áp suất ở phía trên và phía dưới mặt phân cách dầu - nước;

V - vận tốc dịch chuyển của chất lưu;

KD, KN - độ thấm của dầu và nước;

HBE, HKT, HD-N - chiều sâu đo tương ứng của giếng bơm ép, giếng khai thác và của mặt phân cách dầu - nước;

∆ZD, ∆ZN - khoảng cách từ điểm giữa khoảng làm việc của giếng bơm ép và giếng khai thác đến mặt phân cách dầu - nước;

ρN, ρD - tỷ khối của nước và dầu;

g - gia tốc trọng trường.

2.4. Điều kiện duy trì áp suất vỉa ổn định

Vấn đề bơm ép nước vào thân dầu đá Móng nứt nẻ, bù đủ 100% năng lượng vỉa, giữ sản lượng dầu khai thác ổn định và tỉ lệ nước trong sản phẩm ở mức thấp hết sức phức tạp.

Để đảm bảo các chỉ số công nghệ trên, trước tiên cần phải thỏa mãn hệ thức

Trong đó: ( )1

.n

NBEi NiQ t K

=∑ , : tổng

lượng nước cần bơm, tổng lượng dầu và nước khai thác;

Tên giếng Nước khai thác (m3) Tỷ lệ ngập nước

(%)

Thời gian

(tháng)

X417 11,1 - 450 1 - 85 20

X430 85 - 313,9 9,5 - 48 3

X60 24,5 - 192,3 5,4 - 24,9 4

X409 Khống chế lưu lượng thấp 5,5 - 66,7 12

Bảng 1. Tỷ lệ ngập nước của một số giếng khai thác ở thân dầu móng mỏ Bạch Hổ

D

DDKTNDDKTND K

ZVHHgPP Δ+−+= −−

μρ )( (1)

(2)N

NNNDBENBEND K

ZVHHgPP Δ−−−= −−μρ )(

( ) ( ) ( )1 1 1

. . .n m m

NBEi N DKTj D NKTj Ni j jQ t K Q t K Q t K

= = =

= +∑ ∑ ∑ (3)

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

34 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

KD, KN: Hệ số chuyển đổi của dầu và nước từ điều kiện bề mặt về điều kiện vỉa.

Điều kiện công nghệ trên được áp đặt với mục đích giữ nguyên áp suất vỉa ở mức hiện tại. Với điều kiện (3), bài toán bơm ép nước trở thành bài toán phân phối nước bơm ép, sao cho ngập nước trong sản phẩm thấp nhất.

Vì rằng đá chứa nứt nẻ có tính chất không thuận nghịch muốn giữ

nguyên áp suất vỉa cần bổ sung thêm lượng nước

( )1

.n

NBSi NiQ t K

=∑ ,

để khắc phục sự khép lại của nứt nẻ khi áp suất sụt giảm, khi đó điều

kiện (3) sẽ có dạng

Khối lượng nước bơm ép bổ sung ( )1

.n

NBSi NiQ t K

=∑ (nhiều, ít) -

phụ thuộc vào đặc tính của từng loại đá nứt nẻ và điều kiện vỉa cụ thể, dao động từ 5 - 10% tổng khối lượng nước bơm ép.

2.5. Tính toán khối lượng nước bơm ép

Khối lượng nước bơm ép của mỗi giếng hoạt động trong môi trường đá chứa nứt nẻ được xác định theo công thức sau [11]:

Ở đây:

Q là độ tiếp nhận nước bơm ép của giếng;

k0 - độ thấm ở điều kiện áp suất vỉa ban đầu;

Pc, Pk - áp suất đáy giếng bơm ép và áp suất vỉa;

h - khoảng làm việc của giếng;

Rc, Rk - bán kính của thân giếng khoan và bán kính tác động của giếng bơm ép;

α - hệ số biến đổi của độ thấm theo áp suất.

Để kiểm soát khối lượng nước bơm ép vào vỉa hợp lý, cần xác định hệ số chuyển đổi của dầu, nước từ điều kiện bề mặt về điều kiện vỉa và khối lượng nước cần thiết phải bơm. Hệ số chuyển đổi của dầu từ điều kiện bề mặt về điều kiện vỉa thay đổi theo thời gian, ở mỗi thời điểm tính toán có một giá trị tương hợp, do đó cần xác định đúng để bơm lượng nước bù khai thác hợp lý.

Với mục đích gia tăng lượng dầu thu hồi từ đá Móng, cần lựa chọn nhịp độ bơm ép nước hợp lý, sao cho lực trọng trường tác động tạo nên pha nước phân ly, đi xuống sâu; mặt tiếp xúc dầu - nước từ từ dâng lên đẩy dầu lên phía trên.

Theo các tính toán kinh tế, vì tốc độ hao mòn thiết bị trên biển lớn và giá thành mỗi giếng cao, do đó cần giữ nhịp độ thu hồi dầu ở mức hợp lý, xác định khối lượng nước bơm ép và lượng dầu khai thác tương ứng tại các giếng, phù hợp với sự trao đổi chất lưu giữa những nứt nẻ với các khối matrix và sự phân ly của các pha dầu, pha nước xung quanh giếng bơm ép dưới tác động của lực trọng trường.

Đối với thân dầu trong đá nứt nẻ, độ tiếp nhận nước có thể tính toán theo công thức (1):

Q ≈ 0,066k.(H + 500)

Ở đây:

k là giá trị độ thấm tuyệt đối của vùng ngoài cận đáy giếng (mD);

H - chiều dài khoảng làm việc của giếng (m);

(6)

(4)

(5)

c

k

kc

RRPPhkQ

ln

1)](exp[2 0 −−=

αμπ

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

THỰC TẾ GIỚI HẠN DƯỚI GIỚI HẠN TRÊN

Thời gian, tháng

Khối

lượn

g nư

ớc b

ơm é

p, m

3

Hình 1. So sánh định mức khối lượng nước bơm ép theo tính toán và thực tế ở khối Trung tâm, Móng mỏ Bạch Hổ

PETROVIETNAM

35DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

200210220230240250260270280290300

8/1995 2/1996 8/1996 2/1997 8/1997 2/1998 8/1998 2/1999 8/1999 2/2000 8/2000 2/2001Th ờ i gian

Áp suất tính toán, at. Áp suất đo đạc, at.

Áp

suất

at.

Hình 3. So sánh giá trị áp suất vỉa trung bình theo tính toán và theo đo đạc thực tế tại khối Trung tâm Móng mỏ Bạch Hổ

Hình 2. Sơ đồ khối của phương pháp xấp xỉ liên tiếp

Q - độ tiếp nhận của giếng bơm ép (m3/ngày đêm).

Điều kiện (6) phù hợp cả với các giếng khoan nghiêng và giếng khoan ngang và đã được áp dụng để tính toán bơm ép nước ở thân dầu đá Móng mỏ Bạch Hổ (Hình 1).

2.6. Biện luận thời điểm bơm ép nước

Tình trạng áp suất vỉa của thân dầu sụt giảm mạnh khi đưa các giếng khai thác vào hoạt động và bị ngập nước trong thời gian ngắn sau khi bơm ép nước ở các mỏ, đặt ra vấn đề cần biện luận và xác định thời điểm thích hợp để bơm ép nước với khối lượng cần thiết.

Vì đá chứa nứt nẻ có tính chất không thuận nghịch, do đó muốn duy trì áp suất vỉa ở mức cần thiết, phải bơm ép lượng nước lớn hơn lượng chất lưu thu hồi. Nước được bơm với khối lượng lớn, trong thời gian ngắn sẽ chèn ép dầu, xâm nhập mạnh vào các giếng khai thác, làm tăng

đột biến tỷ lệ nước trong sản phẩm. Kết quả theo dõi quá trình bơm ép nước ở đá Móng mỏ Bạch Hổ, mỏ Đông Nam Rồng, mỏ Sư Tử Đen... cho thấy nên thực hiện bơm ép sớm, với khối lượng nước nhỏ, nhịp độ không cao, sẽ giúp duy trì áp suất vỉa ổn định, áp suất vỉa sẽ suy giảm chậm và ít gây ngập nước các giếng khai thác. Quy mô bơm ép nước sẽ tăng dần, phù hợp với khối lượng dầu thu hồi, đảm bảo khai thác ổn định.

Đối với các mỏ có năng lượng vỉa rất thấp, ngang bằng với áp suất thuỷ tĩnh như mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi, nước vỉa và nước rìa hoạt động tích cực, có nhiều giếng khai thác đã bị ngập nước khi chưa bơm ép, có thể áp dụng phương pháp “bơm ép kín” để nâng áp suất vỉa lên mức cần thiết và thực hiện ngay ỏ giai đoạn đầu khi đưa mỏ vào hoạt động.

2.7. Kiểm soát áp suất vỉa các thân dầu đá Móng nứt nẻ

Việc duy trì áp suất vỉa ở mức cần thiết sẽ đảm bảo khai thác ổn định. Do đó, cần kiểm soát năng lượng của thân dầu. Kết quả bơm ép nước được kiểm soát thông qua giá trị áp suất vỉa trước và sau khi bơm ép. Giá trị áp suất vỉa đo được ở các giếng, quy đổi về cùng một độ sâu xác định, cho phép kiểm soát năng lượng vỉa trung bình theo thời gian. Đối với giếng có hệ thống theo dõi áp suất vỉa liên tục thì công việc đơn giản hơn. Tuy nhiên ở một số mỏ muốn kiểm soát áp suất vỉa phải đóng nhiều giếng khai thác để đo đạc, ảnh hưởng rất lớn đến kế hoạch sản xuất của mỏ.

Có thể áp dụng phương pháp xấp xỉ liên tiếp để xác định áp suất vỉa trung bình của thân dầu. Phương pháp được xây dựng trên cơ sở phương trình cân bằng vật chất (7), giữa tổng lượng dầu, nước khai thác và tổng lượng nước bơm ép ở điều kiện vỉa. Để thực hiện tính toán, giá trị đo áp suất vỉa ban đầu được lựa chọn đủ tin cậy (chọn

P * = 417 at, P0 (t0 ), Q D 0 , QN0 , QNB.0 0 > 0

β *( t0) , v0 ( t0 )

QD1 , QN1, QNB .1 t1

P1 ( t1 )

β*( t1), v0 (t1)

QD 2 , QN 2 , QNB. 2

t 2

P2 (t2 )

β*( t2), v0 ( t2 )

t

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

36 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

giá trị áp suất vỉa đo ở những giếng có lưu lượng lớn, thời gian đóng giếng dài, áp suất phục hồi nhanh). Sơ đồ khối của quá trình tính toán theo phương pháp xấp xỉ liên tiếp được thể hiện ở hình 3.

Phương trình cân bằng vật chất được viết ở dạng:

Ở đây:

Pi = P(0) - Pi(ti), to > 0;

P(0) = Po(atm) là áp suất vỉa trung bình ban đầu ở độ sâu tuyệt đối - Ho, m;

Pi(ti) - áp suất vỉa trung bình ở thời điểm ti;

QDi, QNi, QBơm.j - lượng dầu, nước khai thác và nước bơm ép ở thời điểm ti;

i* - hệ số nén chung của thân thân dầu;

Vo - trữ lượng của đối tượng khai thác;

KD, KN - hệ số chuyển đổi của dầu và nước từ điều kiện bề mặt về điều kiện vỉa.

Phương pháp xấp xỉ liên tiếp đã được áp dụng để tính toán áp suất vỉa trung bình của khối Trung tâm đá Móng mỏ Bạch Hổ. Kết quả tính toán khá trùng hợp với áp suất vỉa đo thực tế (Hình 3). Ưu điểm của phương pháp này là kiểm soát áp suất vỉa trung bình của thân dầu ở thời điểm bất kỳ; thời gian tính toán nhanh; cho phép dự báo giá trị áp suất vỉa tại thời điểm xác định trong tương lai; giúp kiểm tra tính đúng đắn của kết quả đo đạc tại các giếng, bổ sung giá trị áp suất vỉa trung bình ở thời điểm không có số liệu đo đạc, của các giếng nằm riêng biệt. Phương pháp kiểm soát áp suất vỉa thân dầu đá Móng đã được cấp bằng sáng kiến, sáng chế của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”.

2.8. Kiểm soát sự dịch chuyển ranh giới dầu - nước

Ranh giới dầu nước trong đá Móng nứt nẻ được kiểm soát dựa trên số liệu đo dòng (Production logging tool - PLT) dọc theo các khoảng làm việc của giếng khai thác. Từ đó, liên kết với các giếng khác, xác định vị trí ranh giới dầu - nước ở thời điểm khảo sát. Việc kiểm soát ranh giới dầu - nước dựa trên số liệu đo thực tế cho kết quả xác thực, giúp kiểm soát và điều chỉnh quá trình khai thác hiệu quả.

Để thực hiện đo PLT, phải thực hiện trên nhiều giếng, ảnh hưởng đến hoạt động khai thác của mỏ. Đối với giếng khoan ngang hoặc có độ xiên lớn, việc tiến hành đo PLT rất khó khăn, nhiều trường hợp không thể thực hiện được.

Việc kiểm soát sự dịch chuyển ranh giới dầu - nước trong đá Móng nứt nẻ có thể thực hiện dựa trên nguyên lý cân bằng vật chất, giữa trữ lượng có thể thu hồi, lượng nước bơm ép, lượng dầu và nước khai thác, khí đồng hành, kết hợp với sơ đồ phân bố trữ lượng theo lát cắt. Sơ đồ phân bố trữ lượng theo lát cắt được xây dựng theo nguyên tắc chọn điểm cao nhất của nóc Móng làm đỉnh, chiều dài bao hết miền chứa dầu. Chia mặt cắt theo từng lớp (50m hoặc 100m...), tùy theo chiều cao thân dầu, trữ lượng được gán cho mỗi lớp dựa vào số liệu địa vật lý giếng khoan. Kết quả phân tích lượng dầu, nước đồng hành thu hồi, nước xâm nhập vào các giếng khai thác trong một khoảng thời gian xác định, cho phép điều chỉnh sự phân bố trữ lượng có thể thu hồi của từng lớp theo chiều sâu.

Phương pháp này đã được áp dụng để xác định sự dịch chuyển ranh giới dầu - nước nhân tạo cho khối Trung tâm, thân dầu đá Móng mỏ Bạch Hổ. Kết quả thu được so sánh với vị trí ranh giới dầu - nước trung bình, đo tại các giếng khá trùng hợp, chênh lệch giữa tính toán và đo đạc thực tế chỉ từ 7 - 12m. Kết quả khảo sát cho thấy, ranh giới dầu - nước ở khối Trung tâm, đá Móng mỏ Bạch Hổ có vận tốc trung bình tăng dần theo thời gian.

2.9. Đánh giá hiệu quả bơm ép nước

Từ trước đến nay chưa có phương pháp chính thức chung, về đánh giá hiệu quả bơm ép nước, duy trì áp suất vỉa các mỏ dầu khí. Có thể đánh giá hiệu quả của bơm ép nước theo quan hệ giữa tổng lượng dầu thu hồi, tổng lượng nước bơm ép và sự biến đổi áp suất của mỏ trong khoảng thời gian xác định nào đó.

Gọi H là hệ số hiệu quả bơm ép nước của một giai đoạn khai thác (từ T1 đến T2) nào đó của mỏ. Trong khoảng thời gian này, tổng lượng dầu thu hồi từ mỏ là QD, tổng lượng nước khai thác - QNKT và lượng nước được bơm ép là QBE, áp suất vỉa suy giảm một đại lượng ΔP = P(T1) - P(T2). Khi đó hiệu quả bơm ép nước H được xác định theo công thức:

Lấy giai đoạn chưa bơm ép làm cơ sở, so sánh H của một giai đoạn khai thác khác có bơm ép QBE sẽ xác định được:

+ Khi chưa bơm ép, ví dụ thu hồi 100 nghìn tấn dầu, QNKT, áp suất vỉa suy giảm ΔP1 atm;

+ Khi có bơm ép ∑QBE, thu hồi 100 nghìn tấn dầu, QNKT, áp suất vỉa suy giảm ΔP2 atm. Từ đây xác định được năng lượng vỉa mất 1atm, sẽ thu hồi bao nhiêu dầu và cần bơm bao nhiêu nước để duy trì áp suất vỉa ở mức cần thiết.

( )1 1

0

. . .n m

Di D Ni N Bomj Ni j

ii

Q K Q K Q KP

V β= =

∗

+ −Δ =

∑ ∑(7)

(8)( )D NKT BEQ Q QH

P+ −

=Δ

∑

PETROVIETNAM

37DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

thác ổn định, sơ đồ bơm ép nước theo từng cụm được thiết lập, phân bố tương hợp với các nhóm giếng khai thác. Sơ đồ bơm ép nước theo từng cụm đã được áp dụng có hiệu quả ở thân dầu đá Móng mỏ Bạch Hổ [5, 6].

3.2. Sơ đồ bơm ép nước từ vùng rìa

Sơ đồ bơm ép nước từ các vùng rìa được xây dựng dựa trên cơ sở thân dầu đá Móng thường có dạng khối, có nước đáy hoặc nước đáy nhân tạo. Việc bơm ép nước vùng rìa sẽ dần nâng thể tích của vùng đệm nước đáy, đẩy dầu từ dưới và vùng rìa lên nóc Móng. Việc áp dụng sơ đồ bơm ép nước từ vùng rìa vừa tạo nên đệm nước ở vùng đáy thân dầu, vừa ép đẩy dầu từ vùng rìa lên nóc Móng.

Việc thử nghiệm áp dụng sơ đồ bơm ép nước từ các vùng rìa trên mô hình thủy động, đẩy dầu lên nóc Móng đã được thực hiện trên mô hình thủy động cho khối Trung tâm của Móng mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2003 - 2020, với điều kiện áp suất vỉa không thay đổi. Sơ đồ được xây dựng cho khối Trung tâm, trên cơ sở hệ thống 19 giếng bơm ép nằm ở biên rìa; đóng các giếng bơm ép nằm phía trong. Tính toán bơm ép nước thử nghiệm cho kết quả tốt, sản lượng dầu tăng lên, cao hơn 2.040.000 tấn so với kết quả tính toán trong Sơ đồ công nghệ năm 2003. Lượng nước khai thác tăng lên 1,5 - 1,64% tùy thuộc vào sự thay đổi khối lượng nước bơm của các giếng bơm ép (Hình 4) [14].

3.3. Bơm ép nước theo chu kỳ

Phương pháp bơm ép nước theo chu kỳ lần đầu tiên được Viện Dầu toàn Liên bang (Liên Xô) đề xuất năm 1964 và áp dụng lần đầu ở mỏ Pacrovxki. Công nghệ bơm ép nước chu kỳ dựa trên nguyên lý thay đổi lượng nước bơm ép hay khai thác chất lưu theo chu kỳ bằng dịch chuyển các pha dao dộng của áp suất ở từng nhóm giếng, làm thay đổi hướng dòng thấm [10].

Hình 5. Sơ đồ bơm ép nước vùng rìa ở khối Trung tâm, Móng mỏ Bạch Hổ [14]

3. Một số giải pháp nâng cao hiệu quả bơm ép nước, duy trì áp suất vỉa

Dưới đây là một số giải pháp, sơ đồ bơm ép nước, đã áp dụng trong thực tế hoặc mang tính đề xuất, duy trì áp suất vỉa các thân dầu trong đá Móng nứt nẻ.

3.1. Sơ đồ bơm ép nước theo từng cụm

Các thân dầu trong đá Móng nứt nẻ thường có dạng khối, chiều dày hiệu dụng lớn và bất đồng nhất về tính chất thấm chứa, vì vậy vị trí các giếng khai thác được phân bố tùy thuộc vào khả năng cho dầu của từng khu vực. Đặc điểm này dẫn đến sự sụt giảm áp suất vỉa mạnh hoặc yếu phụ thuộc vào sản lượng dầu thu hồi ở từng khu vực cụ thể. Để đảm bảo khai

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

38 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Bản chất vật lý của quá trình dịch chuyển các pha dao động là nâng cao áp suất trong vỉa ở nửa đầu của chu kỳ và giảm áp suất ở nửa sau chu kỳ, tạo ra xung áp lực, ép đẩy dầu còn tồn đọng tham gia vào quá trình chuyển động của chất lưu tới các giếng khai thác. Thời gian bơm ép nước của một chu kỳ từ 4 - 10 ngày và có thể lên đến 75 - 80 ngày.

Để bơm ép nước theo chu kỳ đạt hiệu quả, vỉa dầu cần có các đặc điểm: vỉa dầu bất đồng nhất, phân lớp hay dầu trong đá các nứt nẻ và matrix; có khối lượng dầu tàn dư cao trong vỉa; có khả năng về kỹ thuật và công nghệ để tạo các dao động áp suất với biên độ lớn (thực tế có thể đạt 0,5 - 0,7 chênh áp trung bình giữa giếng bơm ép và giếng khai thác); có khả năng bù khai thác bằng bơm ép chu kỳ.

Bơm ép chu kỳ ở giai đoạn đầu khai thác, có thể làm tăng sản lượng dầu thu hồi lên 5 - 6% hoặc cao hơn, ở các giai đoạn sau chỉ đạt khoảng 1 - 1,5% [8].

Đã thực hiện tính toán thử nghiệm trên mô hình thủy động đối với thân dầu Móng mỏ Bạch Hổ, thời gian bơm của một chu kỳ là 4,5 - 7,3 ngày. Tỷ lệ nước trong sản phẩm của các giếng khai thác khi thực hiện bơm ép với các chu kỳ khác nhau dao động trong khoảng 0,1 - 0,8% sau 5 năm; sản lượng dầu thu hồi tăng lên trong khoảng thời gian xác định, sau đó không tăng và có xu hướng sụt giảm.

3.4. Sơ đồ bơm ép nước đồng đều

Sơ đồ bơm ép nước đồng đều được xây dựng dựa trên nguyên tắc các giếng bơm ép tiếp nhận khối lượng nước như nhau, không tạo nên chênh áp đột biến giữa giếng bơm ép và giếng khai thác, tạo ranh giới dầu nước tương đối phẳng, đẩy dầu từ từ lên nóc Móng.

Sơ đồ bơm ép nước đồng đều có thể thực hiện được khi đã hình thành vùng bơm ép nước và vùng khai thác tương đối rõ ràng trong đá Móng; ranh giới dầu - nước đã dâng lên ở một mức xác định nào đó. Với giếng bơm ép có độ tiếp nhận lớn, sẽ điều chỉnh giảm khối lượng nước. Với giếng bơm ép có độ tiếp nhận không cao, cần bắn vỉa, tạo thêm khoảng làm việc mới của giếng, tăng khối lượng nước bơm mà không ảnh hưởng đến các giếng khai thác, vì ranh giới dầu - nước đã dâng lên cao hơn khoảng bắn vỉa thêm. Sơ đồ hệ thống các giếng bơm ép có độ tiếp nước như nhau được thể hiện trong hình 5.

Nóc móng Khoảng bơm ban đầu

Khoảng bơm bổ sung mới

VÙNG KHAI THÁC

RANH GiỚ I DẦU - NƯỚ C

VÙNG BƠM ÉP H=-4000m

Hình 5. Sơ đồ bơm ép nước đồng đều

Kết quả tính toán thử nghiệm trên mô hình thủy động đối với thân dầu khối Trung tâm đá Móng mỏ Bạch Hổ theo sơ đồ bơm ép đồng đều cho thấy, sản lượng dầu cộng dồn thu được theo phương án này trong giai đoạn 2008 - 2015 tăng thêm 250.000 tấn so với khai thác thông thường; nước khai thác giảm khoảng 310.000m3.

3.5. Sử dụng giếng khoan ngang để bơm

ép nước

Sử dụng giếng khoan ngang để bơm ép nước có ưu điểm giải quyết được khó khăn về việc tìm vị trí đặt giếng bơm, đảm bảo có độ tiếp nhận nước cần thiết; với thân giếng bơm có phần nằm ngang lớn, khả năng tiếp xúc vùng có độ thấm tốt cao, cho phép bơm được khối lượng nước theo yêu cầu kỹ thuật. Với số lượng giếng bơm không nhiều, vẫn đảm bảo bù sản lượng khai thác, duy trì áp suất vỉa ở mức cần thiết. Đây là giải pháp mới, mở rộng khả năng ứng dụng của giếng khoan ngang để bơm ép nước.

Mỏ Bạch Hổ là mỏ đầu tiên trên thế giới sử dụng giếng khoan ngang để bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Nhiều giếng bơm ép khoan ngang có độ tiếp nhận tốt như giếng 464 có Qmax ~7.000m3/ngày đêm, giếng 455 có Qmax ~6.000m3/ngày đêm. Kết quả so sánh khối lượng nước tiếp nhận trung bình của các giếng bơm ép khoan thẳng đứng và khoan ngang trong 7 tháng đầu năm 2005 ở mỏ Bạch Hổ cho thấy: giếng khoan thẳng đứng là 1.154m3/ngày đêm, giếng khoan ngang là 2.294m3/ngày đêm. Khối lượng nước bơm ép của giếng khoan ngang lớn hơn 2 lần so với giếng khoan thẳng đứng nhưng chi phí khoan giếng chỉ gấp 1,5 lần trong điều kiện giống nhau. Khả năng nâng cao độ tiếp nhận nước của giếng bơm khoan ngang trong trường hợp cần bổ sung năng lượng vỉa dễ dàng hơn trong đá chứa nứt nẻ hang hốc.

3.6. Phương pháp “bơm ép kín”

Nguyên lý của phương pháp “bơm ép kín” là tạo chênh áp suất giữa giếng bơm ép và điểm bất kỳ trong vỉa, khi chuyển đổi về cùng độ sâu có giá trị không đổi. Bản chất

PETROVIETNAM

39DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

của phương pháp “bơm ép kín” là làm giảm độ linh động của nước khi được bơm vào vỉa và bị cản bởi vùng dầu hầu như không tham gia vào chuyển động. Cơ chế chuyển động của nước bơm ép trong trường hợp này chuyển từ chèn ép dầu sang đẩy dầu để dịch chuyển. Kết quả áp suất vỉa được nâng cao, nước bơm ép không tạo nên chênh áp lớn đột biến và ít gây ngập nước ở các giếng khai thác. Tính đúng đắn của phương pháp có thể kiểm chứng trên mô hình thủy động hoặc sử dụng phương trình cân bằng vật chất để tính toán, kiểm tra.

Phương pháp “bơm ép kín” có thể áp dụng cho toàn bộ đối tượng khai thác, nâng áp suất vỉa lên cao ở mức xác định, theo yêu cầu công nghệ hoặc cho từng khu vực, mà ở đó các giếng khai thác dễ bị ngập nước. Phương pháp này đặc biệt có hiệu quả khi áp dụng cho những mỏ có áp suất vỉa ban đầu thấp như mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi hoặc bị ngập nước sớm như mỏ Sư Tử Đen.

Việc áp dụng phương pháp “bơm ép kín” vào thời điểm nào hoặc định kỳ, tùy thuộc vào trạng thái năng lượng vỉa ở từng giai đoạn khai thác của mỏ.

Cơ chế “bơm ép kín” được tác giả phát hiện tình cờ trong quá trình theo dõi bơm ép nước ở thân dầu đá Móng mỏ Bạch Hổ.

4. Kết luận

Từ những kết quả nghiên cứu trên cho phép đưa ra một số kết luận:

- Bơm ép nước, duy trì áp suất vỉa các thân dầu hoạt động khai thác trong đá Móng nứt nẻ giúp nâng cao hiệu quả thu hồi dầu; tổng lượng dầu thu hồi từ đá Móng có thể lên đến trên 70% trữ lượng ban đầu.

- Trong quá trình hoạt động khai thác của mỏ trong đá Móng nứt nẻ, cần bơm ép nước sớm khoảng 1 năm sau khi đưa mỏ vào hoạt động, với khối lượng nhỏ và nhịp độ thấp tạo đệm nước dần đẩy dầu lên phía trên, tận thu hồi các trữ lượng dầu. Việc bơm ép nước sớm sẽ giữ cho áp suất vỉa suy giảm chậm, đảm bảo quá trình khai thác ổn định lâu dài.

- Sự vận động của nước bơm ép trong đá Móng nứt nẻ rất linh hoạt, từ khi bơm ép đến thời điểm các giếng khai thác bị ngập nước ở một số mỏ thường không vượt quá 2 năm. Nước bơm ép dâng cao theo cơ chế lưỡi nước làm ngập các giếng khai thác, vì vậy không bơm ép nước với cường độ lớn.

- Tùy thuộc vào cấu trúc thân dầu và giai đoạn khai thác của mỏ để áp dụng các sơ đồ bơm ép nâng cao hiệu

quả thu hồi dầu như bơm ép từ vùng rìa, bơm ép chu kỳ, bơm ép đồng đều. Đối với các thân dầu có tính chất thấm chứa bất đồng nhất cao, cần áp dụng sơ đồ bơm ép theo từng cụm, giúp cân bằng năng lượng vỉa của toàn đối tượng khai thác.

- Có thể sử dụng giếng khoan ngang để bơm ép, giúp đảm bảo khối lượng nước bơm cần thiết, khắc phục tình trạng khó tìm vị trí đặt các giếng bơm ép có độ tiếp nhận cao trong đá Móng nứt nẻ.

- Phương pháp “bơm ép kín” cho phép nâng cao áp suất vỉa của toàn thân dầu hoặc cho từng khu vực cục bộ, ít gây ngập nước các giếng khai thác.

Tài liệu tham khảo

1. M.G.Alisaev, Phạm Quang Ngọc. Các chuẩn bơm ép nước hợp lý vào thân dầu dạng khối. Tạp chí Dầu khí. 1999; 3: trang 18 - 23 và 48.

2. Nguyễn Hữu Quang và nnk. Ứng dụng kỹ thuật đánh dấu đồng vị phóng xạ trong khảo sát mỏ dầu nhằm mục đích chính xác hóa mô hình mỏ để điều chỉnh hợp lý sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ. Hội thảo Khoa học Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. 9/2002.

3. Phạm Quang Ngọc. Vấn đề bơm ép nước vào thân dầu ở móng mỏ Bạch Hổ. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học Công nghệ “Ngành Dầu khí trước thềm thế kỷ XXI”. Nhà xuất bản Thanh niên. 2000; 2: trang 51 - 60.

4. T.D.Van Golf-Racht. Fundamentals of fractured reservoir engineering. Elsevier. 1982.

5. Vietsovpetro. Hoàn thiện “Chính xác hóa sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ”. 1998.

6. Vietsovpetro. Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ”. 2003.

7. Trần Văn Xuân và nnk. Ảnh hưởng của biến đổi hàm lượng nước sản phẩm lên hiệu suất khai thác mỏ Sư Tử Đen. Đại học Quốc gia Tp. Hồ Chí Minh. 2013.

8. И.Д.Амелин, М.Л.Сургучев, А.В.Давыдов. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. Москова “Недра”. 1994.

9. Е.Г.Арешев, Г.Г.Вахитов, Л.Б.Листенгартен, В.В.Луценко. Создание искусственного водонефтяного контакта в массивной залежи нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр. 1993: cтр. 23 - 30.

10. В.С.Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва “Недра”. 1990.

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

40 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Water injection to maintain energy of oil reservoir in fractured basement rocks

Summary

After the 40s of the 20th century, water injection technology for reservoir pressure maintenance has been applied

in many oil fi elds and signifi cantly increased oil recovery factor [10]. Today, it is considered a popularly applied meth-

od in most producing oil fi elds in the world. In this paper, the author presents some issues relating to water injection

for fractured basement reservoirs such as investigation of the injected water movement, water coning mechanism,

timing justifi cation for water injection, optimisation of injection water volume, and injection well locations.

Key words: Oil fi eld, fracture, matrix, water injection, basement production, oil recovery, cyclic water injection, oil-water contact, regular injection, reservoir pressure maintenance.

Pham Quang Ngoc

Ba Ria - Vung Tau University

11. Н.П.Лебединец. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Москва “Наука”. 1997.

12. Ч.К.Тай, Ф.К.Нгок, Б.В.Лам. Механизм движения жидкости в залежи нефти и мероприятия по повыщению нефтеотдачи фундамента месторождений Белый Тигр Пятая международная конференция. Химия нефти и газа Томск. 2003: стр. 231 - 234.

13. Ф.К.Нгок. Резкий подьем языков воды в залежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр IV Всероссийская научно-практическая конференция. Дoбычa, подгoтoвкa, трaнcпортa нефти и газа Томск. 2007: стр. 33 - 41.

14. НИПИ морнефтегаз. Адаптация и внедрние новых технологий увеличения нефтеотди и интенсификции разработки на месторождениях СП Вьетсовптро. г. Вунг-Тау. 2004.

PETROVIETNAM

41DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Giới thiệu

Các nghiên cứu gần đây cho thấy, nano - GO là hợp chất công nghệ sạch thân thiện với môi trường, có nguồn gốc từ graphite thiên nhiên với các tính chất vượt trội như: có cấu trúc màng mỏng nhất, có diện tích bề mặt lớn nhất (2.700m2/g) [1], vật liệu rắn nhất (rắn hơn cả kim cương), độ dẫn nhiệt cao, không thấm, độ linh động riêng cao nhất…

GO là sản phẩm của quá trình oxy hóa graphite. Nghiên cứu đầu tiên về GO được thực hiện cách đây hơn 150 năm [2], cho thấy có thể sản xuất vật liệu này trên cơ sở graphite với giá thành tương đối thấp. GO được tổng hợp bằng 3 phương pháp chính: Brodie [2], Staudenmaier [3] và Hummers [4], Hình 1.

Phương pháp Brodie và Staudenmaier sử dụng sự kết hợp của potassium chlorate (KClO3) và acid nitric (HNO3) để oxy hóa graphite. Trong khi đó, phương pháp Hummers sử dụng cách xử lý graphite với potassium permanganate (KMnO4) và acid sulfuric (H2SO4). Với phương pháp Brodie bằng các phương pháp phân tích nguyên tố, phân tử của sản phẩm cuối cùng có công thức C11H4O5. Sản phẩm này có tính acid nhẹ và có khả năng phân tán trong môi trường kiềm, song lại có cấu trúc không hoàn hảo. Với phương pháp Staudenmaier đã có sự thay đổi so với phương pháp Brodie khi sử dụng tác nhân oxy hóa KClO3

NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP VẬT LIỆU NANO GRAPHENE OXIDE TỪ NGUỒN NGUYÊN LIỆU GRAPHITE VIỆT NAM LÀM PHỤ GIA

GIẢM THẢI NƯỚC CHO DUNG DỊCH KHOAN Ở NHIỆT ĐỘ CAO ThS. Nguyễn Thị Thu Hiền1, KS. Lương Văn Thưởng1

ThS. Hoàng Mai Chi1, ThS. Tạ Quang Minh1

TS. Nguyễn Trần Hùng2, KS. Vũ Văn Hưng3

1Viện Dầu khí Việt Nam2Viện Hóa học - Vật liệu, Viện Khoa học và Công nghệ quân sự3Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển - VietsovpetroEmail: hienntt@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Trong ngành công nghiệp dầu khí, các vật liệu nano (như nano - silica, nano - graphene…) đã được nghiên cứu sử

dụng làm phụ gia cho các hệ dung dịch khoan hay hóa phẩm dầu khí. Trong đó, nano - graphene oxide (GO) - graphite

có cấu trúc lớp đơn có mạng tinh thể dạng tổ ong gồm các nguyên tử carbon chứa các nhóm định chức chứa oxy nằm

ngoài vòng như hydroxyl, epoxyl, cacboxyl… Cấu trúc này giúp cho nano - GO phân tán tốt trong môi trường phân

cực, đặc biệt là môi trường nước, đồng thời cho phép mở rộng ứng dụng vật liệu này trong dung dịch khoan gốc nước.

Nghiên cứu này trình bày phương pháp tổng hợp nano - GO từ nguyên liệu graphite tự nhiên và nghiên cứu khả năng

ứng dụng của vật liệu này làm phụ gia giảm thải nước và ổn định nhiệt cho dung dịch khoan khi sử dụng ở nhiệt độ

cao lên đến 150ºC.

Từ khóa: Graphene oxide, graphite, cấu trúc nano, phụ gia giảm thải nước, dung dịch khoan, HTHP.

để tăng mức độ oxy hóa của GO. Tuy nhiên, phương pháp này rất nguy hiểm vì KClO3 là chất dễ gây kích nổ và sản phẩm khí dioxide chlorine được tạo thành có nguy cơ gây cháy nổ. Phương pháp Hummers được phát triển từ năm 1957 sử dụng hỗn hợp H2SO4, NaNO3 và KMnO4 giúp cho sản phẩm GO có mức độ oxy hóa cao hơn các sản phẩm được tổng hợp bằng các phương pháp trước đó [4]. Song sản phẩm của quá trình vẫn được đánh giá là GO oxy hóa chưa hoàn toàn.

Năm 2010, nhóm nghiên cứu của Giáo sư Tour tại Đại học Rice (Mỹ) đã công bố phương pháp mới với thay đổi cơ bản so với phương pháp Hummers là không sử dụng NaNO3, tăng lượng KMnO4 và sử dụng thêm acid phosphoric (H3PO4) [5]. Sản phẩm thu được có mức độ oxy hóa cao. Hơn nữa, ưu điểm nổi bật của phương pháp này là không sử dụng NaNO3 nên không tạo ra các khí độc hại như NO2, N2O4. Điều này làm cho quá trình tổng

Hình 1. Các phương pháp chính tổng hợp GO

Graphite tự nhiên (2 - 15micron)

Graphene oxide (GO)

Hum

mer

s

Stau

denm

aier

Brod

ie

Các điều kiện oxy hóa1.) Hummers: H2SO4/KMnO4/NaNO3

2.) Staudenmaier H2SO4/HNO3/KClO3

2.) Brodie: 100% HNO3/NaClO3

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

42 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

hợp thân thiện với môi trường. Đây chính là phương pháp được lựa chọn để tổng hợp GO từ graphite tự nhiên.

Các phương pháp trên đều dựa trên cơ sở oxy hóa graphite bằng các tác nhân khác nhau, tạo thành cấu trúc có chứa các nhóm phân cực -OH, như Hình 2 [6].

Các nhóm chức chứa oxy phân cực của GO làm cho vật liệu này có xu hướng ưa nước. GO phân tán tốt trong nước và có thể bị tách lớp trong nhiều loại dung môi. Phân tán GO trong dung môi có thể được thực hiện bằng cách khuấy thông thường hoặc dưới sự trợ giúp của thiết bị phân tán siêu âm để đạt được nồng độ phân tán cao hơn. Từ dung dịch phân tán GO trong các dung môi khác nhau cho phép sử dụng vật liệu này cho các ứng dụng khác nhau.

Các nghiên cứu ứng dụng vật liệu GO cho dung dịch khoan đều nhằm cải thiện tính lưu biến và kiểm soát độ thải nước của dung dịch. Dựa trên cấu trúc lớp, GO có thể dễ dàng biến dạng để phù hợp với bề mặt vỉa chứa của giếng khoan tạo thành các lớp màng bọc chống thấm dung dịch vào các khe nhỏ. Sau đó, tiếp tục thử nghiệm để xem xét khả năng kiểm soát mất nước của dung dịch trong giếng khoan [7].

Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả trình bày khả năng tổng hợp vật liệu GO từ nguyên liệu graphite và thử nghiệm khả năng ứng dụng làm phụ gia cho dung dịch khoan gốc nước.

2. Tổng hợp GO

2.1. Hóa chất

Graphite Việt Nam, graphite nhập ngoại (Sigma-Aldrich), H3PO4 85% (Merck), H2SO4 96% (Merck), KMnO4 99,5% (Merck), HCl 35% (Merck).

2.2. Thiết bị và dụng cụ

Bếp gia nhiệt, khuấy từ, bình cầu chịu nhiệt 3 cổ 500ml, nhiệt kế, khay nước đá làm lạnh, cân phân tích (độ chính xác 0,001g), thiết bị phân tán siêu âm, thiết bị ly tâm 6.000 vòng/phút.

Sơ đồ thí nghiệm được lắp đặt như Hình 3.

2.3. Thực nghiệm

Nhóm tác giả sử dụng phương pháp Tour (do giáo sư Tour - Đại học Rice, Mỹ công bố) để tổng hợp GO. Điểm khác cơ bản của phương pháp này so với phương pháp Hummers là không sử dụng NaNO3, tăng hàm lượng KMnO4 và sử dụng H3PO4 [5].

Các bước tiến hành thực nghiệm gồm:

Oxy hóa Siêu âm, rửa làm sạch sản phẩm

Xử lý nguyên liệu

KMnO4/H2SO4:H3PO4

Sản phẩm graphene

oxide

Sample NameID#Data NameLot NumberTransmittance(R)Transmittance(B)Circulation SpeedAgitation SpeedUltra SonicSourceMaterial

:::::::::::

A hung201410151026366graphen oxit hat 101 99.1(%) 96.4(%)OFF700:03 (7)P. VLNANOgraphen oxit

q(%

)

Diameter(μm)

Und

erSi

ze(%

)

0

16

2

4

6

8

10

12

14

0.010 30000.100 1.000 10.00 100.0 10000

100

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Hình 3. Sơ đồ thí nghiệm phản ứng oxy hóa graphite

Hình 2. Cấu trúc của GO [6]

Hình 5. Phân bố kích thước hạt của nguyên liệu graphite Việt Nam

Hình 4. Sơ đồ quá trình chế tạo GO từ graphite

1: Bếp điện, khuấy từ

2: Bình cầu 3 cổ

3: Sinh hàn

4: Nhiệt kế

5: Nước

1

2

3 4

5

PETROVIETNAM

43DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

2.3.1. Xử lý nguyên liệu

Graphite Việt Nam có dạng bột, kích thước hạt khoảng 5 - 10μm (theo phân bố kích thước hạt và SEM - Hình 5 và 6).

Trước khi oxy hóa, graphite được làm sạch theo phương pháp tuyển nổi để loại bỏ các tạp chất rắn [8]: Bột graphite được phân tán trong nước với tỷ lệ 100g/lít, khuấy mạnh trong 30 phút ở nhiệt độ 50oC, để lắng trong 30 phút, tách bỏ phần cặn rắn phía dưới. Graphite được lọc, rửa sạch bằng nước cất, sấy khô ở nhiệt độ 110oC.

Ngoài ra, sử dụng graphite Sigma-Aldrich cho quá trình tổng hợp GO có kích thước hạt phân bố vào khoảng 2 - 6μm để so sánh đối chứng với graphite Việt Nam. Nguyên liệu này có hàm lượng tạp chất cơ học thấp, độ sạch cao nên được sử dụng trực tiếp, không cần xử lý.

2.3.2. Quá trình oxy hóa

Theo phương pháp Tour [5], cho hỗn hợp acid H2SO4 và H3PO4 theo tỷ lệ thể tích 9:1 vào bình cầu, đặt trên khay đá làm lạnh, đảm bảo nhiệt độ không vượt quá 10oC. Graphite và KMnO4 được sử dụng với tỷ lệ khối lượng 1:6. Trong khi đó, nhóm tác giả sẽ tiến hành khảo sát tỷ lệ hỗn

hợp acid/graphite trong khoảng 80 - 150ml/1g. Graphite được đưa vào hỗn hợp acid, khuấy nhẹ. Cho từ từ KMnO4 vào hỗn hợp và khuấy cho tới khi hỗn hợp đồng nhất. Loại bỏ khay nước đá, bắt đầu cấp nhiệt bằng bếp điện, giữ hỗn hợp phản ứng ở nhiệt độ 50 - 80oC trong thời gian từ 2 - 5 giờ (Bảng 1). Hỗn hợp sau phản ứng được làm lạnh tới nhiệt độ phòng, pha loãng với nước cất.

2.3.3. Quá trình siêu âm, rửa, làm sạch sản phẩm

Đây là quá trình loại bỏ các hóa chất còn lại sau khi thực hiện quá trình oxy hóa. Sản phẩm được rửa nhiều lần bằng nước cất với sự trợ giúp của thiết bị siêu âm và thiết bị ly tâm để tách sản phẩm GO lắng ra khỏi tạp chất tan trong nước (gồm acid dư, muối…). Tuy nhiên, khi pH của hỗn hợp gần trung tính thì khó có thể tách được GO, do đó nhóm tác giả bổ sung dung dịch HCl 5% để tiếp tục thực hiện rửa siêu âm và để lắng GO trong quá trình ly tâm. Ở đây, thiết bị siêu âm vừa đóng vai trò giúp rửa triệt để acid nhờ khả năng phân tán GO trong nước, đồng thời lực siêu âm còn có tác dụng tách các lớp GO sau khi đã được chèn bởi các phân tử acid vào khoảng trống giữa các lớp.

Sản phẩm thu được ở dạng gel màu nâu đen, được phân tích xác định nồng độ GO trong gel, độ phân tán của GO trong nước, hiệu suất GO sản phẩm.

Hiệu suất sản phẩm được tính theo công thức:

Gel GO được làm khô trong điều kiện chân không ở nhiệt độ không vượt quá 60oC. Ở nhiệt độ này, sản phẩm được làm khô từ từ để tránh xảy ra hiện tượng loại nước từ cấu trúc GO thành graphene không mong muốn khi sử dụng nhiệt độ cao.

2.4. Kết quả và thảo luận

Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất quá trình và chất lượng GO sản phẩm gồm: tỷ lệ hỗn hợp acid/khối lượng graphite nguyên liệu; nhiệt độ oxy hóa; thời gian oxy hóa

Tỷ lệ thể tích H2SO4:H3PO4 = 9:1; Tỷ lệ khối lượng KMnO4:Graphite = 6:1

Thời gian

Nhiệt độ 2 giờ 3 giờ 4 giờ 5 giờ

50oC - M50-3 M50-4 M50-5

60oC M60-2 M60-3, N60-3 M60-4 M60-5 70oC M70-2 M70-3, N70-3 M70-4 - 80oC M80-2 M80-3 M80-4 -

Mẫu M: Graphite Việt Nam; Mẫu N: Graphite Sigma-Aldrich

Bảng 1. Các chế độ oxy hóa graphite

( )( ) ( )%100×=GM

GOMZ

Hình 6. Hình ảnh chụp kính hiển vi điện tử quét (SEM) của nguyên liệu graphite Việt Nam

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

44 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

và loại nguyên liệu graphite được khảo sát. Với mục đích tổng hợp sản phẩm GO có cấu trúc màng mỏng chống thấm để giảm thải nước trong dung dịch khoan, nên sản phẩm GO tạo ra càng có kích thước màng mỏng, bề mặt lớn, ít khuyết tật trên bề mặt càng có lợi. Vì vậy, sản phẩm GO được tổng hợp từ graphite tự nhiên theo quy trình trên được đánh giá chất lượng sơ bộ thông qua các chỉ tiêu “Test nhanh” gồm có:

- Độ phân tán sản phẩm trong môi trường nước;

- Hiệu suất của quá trình.

2.4.1. Ảnh hưởng của tỷ lệ hỗn hợp acid/khối lượng graphite nguyên liệu

Tỷ lệ hỗn hợp acid/khối lượng graphite được lựa chọn để đánh giá là từ 80 -150ml/1g. Theo lý thuyết cũng như thực tế thì quá trình oxy hóa luôn sử dụng dư các tác nhân oxy hóa gồm hỗn hợp H3PO4 và KMnO4 kết hợp cùng H2SO4 đậm đặc. Điều đó có nghĩa, với tỷ lệ nhỏ nhất là 80ml hỗn hợp acid đã đủ cho phản ứng oxy hóa 1g graphite. Tuy nhiên, ở tỷ lệ này, độ nhớt của hỗn hợp phản ứng rất cao, khó khăn cho việc khuấy trộn nên tỷ lệ hỗn hợp acid/khối lượng graphite 100ml/1g được lựa chọn.

2.4.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ

Nhiệt độ phản ứng được khảo sát trong khoảng 50 - 80oC với chênh lệch 10oC. Thời gian phản ứng trong 3 giờ. Sản phẩm GO được xác định hiệu suất và độ phân tán trong nước (Hình 7).

Kết quả cho thấy, hiệu suất và độ phân tán của GO đi từ graphite của Sigma-Aldrich thấp hơn so với các giá trị này của GO đi từ graphite Việt Nam, do bản chất 2 nguồn nguyên liệu khác nhau.

Độ phân tán có xu hướng tăng khi nhiệt độ oxy hóa tăng, tương ứng với mức độ oxy hóa tăng. Đó là do mức độ oxy hóa tương ứng với số lượng nhóm chức chứa oxy trên bề mặt GO, tức là khả năng phân cực của GO tăng.

Hiệu suất sản phẩm GO có xu hướng tăng theo chiều tăng của nhiệt độ từ 50oC lên đến 70ºC, đạt cực đại ở khoảng 65 - 70ºC, nhưng sau đó lại giảm dần đến nhiệt độ 80oC. Hiện tượng này do khi nhiệt độ tăng làm tăng mức độ oxy hóa, dẫn đến số lượng nhóm chức chứa oxy tăng, làm tăng khối lượng GO. Tuy nhiên, khi nhiệt độ quá cao (từ 70 - 80oC) sẽ phá vỡ một phần cấu trúc GO, tạo thành các mảnh nhỏ, dẫn tới giảm hiệu suất GO thu được. Sự sụt giảm lượng GO sản phẩm là do các mảnh GO nhỏ không thể tách được bằng phương pháp ly tâm.

110

130

150

170

190

210

230

250

45 50 55 60 65 70 75 80 85

Hiệ

u s

uấ

t c

ủa

GO

(%

TL

)

Nhiệt độ oxy hóa (ºC)

Graphite Việt Nam Graphite Sigma Aldrich

0

1

2

3

4

5

6

7

45 50 55 60 65 70 75 80 85

Độ

ph

ân

tá

n c

ủa

GO

(%

TL

)

Nhiệt độ oxy hóa (ºC)

Graphite Việt Nam Graphite Sigma Aldrich

(a)

(b)

Hình 7. Ảnh hưởng của nhiệt độ oxy hóa tới hiệu suất (a) và độ phân tán

(b) của sản phẩm GO

Khi sử dụng GO cho dung dịch khoan với nồng độ trong khoảng 0,1 - 1g/l thì độ phân tán của GO không nhất thiết phải cao quá. Vì vậy, nhóm tác giả lựa chọn nhiệt độ tối ưu cho quá trình oxy hóa trên cơ sở đánh giá cả 2 yếu tố: hiệu suất, độ phân tán. Tại nhiệt độ 60 - 70oC, GO sản phẩm có độ phân tán đạt yêu cầu và có hiệu suất đạt giá trị cho phép.

2.4.3. Ảnh hưởng của thời gian oxy hóa

Thời gian oxy hóa graphite được lựa chọn từ 2 - 5 giờ. Thời gian oxy hóa càng dài thì mức độ oxy hóa càng sâu, dẫn tới tăng độ phân tán của sản phẩm GO. Tuy nhiên, ở nhiệt độ cao, thời gian oxy hóa dài cũng làm vỡ cấu trúc các lớp, dẫn tới giảm kích thước tấm màng của GO.

Nghiên cứu được thực hiện với tỷ lệ hỗn hợp acid/khối lượng graphite tương đương 100ml/1g, nhiệt độ

PETROVIETNAM

45DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

oxy hóa 70oC, thời gian oxy hóa khác nhau. Kết quả về độ phân tán và hiệu suất GO được thể hiện trong Hình 8.

2.4.4. Ảnh hưởng của nguyên liệu

Với kết quả đánh giá độ phân tán và hiệu suất sản phẩm GO (Bảng 2 và 3) cho thấy, tại cùng điều kiện oxy hóa, GO từ graphite Sigma-Aldrich có độ phân tán và hiệu suất thấp hơn so với GO từ graphite Việt Nam. Kết quả này

có thể do sự khác nhau về đặc điểm của 2 loại nguyên liệu, đặc biệt là sự phân bố kích thước hạt. Graphite Sigma-Aldrich có kích thước phân bố hạt nhỏ hơn, có xu hướng tạo ra các sản phẩm GO có kích thước nhỏ hơn, sẽ khó tách hơn trong quá trình rửa siêu âm làm sạch sản phẩm nên sẽ làm hiệu suất giảm. Với mục đích tạo ra sản phẩm GO có kích thước màng lớp đơn và do tính kinh tế (graphite Sigma-Aldrich giá thành cao hơn so với graphite Việt Nam) nên nhóm tác giả lựa chọn graphite Việt Nam.

3. Phân tích cấu trúc và các đặc tính của sản phẩm GO

tổng hợp được

GO sản phẩm được phân tích theo các phương pháp: phân bố kích thước hạt, kính hiển vi điện tử quét (SEM), kính hiển vi điện tử truyền qua (TEM), quang phổ hồng ngoại (IR), phổ huỳnh quang tia X (XPS). Trong các mẫu sản phẩm GO được phân tích đánh giá có 2 mẫu GO M70-3

và GO M60-3 cho kết quả phân tích rõ ràng hơn cả.

- Mẫu M70-3 có màu đen khi ở trạng thái gel; màu đen nhạt.

- Mẫu M60-3 có màu nâu khi ở trạng thái gel; màu nâu vàng.

3.1. Phân tích sự phân bố kích thước hạt

Đây là phương pháp sử dụng tia laser để khảo sát kích thước của hạt rắn trong môi trường lỏng (trong trường hợp GO được phân tán trong nước cất với nồng độ 1g/l) được phân tích trên thiết bị HORIBA Laser Scattering Particle Size Distribution Analyzer LA-950 (Nhật Bản), do đó kích thước đo được phần lớn là đường kính của các tấm GO (Hình 9 và 10).

Kết quả cho thấy, mẫu GO M70-3 có kích thước từ 200nm đến 10μm, tập trung chủ yếu trong khoảng 2,3 - 5,1μm, chiếm 68,5%. Nếu so sánh kết quả này với mẫu graphite nguyên liệu cho thấy, kích thước trung bình của

H2SO4:H3PO4 = 9:1 (v/v); KMnO4:graphite = 6:1 (w/w); 100ml acid/1g graphite; 3 giờ Nhiệt độ 50oC 60oC 70oC 80oC

Hiệu suất GO (%)/Độ phân tán của GO trong nước (g/l) Graphite Việt Nam 125/1,1 200/2,5 240/4,3 220/6,4 Graphite Sigma-Aldrich 130/1,3 185/2,1 230/3,7 215/5,8

Bảng 3. Hiệu suất và độ phân tán của sản phẩm GO theo thời gian oxy hóa

H2SO4:H3PO4 = 9:1 (v/v); KMnO4:graphite = 6:1 (w/w); 100ml acid/1g G; 70oC Thời gian 2 giờ 3 giờ 4 giờ 5 giờ

Hiệu suất GO (%)/Độ phân tán của GO trong nước (g/l) Graphite Việt Nam 185/2,4 240/4,3 220/5,0 210/5,5 Graphite Sigma-Aldrich 180/2,3 230/3,7 210/4,5 205/5,0

Bảng 2. Hiệu suất và độ phân tán của sản phẩm GO theo nhiệt độ oxy hóa

180

200

220

240

1 2 3 4 5 6

Hiệ

u s

uấ

t củ

a G

O (

%T

L)

Thời gian oxy hóa (giờ)

Graphite Việt Nam Graphite Sigma Aldrich

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

5.5

6

1 2 3 4 5 6

Độ

phân

tán

của

GO

(%TL

)

Thời gian oxy hóa (giờ)

Graphite Việt Nam Graphite Sigma Aldrich

(b)

(a)

Hình 8. Ảnh hưởng của thời gian oxy hoá tới hiệu suất (a) và độ phân tán (b)

của GO sản phẩm

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

46 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

GO giảm ½ so với graphite nguyên liệu. Điều này chứng tỏ quá trình oxy hóa không làm phá vỡ nhiều cấu trúc của graphite, đảm bảo GO có diện tích bề mặt phù hợp cho ứng dụng tạo màng trong dung dịch khoan.

Ở mẫu GO M60-3, nhiệt độ oxy hóa thấp hơn so với mẫu M70-3, dung dịch phân tán có màu nâu vàng. Kết quả phân tích cho thấy, GO có kích thước hạt lớn hơn, nằm trong khoảng 1,0 - 10,2μm, tập trung trong khoảng 4,0 - 8,8μm, chiếm 78%. Chứng tỏ nhiệt độ có ảnh hưởng rõ rệt tới mức độ oxy hóa và phân bố kích thước của GO sản phẩm. Đây là điều tất yếu của phản ứng hóa học thu nhiệt, làm tăng mức độ phản ứng của graphite với các tác nhân oxy hóa.

3.2. Phân tích cấu trúc bằng kính hiển vi điện tử quét (SEM)

Đây là phương pháp phân tích cấu trúc bề mặt của vật liệu. Mẫu phân tích SEM trong dung dịch phân tán được làm khô dần dần (trong trường hợp sản phẩm GO là môi trường nước) sau khi được nhỏ thành giọt trên bề mặt phẳng của chất bán dẫn silica để phân tích trên thiết bị Scanning Electronic Microscop JEOL LA 650.

Khi tồn tại trong dung dịch phân tán, các tấm GO được tồn tại ở dạng lơ lửng. Trong quá trình làm khô trên bề mặt phẳng, các tấm GO tự sắp xếp tạo thành màng mỏng như kết quả phân tích SEM (Hình 11, 12). Kết quả phân tích SEM mẫu GO M60-3 cho thấy, sau khi làm khô GO sản phẩm có cấu trúc lớp rõ rệt, được cấu tạo từ các mảnh GO nhỏ. Kết quả này cho thấy khả năng tự tạo màng (self assembled) khi làm khô của GO. Điều này có ý nghĩa thực tế đối với mục đích của nghiên cứu. Đối với mẫu M60-3 có thể nhìn thấy rõ các lớp màng mỏng tách biệt của GO. Trong khi đó, mẫu M70-3 do nhiệt độ quá trình oxy hóa cao hơn, nên cấu trúc màng đã bị phá vỡ khó có thể thấy rõ lớp màng mỏng của sản phẩm. Mục đích sử dụng sản phẩm GO trong dung dịch khoan dầu khí là cần một lớp màng mỏng chống thấm, do đó từ kết quả phân tích cấu trúc của 2 mẫu trên mẫu GO M60-3 là đáp ứng yêu cầu.

3.3. Phân tích cấu trúc bằng phương pháp phổ huỳnh

quang tia X (XPS)

Phương pháp này được sử dụng để đánh giá định lượng các nhóm chức chứa oxy trên bề mặt GO. Mẫu GO M60-3 được phân tích trên thiết bị ESCA2000 VG Microtech với nguồn bức xạ Al Ka (1486.6 eV) và Mg Ka (1253.6 eV).

Kết quả phân tích tỷ lệ các nhóm chức chứa oxy cho thấy liên kết nhóm hydroxyl -C-OH (với mức năng lượng 287,17eV) chiếm khoảng 21% so với khoảng 10% của

Hình 9. Phân bố kích thước hạt của mẫu GO M70-3

Hình 10. Phân bố kích thước hạt của mẫu GO M60-3

Hình 11. Mẫu GO M60-3

Hình 12. Mẫu GO M70-3

PETROVIETNAM

47DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

liên kết nhóm carboxylic -C(OOH) tại mức năng lượng 288,58eV. Điều này cho thấy ưu tiên tạo thành nhóm hydroxyl của quá trình oxy hóa graphite. Về tỷ lệ nguyên tố, oxy chiếm 38,01at.% so với 60,58at.% của carbon. Như vậy, mức độ oxy hóa của graphite đã đạt yêu cầu với số lượng lớn các nhóm chức chứa oxy. Điều này tương ứng với kết quả phân tích FT-IR ở phần sau.

3.4. Phân tích cấu trúc bằng phương pháp phổ hồng

ngoại Frontier (FT-IR)

Mẫu phân tích dạng bột, được trộn cùng bột KBr, nén thành viên mỏng, phân tích trên thiết bị FT-IR Thermo Scientifi c Inc., NICOLET iS10. Kết quả được thể hiện trong Hình 14.

Đối với graphite nguyên liệu, hầu hết không chứa các nhóm chức chứa oxy. Sau quá trình oxy hóa, trên bề mặt GO đã xuất hiện các nhóm chức như sau: liên kết của nhóm hydroxyl -O-H (~3.400сm-1), liên kết C=O của nhóm carboxylic (~1.720сm-1) và liên kết C-O-C (1.250сm-1). So sánh liên kết của nhóm hydroxyl trên hình ảnh phổ của graphite và GO cho thấy có sự khác nhau rõ rệt. Trên phổ FTIR của 2 mẫu GO xuất hiện nhóm hydroxyl trong cấu trúc của GO.

Trong cấu trúc của GO vẫn duy trì liên kết C=C của hydrocarbon thơm tại peak hấp phụ ~1.620cm-1, các tấm mỏng GO vẫn duy trì cấu trúc, đa số các nhóm chức chứa oxy được đính ở biên của tấm GO. Kết quả này phù hợp với kết quả phân tích XPS đã trình bày ở trên. Tại peak

Hình 13. Kết quả phân tích XPS mẫu GO M60-3

Bảng 4. Thành phần khối lượng và thành phần nguyên tử của mẫu GO M60-3

Nguyên tố Peak, eV Tỷ lệ khối lượng, % Thành phần, at.%

C 277 52,87 60,58 O 525 43,43 38,01 S 230 2,42 1,06 Cl 262 0,55 0,22

Mn 863 0,63 0,13 Tổng 100,00 100,00

Hình 14. Kết quả phân tích FT-IR của graphite nguyên liệu (A), GO M60-3 (B)(a) (b)

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

48 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1.620cm-1 cũng có thể là dao động của các phân tử nước bị hấp phụ trên bề mặt GO.

3.5. Phân tích bằng kính hiển vi điện tử truyền qua (TEM)

Đây là phương pháp được sử dụng để đánh giá cấu trúc từng lớp chi tiết và mức độ khuyết tật ở mức độ nguyên tử của vật liệu. Mẫu phân tích TEM được phân tán trong nước, đưa lên grid đồng, làm khô và phân tích trên kính hiển vi điện tử truyền qua TEM, JEM1010-JEOL. Mẫu dung dịch phân tán trong nước được pha loãng ở nồng độ 0,05mg/ml. Mẫu được chuẩn bị trên lưới đồng (Cu) có mạng carbon.

Kết quả cho thấy, GO sản phẩm có cấu trúc từ 1 lớp và bề mặt lớp không có các khuyết tật, đảm bảo khả năng tạo màng chống thấm nước của GO khi ứng dụng cho dung dịch khoan. Bình thường trong dung dịch phân tán với nồng độ cao, các phiến GO có xu hướng kết hợp với nhau tạo thành phiến nhiều lớp. Tuy nhiên, trong kết quả phân tích TEM, GO vẫn tồn tại ở dạng đơn lớp, dễ dàng bị cong, uốn trên bề mặt, tạo thành các nếp gấp với độ tương phản khác nhau (Hình 15). Hình ảnh này cho thấy quá trình oxy hóa không làm phá vỡ cấu trúc bề mặt của graphene và sản phẩm có thể ứng dụng cho mục đích của nghiên cứu.

4. Đánh giá tính năng của vật liệu nano GO làm phụ gia

giảm thải nước cho dung dịch khoan dầu khí

Hai hệ dung dịch khoan nền được khảo sát so sánh để đánh giá tính năng của vật liệu trước và sau khi bổ sung phụ gia GO chế tạo được là: hệ dung dịch ức chế phèn nhôm FCL/AKK và hệ dung dịch polymer KCl/Glycol. Đây là 2 hệ dung dịch được sử dụng phổ biến hiện tại do dễ pha chế và giá thành rẻ. Tuy nhiên trong quá trình thi công còn những phức tạp về điều kiện giếng khoan, vỉa chứa đòi hỏi cần phải cải thiện các tính chất của 2 hệ dung dịch này. Khi đánh giá tính năng sản phẩm GO

trong 2 hệ dung dịch, cần đo các thông số dung dịch ở điều kiện thường gồm: thông số lưu biến (PV, YP), độ bền gel; độ thải nước API và độ thải nước HTHP. Các mẫu dung dịch còn lại được nung 16 giờ ở nhiệt độ 150ºC

Hệ FCL/AKK Hệ KCl/Glycol

Thành phần Hàm lượng kg/m3 Thành phần Hàm lượng kg/m3

Nước kỹ thuật (nước biển) Acid citric 1 - 2 Bentonite 30 - 40 Duovis 3 - 5 CMC-HV 6 - 12 Na2CO3 hoặc NaHCO3 0,5 - 0,7 FCL 10 - 20 Pacseal LV 10 - 15 KOH 2 - 7 PHPA 10 AKK 3 - 5 Polyalkylene glycol 30 - 40 Chất bôi trơn 2 - 4 Oxoscav 1,5 - 2 Graphite 1 - 2 Chất diệt khuẩn 1 - 1,5 Chất khử bọt 0,1 - 0,5 KCl 70 - 120 Chất diệt khuẩn 0,1 - 0,2 Chất bôi trơn 5 - 10 Barite Theo yêu cầu Barite Theo yêu cầu

Hình 15. Ảnh TEM mẫu GO sản phẩm ở độ phân giải khác nhau

Bảng 5. Thành phần và nồng độ của các hệ dung dịch

PETROVIETNAM

49DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

trong thiết bị lò nung quay, sau đó để nguội và đánh giá thông số dung dịch [9]. Các mẫu dung dịch khoan cần được đánh giá ở điều kiện trước và sau nung để đánh giá hoạt tính còn lại của dung dịch khoan sau khi nung nhằm mô phỏng quá trình tuần hoàn của dung dịch trong quá trình thi công thực tế. Các mẫu dung dịch đã bổ sung phụ gia GO với hàm lượng 0,5g/l cũng được đánh giá so sánh. Thành phần và nồng độ của các hệ dung dịch được tham khảo từ các nghiên cứu trước đây khi sử dụng GO trong dung dịch khoan nền (Bảng 5).

Kết quả về tính chất lưu biến và độ thải nước của các hệ dung dịch trước và sau khi nung 16 giờ ở nhiệt độ 150ºC được thể hiện trong Hình 16 và 17.

Khi bổ sung phụ gia GO (mẫu M60-3) với hàm lượng 0,5g/l vào cả hai hệ dung dịch FCL/AKK và KCl/Glycol thì thông số lưu biến (PV, YP, Gel1/10’) tương đương nhau. Riêng các giá trị độ thải nước API, HTHP trước nung thấp hơn so với 2 mẫu dung dịch không chứa phụ gia. Đặc biệt, sau khi nung các mẫu dung dịch cho thấy, phụ gia nano GO đã giúp ổn định các thông số lưu biến của cả 2 hệ dung dịch, và cải thiện độ thải nước API và HTHP đạt yêu cầu kỹ thuật đặt ra. Do vậy, đối với cả 2 hệ dung dịch FCL/AKK và KCl/Glycol sau khi bổ sung phụ gia GO duy trì tính chất lưu biến và giảm độ thải nước của dung dịch ở nhiệt độ cao lên đến 150ºC.

5. Kết luận

Nhóm tác giả đã tổng hợp được vật liệu nano GO từ nguồn nguyên liệu graphite tự nhiên của Việt Nam bằng phương pháp oxy hóa kết hợp với siêu âm phân lớp với điều kiện tối ưu cho quá trình oxy hóa cụ thể là: tỷ lệ thể tích H3PO4:H2SO4 = 9:1; tỷ lệ khối lượng

KMnO4/graphite = 6:1; tỷ lệ acid/graphite = 100ml/1g; nhiệt độ thực hiện quá trình oxy hóa 60oC; thời gian oxy hóa trong 3 giờ. Kết quả phân tích tính chất, cấu trúc cũng như thành phần nguyên tố của GO sản phẩm cho thấy quá trình oxy hóa đã biến tính thành công các nhóm chức chứa oxy trên bề mặt và biên của tấm GO, với thành phần nhóm -OH cao hơn nhóm -OOH, cũng như GO có độ bền nhiệt tốt, và cho cấu trúc vỏ bùn mỏng chống mất nước giảm độ thải nước của dung dịch, đáp ứng yêu cầu của dung dịch khoan gốc nước đang được sử dụng ở Việt Nam.

Quá trình nghiên cứu chế tạo GO từ nguồn nguyên liệu graphite trong nước cho thấy khả năng tăng quy mô của công nghệ, do quy trình chế tạo đơn giản, nguyên liệu có thể sử dụng các hóa chất công nghiệp dễ tìm và giá thành không cao.

Kết quả nghiên cứu đánh giá tính năng của vật liệu nano GO làm phụ gia trong 2 hệ dung dịch khoan gốc nước cho thấy khả năng giúp giữ ổn định các tính chất của dung dịch, cũng như đạt được mục tiêu giảm thải nước của dung dịch ở nhiệt độ cao. Từ đó, có thể ứng dụng vật liệu này cho hệ dung dịch đang được sử dụng trong nước.

Tài liệu tham khảo

1. Nikhil V.Medhekar, Ashwin Ramasubramaniam, Rodney S.Ruoff , Vivek B.Shenoy. Hydrogen bond networks in graphene oxide composite paper: Structure and mechanical properties. ACS Nano. 2010; 4(4): p. 2300 – 2306.

2. B.C.Brodie. Sur le poids atomique du graphite. Annales de Chimie et de Physique. 1860; 59: p. 466 - 472.

3. L.Staudenmaier. Verfahren zur Darstellung der graphitsäure. Berichte der deutschen chemischen Gesellschaft. 1898; 31(2): p. 1481 - 1487.

4. William S.Hummers Jr, Richard E.Off eman. Preparation of graphitic oxide. Journal of American Chemical Society. 1958; 80(6): p. 1339.

Hình 16. So sánh các thông số của các hệ dung dịch trước khi nung

Hình 17. So sánh các thông số của các hệ dung dịch sau khi nung

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

50 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

5. Daniela C.Marcano, Dmitry V.Kosynkin, Jacob M.Berlin, Alexander Sinitskii, Zhengzong Sun, Alexander Slesarev, Lawrence B.Alemany, Wei Lu, James M.Tour. Improved synthesis of graphene oxide. ACS Nano. 2010; 4(8): p. 4806 - 4814.

6. A.Lerf, A.Buchsteiner, J.Pieper, S.Schottl, I.Dekany, T.Szabo, H.P.Boehm, Hydration behavior and dynamics of water molecules in graphite oxide. Journal of Physics and Chemistry of Solids. 2006. 67(5 - 6): p. 1106 - 1110.

7. Dmitry V.Kosynkin, Gabriel Ceriotti, Kurt C.Wilson, Jay R.Lomeda, Jason T.Scoresone, Arvind D.Patel, James

E.Friedheim, James M.Tour. Graphene oxide as a high-performance fl uid-loss-control additive in water-based drilling fl uids. ACS Applied Materials & Interfaces. 2012; 4(1): p. 222 - 227.

8. T.Wakamatsu, Y.Numata. Flotation of graphite. Minerals Engineering. 1991; 4(7-11): p. 975 - 982.

9. Ngô Văn Tự, Hoàng Hồng Lĩnh, Phạm Thu Giang. Bài giảng tham dự lớp bồi dưỡng kiến thức dung dịch khoan. Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển (NIPI) - Vietsovpetro. 2005.

Synthesis of graphene oxide as a high-temperature fluid-loss-control additive in water-based drilling fluids from

Vietnamese graphite

Summary

Nanomaterials such as nano-silica and nano-graphene have been studied and used as additives for drilling fl uids

or petro-chemicals in the oil and gas industry. In particular, nano-graphene oxide as a single layer of graphite has a

honeycomb lattice structure of carbon atoms consisting of oxygen-containing functional groups outside the ring such

as hydroxyl, epoxyl, and carboxyl. This structure helps nano-graphene oxide in the polar media, especially water, and

also allows expanding the applications of this material in water-based drilling fl uid. This study presents a method of

nano - graphene oxide synthesis from natural graphite material, and researches application capabilities of this mate-

rial as a fl uid-loss-control additive for reducing fi ltrate and stabilising the thermal properties of water-based drilling

fl uids when used at high temperatures up to 150ºC.

Key words: Graphene oxide, graphite, nano structure, fl uid-loss-control additive, drilling fl uid, HTHP.

Nguyen Thi Thu Hien1, Luong Van Thuong1

Hoang Mai Chi1, Ta Quang Minh1

Nguyen Tran Hung2, Vu Van Hung3

1Vietnam Petroleum Institute2Institute of Material Chemistry, Vietnam Academy of Military Science and Technology3Research and Engineering Institute-Vietsovpetro

PETROVIETNAM

51DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Mở đầu

Kiểm tra không phá hủy (NDT - Non destructive tests) bao gồm các phương pháp kiểm tra, phát hiện hư hỏng, khuyết tật, đánh giá mức độ hoàn chỉnh, tính toàn vẹn của vật liệu, kết cấu, chi tiết hoặc để xác định các đặc trưng của đối tượng mà không làm ảnh hưởng đến khả năng sử dụng và quá trình vận hành của đối tượng kiểm tra [1, 2].

Để đảm bảo vận hành an toàn, các công trình/dự án cần được định kỳ kiểm tra, kiểm soát và đánh giá khuyết tật bên trong. Các công nghệ kiểm tra không phá hủy mới như: Siêu âm tổ hợp pha hay còn gọi là siêu âm màu 3 chiều (Phased array), siêu âm nhiễu xạ (TOFD - Time of fl ight diff raction), nội soi hình ảnh (Endoscopy) được nghiên cứu và dần thay thế các phương pháp truyền thống.

Trong lĩnh vực dầu khí, để kiểm soát chất lượng, đánh giá hiện trạng và mức độ hư hỏng của hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí cần có các phương pháp đánh giá thuận tiện, năng suất và đảm bảo độ chính xác cao. Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu cơ sở khoa học và đặc điểm vận hành của các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao. Kết quả nhận được trong quá trình chuẩn hóa và đo thử thiết bị khi triển khai Đề tài “Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong kiểm soát chất lượng đường ống vận chuyển dầu khí”, thuộc đề án “Phát triển ứng dụng bức xạ đồng vị phóng xạ trong công nghiệp đến

CÁC PHƯƠNG PHÁP KIỂM TRA KHÔNG PHÁ HỦY CÔNG NGHỆ CAO TRONG KIỂM SOÁT CHẤT LƯỢNG ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ

ThS. Đặng Thế Tụng, ThS. Phan Công Thành, ThS. Nguyễn Đình Dũng

PGS.TS. Nguyễn Thị Lê Hiền, ThS. Nguyễn Ngọc Diệp

Viện Dầu khí Việt NamEmail: tungdt@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Khảo sát, đánh giá các khuyết tật, hư hỏng của vật liệu (kể cả mối hàn) bằng phương pháp kiểm tra không phá

hủy là yêu cầu cấp thiết của nền công nghiệp hiện đại, giúp kiểm tra, đánh giá các dạng khuyết tật chính xác và hiệu

quả hơn so với phương pháp truyền thống. Kết quả khảo sát giúp người sử dụng đưa ra kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa

phù hợp, góp phần nâng cao tuổi thọ và độ tin cậy của thiết bị, giảm thiểu rủi ro trong quá trình vận hành. Bài báo

giới thiệu cơ sở khoa học và đặc điểm vận hành của 3 phương pháp kiểm tra không phá hủy gồm: siêu âm tổ hợp pha,

siêu âm nhiễu xạ và nội soi hình ảnh. Kết quả đo lường, kiểm định trong thực tế cho thấy các phương pháp trên có độ

tin cậy cao, có thể ứng dụng rộng rãi trong ngành công nghiệp dầu khí.

Từ khóa: Kiểm tra không phá hủy, siêu âm tổ hợp pha, siêu âm nhiễu xạ, nội soi hình ảnh, đường ống vận chuyển dầu khí.

năm 2020” của Bộ Công Thương. Đây là tiền đề cho việc ứng dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong ngành dầu khí nói riêng và các ngành công nghiệp khác nói chung.

2. Các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao

2.1. Công nghệ siêu âm tổ hợp pha (siêu âm màu 3 chiều) [3, 4]

Siêu âm tổ hợp pha (Phased array) là kỹ thuật mới, sử dụng sóng siêu âm. Trong phương pháp này, đầu dò gồm nhiều biến tử độc lập, cách âm với nhau có bộ biến đổi tương tự - số (ADC - Analog to digital converter) riêng. Các biến tử này được kích hoạt bằng xung điện có độ trễ theo các chương trình cho trước. Sóng âm từ các biến tử sẽ giao thoa và tạo nên chùm siêu âm có góc phát, điểm hội tụ theo ý muốn; chùm siêu âm tổ hợp pha được điều khiển bằng điện tử (Hình 1).

Hệ thống dãy tổ hợp pha: Đầu dò siêu âm thông thường gồm hoặc là một biến tử vừa phát vừa thu sóng âm tần số cao, hoặc cặp hai biến tử, một phát và một thu. Trong thực tế, đầu dò dãy tổ hợp pha bao gồm từ 16 - 256 biến tử nhỏ riêng biệt, mỗi biến tử có thể tạo xung riêng. Các xung đó có thể được sắp

Hình 1. Sơ đồ chùm tia góc được tạo ra bởi đầu dò phẳng khi thay đổi thời gian trễ (a)

và chùm tia hội tụ quét thẳng (b)

(a) (b)

CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

52 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

đặt theo dải, vòng tròn, hoặc phức tạp hơn. Các đầu dò dãy tổ hợp pha có thể được thiết kế cho tiếp xúc trực tiếp, hoặc kết nối với phần nêm để tạo các đầu dò góc, hoặc cũng có thể sử dụng theo kỹ thuật nhúng, khi đó sóng âm truyền qua nước tới chi tiết kiểm tra. Tần số đầu dò thường nằm trong dải từ 2 - 10MHz. Hệ thống dãy tổ hợp pha được trang bị thiết bị máy tính tinh vi có khả năng điều khiển đầu dò đa biến tử, thu nhận và số hóa xung phản hồi và biểu diễn thông tin của xung trên các phổ tiêu chuẩn khác nhau. Không giống như các thiết bị dò khuyết tật siêu âm thông thường, hệ thống dãy tổ hợp pha có thể quét chùm tia dưới một dải góc khúc xạ hoặc dọc theo đường thẳng, hoặc hội tụ ở độ sâu khác nhau làm tăng tính linh hoạt và đa dạng.

Nguyên lý hoạt động của đầu dò dãy tổ hợp pha: Hệ thống dãy tổ hợp pha sử dụng nguyên lý vật lý học của sóng để tạo pha, thay đổi thời gian giữa các xung siêu âm sao cho từng mặt sóng được tạo ra do các biến tử của dãy kết hợp với nhau, nhằm tăng hoặc triệt tiêu năng lượng theo chiều mong muốn để hướng và định hình cho chùm tia một cách hiệu quả.

Hệ thống dãy tổ hợp pha được thực hiện do dao động của các biến tử đầu dò ở các khoảng thời gian khác nhau. Các biến tử thường dao động theo nhóm từ 4 - 32 để tăng độ nhạy một cách hiệu quả nhờ giảm độ mở của chùm tia không mong muốn, do vậy sự hội tụ của tia sẽ sắc nét hơn. Phần mềm dựa trên các định luật về hội tụ thiết lập thời gian trễ phát xung cho từng nhóm các biến tử nhằm tạo ra chùm tia có hình dạng như mong muốn phù hợp với khả năng của đầu dò, đặc tính của phần nêm cũng như kích thước hình học và tính chất âm của vật liệu kiểm tra. Chuỗi xung được lập trình theo phần mềm trang bị trong thiết bị, từ đó từng sóng âm được truyền vào vật liệu kiểm tra. Sóng âm kết hợp với nhau theo nguyên tắc làm tăng hoặc triệt tiêu, tạo thành một sóng đơn sơ cấp truyền qua vật liệu kiểm tra và phản xạ lại khi gặp các vết nứt, rạn gián đoạn, mặt đáy và các mặt phân cách khác, tương tự sóng siêu âm thông thường. Chùm tia có thể được quét theo các góc, các tiêu cự có kích thước tiêu điểm khác nhau giống như một đầu dò đơn khi kiểm tra vật liệu. Định hướng chùm tia gần như tức thời do vậy việc quét nhiều góc hoặc quét với độ sâu hội tụ khác nhau chỉ xảy ra trong một phần nhỏ của giây.

Xung phản hồi được thu nhận bởi các biến tử khác nhau hoặc nhóm các biến tử và thời gian được thay đổi tương thích với sự thay đổi của phần trễ. Trong đầu dò một biến tử siêu âm thông thường, tất cả thành phần chùm tia đập vào biến tử đều được kết hợp, còn trong đầu dò dãy tổ hợp pha có thể chọn lọc chỉ những sóng âm phản xạ theo thời gian và biên độ trên mỗi từng biến tử. Sau khi phần mềm của thiết bị xử lý, thông tin sẽ được hiển thị trên màn hình dưới các dạng quét: A-Scan; B-Scan; C-Scan; S-Scan.

2.2. Phương pháp siêu âm nhiễu xạ (TOFD)

Siêu âm nhiễu xạ được đánh giá là một trong những phương pháp kiểm tra không phá hủy nhanh nhất đối với các khuyết tật của mối hàn [5, Hình 4. Hình ảnh khuyết tật xác định bằng phương pháp siêu âm nhiễu xạ

Ghi chú: Lateral wave: Sóng phụ (sóng bề mặt); Crack: Khuyết tật; Back-wall reflection: Sóng vọng từ mặt đáy;

Upper tip: Đỉnh khuyết tật; Lower tip: Đáy khuyết tật

Hình 3. Hình ảnh đường truyền khi xác định khuyết tật bằng phương pháp siêu âm nhiễu xạ thời

gian bay

Hình 2. Các đầu dò dãy tổ hợp pha điển hình

PETROVIETNAM

53DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

7]. Nguyên tắc cơ bản của phương pháp này là tạo ra một sóng nén siêu âm từ bộ chuyển đổi phát ra từ đầu dò, truyền vào trong vật liệu/mối hàn, khi gặp các khuyết tật hay gián đoạn vật liệu (gãy, nứt) trong mối hàn, sóng nén sẽ tán xạ từ các khuyết tật, gián đoạn đó. Tín hiệu tán xạ được thu nhận bằng một đầu dò khác nằm đối diện bên kia mối hàn (Hình 3).

Với phương pháp kiểm tra siêu âm nhiễu xạ, đầu dò có tia rộng, có góc phát, thu lớn, thu được bất kỳ tín hiệu nhiễu xạ nào ngay ở cường độ rất thấp. Sau khi truyền tín hiệu từ đầu phát, đầu thu thu được tín hiệu nhiễu xạ, dựa theo thời gian bay của sóng tán xạ từ các đầu mút khuyết tật, từ các vùng gián đoạn, bộ phận phân tích sẽ chuyển đổi thành dạng hình ảnh siêu âm nhiễu xạ (Hình 4). Dữ liệu siêu âm nhiễu xạ có thể cung cấp các thông tin: vị trí các khuyết tật dọc theo các đường hàn và trên bề mặt quét (kể cả chiều sâu), đặc điểm và kích thước của các dạng khuyết tật. Đến một mức độ nhất định, phương pháp này có thể phân biệt được “khuyết tật không có độ cao đo được” và “khuyết tật có độ cao có thể đo được”. Khả năng xác định cao (POD - Probability of detection) và tốc độ gây sai số thấp (FCR - False call rate) giúp phương pháp siêu âm nhiễu xạ trở thành kỹ thuật kiểm tra không phá hủy hữu ích, có thể sử dụng để xác định hình dạng và kích thước của khuyết tật. Phương pháp này được sử dụng rộng rãi để khảo sát các hệ thống đường ống công nghệ, bể chứa, bình tách áp lực.

2.3. Phương pháp nội soi hình ảnh (Endoscopy)

Nội soi hình ảnh [8] là phương pháp quan sát trạng thái bề mặt bị che khuất của đối tượng, sau đó dựa trên các ảnh quang học thu nhận được tiến hành phân tích, đánh giá. Cấu tạo của máy nội soi điện tử (Hình 5), gồm có bộ phận ghi hình, nguồn chiếu sáng, quá trình thu ảnh, hiển thị và ghi nhớ. Đặc biệt trong đầu dò có sử dụng thiết bị tích điện kép (CCD - Charge coupled device) để quan sát đối tượng, chuyển đổi tín hiệu quang thành tín hiệu số, sau đó chuyển đến thiết bị video để xử lý tiếp, hiển thị và chọn lọc dữ liệu. Nội soi hình ảnh giúp phát hiện nhanh các hư hỏng bên trong của động cơ hoặc các thiết bị cơ khí khác.

CCD có nhiệm vụ biến đổi quang năng của ánh sáng tới thành các tín hiệu điện nhờ các vi mạch điện từ các tinh thể silicon, tương tự như bộ xử lý trung tâm (CPU) của máy tính. Các chip CCD chia thành các pixel điện tử trên bề mặt (ví dụ 1 chip CCD có kích thước 2,5 x 2,5cm có thể có 1024 x 1024 pixel hay là 2048 x 2048 pixel trên bề mặt). Tín hiệu từ đầu dò nhận ảnh được truyền theo dây dẫn

đến bộ phận điều khiển, qua các dây dẫn đưa vào máy tính hoặc bộ phận ghi hình ảnh.

Kết hợp với công nghệ máy tính tiên tiến, công nghệ nội soi hiện đại đã có bước phát triển mạnh, đảm bảo chất lượng với độ phân giải cao và có các tính năng vượt trội: nội soi hình ảnh tự động, ghi hình 3D và thực địa hiện trường. Tự động hóa công nghệ nội soi hình ảnh được chia làm 2 hướng: kỹ thuật điều khiển từ xa qua việc truyền tải hình ảnh không dây và các ống dẫn sợi quang có khả năng theo dõi tự động. Kỹ thuật ghi hình 3D mới nhất là kỹ thuật “độ sâu thực” (Real-depth) rất phát triển

Ghi chú: Perspective: Góc nhìn; Signal transmission cable: Dây dẫn truyền tín hiệu; Bending: Phần

gắn kết; Object lens: Ống kính quan sát; Received light: Ánh sáng tiếp nhận; Connector: Đầu nối;

Monitor: thiết bị đo đạc

Hình 5. Sơ đồ nguyên tắc thiết bị siêu âm nội soi hình ảnh

Hình 6. Đo độ sâu của điểm ăn mòn trên bề mặt kim loại

Hình 7. Ảnh 3D đám mây các điểm và độ sâu hiển thị theo thang màu

CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

54 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Hình 8. Hình ảnh vết loét trên bề mặt

Hình 10. Bộ quét công nghiệp cho kiểm tra mối hàn HSMT-FLEX

Hình 9. Thiết bị siêu âm tổ hợp pha OmniScan MX2

ở Mỹ, không cần bất kỳ thiết bị phụ trợ nào. Kỹ thuật nội soi thực địa hiện trường (in-situ) có giá trị ứng dụng rất cao.

Công nghệ nội soi hình ảnh đang được sử dụng rộng rãi để nghiên cứu, khảo sát, đánh giá tình trạng ăn mòn trên bề mặt và bên trong đường ống công nghệ (Hình 6 - 8), thiết bị áp lực, xi lanh, động cơ, bình phản ứng, thiết bị trao đổi nhiệt, turbine và các sản phẩm khác.

3. Thực nghiệm

3.1. Trang thiết bị

- Hệ thống thiết bị siêu âm tổ hợp pha (Phased array) của Olympus (Canada) sản xuất, gồm máy chính OmniScan MX2 (Hình 9) và Module 16:128 kiểm tra lập bản đồ ăn mòn, kiểm tra mối hàn. Hệ thống này hỗ trợ công nghệ cảm ứng điều chỉnh thông số và xử lý hình ảnh cho cả siêu âm thường và tổ hợp pha.

- Bộ quét công nghiệp cho kiểm tra mối hàn (HSMT-FLEX) do Olympus (Canada) sản xuất (Hình 10), gồm: 1 bánh xe mã hóa đường quét, 4 cánh tay chịu tải, 4 gông để mang các đầu dò TOFD hoặc siêu âm thông thường, 2 gông để mang các đầu dò PA sử dụng các nêm khác, 4 bánh xe từ tính.

- Hệ thống thiết bị nội soi hình ảnh (SPX P340-Flexprobe) do Radiodetection (Mỹ) sản xuất (Hình 11). Dây soi có chiều dài 65m và đường kính không quá 6mm, chịu được nhiệt độ từ -25oC đến 100oC. Thiết bị sử dụng nguồn xoay chiều và một chiều, có độ bền cao, khả năng làm việc trong môi trường công nghiệp (chống rung, chống va đập, chống nước, chống ẩm, chống sương muối, chống cát bụi, chống mưa đá/băng, chống nhiễu điện từ, chống cháy nổ). Thiết bị có khả năng đo lường chính xác sử dụng công nghệ Stereo; có khả năng chụp ảnh, quay phim và lưu trực tiếp dữ liệu ra thẻ nhớ CF và USB; thay đổi đầu quang học và có chức năng cảnh báo khi đầu quang học bị rời ra khỏi đầu dây soi. Thiết bị sử dụng nguồn chiếu sáng LED ánh sáng trắng gắn ngay tại đầu quang học, giảm tối đa quãng đường truyền tránh tiêu hao năng lượng, giảm công suất chiếu sáng.

- Phần mềm TomoView 2.10 phân tích và xử lý dữ liệu sau kiểm tra, lưu trữ (Hình 12).

Hình 11. Hệ thống thiết bị nội soi hình ảnh SPX P340-Flexprobe Hình 12. Xử lý dữ liệu bằng phần mềm TomoView 2.10

PETROVIETNAM

55DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

- Phần mềm ES Beam Tool 5 lên phương án kiểm tra, phân tích dữ liệu (Hình 13).

3.2. Thử nghiệm

Để có cơ sở áp dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy trong lĩnh vực dầu khí, nhóm tác giả đã chuẩn hóa và đo kiểm thiết bị theo mẫu chuẩn. Mẫu kiểm tra do FlawTech cung cấp kèm theo máy. Các thông số kỹ thuật và vị trí khuyết tật được thiết kế như Hình 14.

Nhóm tác giả đã kiểm tra khuyết tật trên mẫu chuẩn FlawTech bằng 3 phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao (Bảng 1): siêu âm tổ hợp pha (Phased array), siêu âm nhiễu xạ (TOFD) và nội soi hình ảnh (Endoscopy); vận hành đồng thời trên thiết bị OmniScan MX2 kết hợp bộ quét công nghiệp cho kiểm tra mối hàn (HSMT-FLEX). Kết quả được giải đoán bằng phần mềm TomoView. Công nghệ nội soi hình ảnh được thực hiện trên hệ máy SPX P340-Flexprobe.

Qua thực tế vận hành các thiết bị kiểm tra không phá hủy và kiểm tra qua các mẫu chuẩn, mẫu chế tạo thử nghiệm, nhóm tác giả đã đánh giá ưu, nhược điểm của ba phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao (Bảng 2). Trong đó, phương pháp siêu âm tổ hợp pha có ưu điểm nhất; phương pháp nội soi hình ảnh (Endoscopy) có nhiều nhược điểm, do chỉ xác định được các khuyết tật ở dạng “hở”.

Phương pháp

đánh giá Khuyết tật Dạng khuyết tật

Chiều dài

khuyết tật Độ cao

khuyết tật Tọa độ khuyết tật

x y z

Siêu âm tổ hợp pha

(Phased array)

1 Nứt chân 9,5 - 10mm 2,5 - 3mm -1mm 31mm 10mm 2 Rỗ khí 7 - 8mm 2 - 3mm 0mm 81mm 5mm 3 Không ngấu 7,5 - 8mm 3mm 3mm 158mm 4mm

Siêu âm nhiễu xạ

(TOFD)

1 Nứt 9,5mm N/A -1mm 30mm N/A 2 Rỗ khí 8mm N/A 0mm 80mm N/A 3 Không ngấu 7,5mm N/A 3mm 156mm N/A

Nội soi hình ảnh

(Endoscopy)

1 Hình ảnh nứt nhỏ 1mm N/A N/A 30mm N/A 2 N/A N/A N/A N/A N/A N/A 3 N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Bảng 1. Kết quả kiểm tra khuyết tật trên mẫu chuẩn FlawTech bằng 3 phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao

Hình 13. Phần mềm ES Beam Tool 5

Hình 14. Thông số kỹ thuật của chi tiết kiểm định chuẩn

CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

56 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

4. Kết luận

Các phương pháp kiểm tra không phá hủy trên giúp nâng cao hiệu quả công tác khảo sát, kiểm tra, đánh giá các khuyết tật, tình trạng hư hỏng của vật liệu/mối hàn. Trong đó, chất lượng của mối hàn và đường hàn (như độ kín, độ ngấu, độ xuyên thấm, độ bám, mức độ ngậm xỉ...) cần được kiểm tra định kỳ, đảm bảo hoạt động an toàn cho toàn bộ hệ thống đường ống vận chuyển dầu khí.

- Phương pháp siêu âm tổ hợp pha có nhiều ưu điểm do khả năng xuyên thấu của siêu âm được hội tụ có cường độ cao, có thể quan sát, ghi lại trạng thái bề mặt bên trong (bị che khuất) cũng như khuyết tật, đánh giá mức độ hư hỏng trong lòng vật liệu của mọi thiết bị, công trình, như các đường ống vận chuyển dầu khí.

- Phương pháp siêu âm nhiễu xạ giúp khảo sát chất lượng mối hàn với ưu điểm nổi bật là đơn giản, nhanh gọn.

- Phương pháp nội soi hình ảnh có thể cho thấy trạng thái bề mặt bên trong của mọi cấu kiện, làm tiền đề để khảo sát đánh giá cho công trình trước khi áp dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy khác. Tuy nhiên, phạm vi sử dụng của phương pháp này bị hạn chế do bắt buộc phải đưa đầu dò vào vùng cần khảo sát và chỉ có thể quan sát được hiện trạng bề mặt, không quan sát được trong lòng vật liệu và việc xác định kích thước khuyết tật cần có các công cụ phần mềm khác hỗ trợ.

Trong phạm vi Đề tài “Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong kiểm soát chất lượng đường ống vận chuyển dầu khí”, nhóm tác giả đã xây dựng được quy trình triển khai các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao

trong kiểm tra chất lượng mối hàn đường ống vận chuyển dầu khí và được thử nghiệm thành công tại Nhà máy Đạm Cà Mau (PVCFC) và giàn khai thác dầu khí của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”.

Tài liệu tham khảo

1. Jack Blitz, Geoff Simpson. Ultrasonic methods of non-destructive testing. Chapman and Hall. 1996.

2. ASTM International. Standard practice for ultrasonic examination of metal pipe and tubing. ASTM E213-04.

3. The American Society of Mechanical Engineers (ASME). Use of manual phased array ultrasonic examination section. ASME Code Case 2541.

4. ASTM International. Standard practice for contact ultrasonic testing of welds using phased arrays. ASTM E2700.

5. ASTM International. Standard practice for use of the ultrasonic time of fl ight diff raction (TOFD) technique. ASTM E2373.

6. S.Lalithakumari, B.Sheclarani, B.Venkatraman. Artifi cial neural network based defect detection of weld in TOFD technique. International Journal of Computer Applications. 2012; 41(20): p. 17 - 20.

7. BS 7706:1993. Guide to calibration and setting-up of the ultrasonic time of fl ight diff raction (TOFD) technique for the detection, location and sizing of fl aws.

8. Alfred Ng. Video endoscopic metrology for pipeline welding. Singapore International NDT Conference & Exhibition. 19 - 20 July, 2013.

Phương pháp Ưu điểm Nhược điểm

Siêu âm tổ hợp pha

- Nhạy với các khuyết tật dạng mặt (như nứt, không ngấu, tách lớp), sau đó đến dạng đường; - Chỉ cần tiếp xúc một mặt chi tiết kiểm tra; - Kiểm tra được các mối hàn dạng đối đầu và cả các mối hàn ống nhánh, node dạng T, Y, K; các chi tiết có hình dạng phức tạp (như cánh turbine, ren ốc, đinh tán...); - Xác định được đầy đủ hình dạng của khuyết tật; - Dữ liệu mềm: cung cấp nhiều thông tin.

- Cài đặt, hiệu chỉnh thiết bị phức tạp, phải đánh giá dữ liệu trên cả phần mềm chuyên dụng (TomoView); - Yêu cầu nhân lực trình độ cao.

Siêu âm nhiễu xạ - Kiểm tra tốt các mối hàn xung quanh ống, mối hàn tấm lớn; - Phát hiện khuyết tật nhanh chóng, chỉ sau 1 lần quét; - Dữ liệu mềm.

- Không phát hiện được khuyết tật vùng gần bề mặt; - Không phát hiện được khuyết tật vùng mặt đáy; - Hình dạng khuyết tật không đầy đủ; - Người phân tích đánh giá phải được đào tạo chuyên sâu.

Nội soi hình ảnh - Cung cấp hình ảnh trực quan về bề mặt bên trong thiết bị; - Ghi dữ liệu hình ảnh và video.

- Chỉ tiếp cận được các đối tượng hở; - Phải vệ sinh thiết bị trước khi kiểm tra.

Bảng 2. Đánh giá ưu, nhược điểm của 3 phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao

PETROVIETNAM

57DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

9. CTAT. Báo cáo tổng kết Đề tài “Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong kiểm soát chất lượng đường ống vận chuyển dầu khí”. Viện Dầu khí Việt Nam. 2013.

10. Đặng Thế Tụng. Nghiên cứu ứng dụng các phương

pháp kiểm tra không phá hủy công nghệ cao trong kiểm soát chất lượng đường ống vận chuyển dầu khí. Hội thảo Trung tâm Ứng dụng và Chuyển giao Công nghệ, Viện Dầu khí Việt Nam. 2014.

Advanced nondestructive test methods for quality control of petroleum transport pipelines

Summary

Inspection and evaluation of damages and defects of materials (including welds) using non-destructive tests

(NDT) are necessary requirements of modern industries which ensure more precise and eff ective inspection and eval-

uation than traditional methods. On such basis, users can work out suitable plans for maintenance and repairs of

equipment to increase their life span and reliability as well as to reduce risks during operation. This paper describes

the scientifi c fundamentals and operating characteristics of three NDT methods: phased array, time of fl ight diff rac-

tion (TOFD), and endoscopy. The measurement and testing results in practice showed a high reliability of the studied

methods, thus they can be widely applied in the petroleum industry.

Key words: Non-destructive test (NDT) methods, phased array, time of fl ight diff raction, endoscopy, petroleum transport pipelines.

Dang The Tung, Phan Cong Thanh, Nguyen Dinh Dung

Nguyen Thi Le Hien, Nguyen Ngoc Diep

Vietnam Petroleum Institute

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

58 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Giới thiệu

Bản đồ nhạy cảm môi trường được dùng trong xây dựng kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu (trước khi xảy ra sự cố tràn dầu) nhằm xác định các khu vực nhạy cảm, các khu vực ưu tiên bảo vệ và chuẩn bị các phương án ứng phó thích hợp. Bản đồ nhạy cảm môi trường gồm các bản đồ, địa đồ và các bảng biểu, thể hiện các thông tin về đường bờ, ven bờ các nguồn tài nguyên và kinh tế - xã hội có khả năng bị ảnh hưởng trong trường hợp xảy ra sự cố tràn dầu. Khi xảy ra sự cố tràn dầu, bản đồ nhạy cảm môi trường là công cụ giúp cho các cơ quan quản lý và tổ chức ứng phó nhanh chóng xác định khu vực cần ưu tiên cũng như phương pháp và phương tiện sử dụng ứng phó phù hợp nhằm giảm bớt được thiệt hại về môi trường cũng như công sức, chi phí làm sạch đường bờ.

Bản đồ nhạy cảm môi trường được thành lập dựa trên cơ sở sử dụng kỹ thuật Hệ thông tin địa lý (GIS - Geographic Information Systems) để tổng hợp các lớp thông tin về các nguồn tài nguyên sinh học, tài nguyên do con người sử dụng và phân loại đường bờ, ven bờ theo chỉ số nhạy cảm môi trường (ESI - Environmental Sensitive Index). Chỉ số nhạy cảm môi trường của một đối tượng được xác định dựa vào mức độ nhạy cảm của đối tượng đó với dầu tràn. Chỉ số này cho biết độ nhạy cảm của môi trường đối với dầu và được chia

BẢN ĐỒ NHẠY CẢM MÔI TRƯỜNG VÀ PHÂN VÙNG ƯU TIÊN DẢI VEN BỜ BIỂN TỈNH THÁI BÌNH ĐỐI VỚI SỰ CỐ TRÀN DẦU

CN. Nguyễn Ngọc Sơn, ThS. Đinh Thị Nguyệt Minh

ThS. Lương Kim Ngân

Viện Dầu khí Việt NamEmail: sonnn.cpse@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Tỉnh Thái Bình có đường bờ biển dài trên 54km với hệ thống rừng ngập mặn dày, có độ đa dạng sinh học cao và

nằm trong vùng lõi của khu dự trữ sinh quyển sông Hồng đã được Tổ chức Giáo dục, Khoa học và Văn hóa Liên Hiệp

Quốc (UNESCO) công nhận [8]. Với lợi thế bãi biển rộng 2,7 - 5,6km, Thái Bình đang phát triển mạnh ngành nuôi trồng

thủy sản nên rất nhạy cảm với sự cố tràn dầu. Do đó, việc nghiên cứu xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường sẽ giúp

nâng cao hiệu quả ứng phó sự cố tràn dầu cho tỉnh Thái Bình và giảm thiểu thiệt hại kinh tế, góp phần bảo vệ môi

trường sinh thái.

Từ khóa: Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu, bản đồ nhạy cảm môi trường, chỉ số nhạy cảm môi trường.

thành 6 cấp từ thấp đến rất cao tương ứng với chỉ số từ 1 - 6. Việc xác định chỉ số nhạy cảm môi trường đối với từng lớp được dựa trên nguồn tài liệu chính sau: Tập Bản đồ nhạy cảm môi trường của Cục Quản lý Đại dương và Khí quyển Hoa Kỳ [3] - National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA); Giới thiệu về bản đồ nhạy cảm môi trường (NOAA) [4]. Bản đồ nhạy cảm môi trường được thành lập dựa trên cơ sở 3 lớp và được mô phỏng như Hình 1.

Theo hướng dẫn của NOAA 2002 và 2008 [3, 4], chỉ số nhạy cảm đường bờ, gần bờ và trên bờ được xác định dựa vào các yếu tố như Hình 2, 3 và 4.

Phân loại bờ biển

Chỉ số nhạy cảm đường bờ

Phân loại tài nguyên trên bờ

Chỉ số nhạy cảm tài nguyên ven bờ

Bản đồ nhạy cảm môi trường

Chỉ số nhạy cảm môi trường

Phân loại tài nguyên ven bờ

Chỉ số nhạy cảm ven bờ

Độ hở đường bờ/năng lượng sóng,

thủy triều

ESI Đường bờ

Độ nghiêng đường bờ

Vật liệu đường bờ

Mức độ đa dạng sinh học

đường bờ

Hình 2. Xác định chỉ số nhạy cảm đối với đường bờ

Hình 1. Nguyên tắc xây dựng Bản đồ nhạy cảm môi trường

PETROVIETNAM

59DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

ESI

Gần bờ

Môi trường sống

Khai thác tài nguyên

Bãi trứng cávà cá con

Động vật biển

Hình 3. Xác định chỉ số nhạy cảm đối với tài nguyên gần bờ

ESITrên bờ

Tài nguyên tự nhiên

Tài nguyên do con người

sử dụng

Hình 4. Xác định chỉ số nhạy cảm đối với tài nguyên trên bờ

Xác định các khu vực ưu tiên đối với sự cố tràn dầu

Trên cơ sở xác lập chỉ số nhạy cảm cho từng khu vực, việc xác định khu vực ưu tiên (Priority classes - PRC) là thể hiện sự ưu tiên liên quan đến một khu vực/điểm đối với sự cố tràn dầu. PRC được tính toán dựa trên các thông số sau:

- Giá trị bảo tồn (Conservation value - CV)

+ Danh sách khu bảo tồn quốc tế: CV = 3

+ Danh sách khu bảo tồn quốc gia: CV = 2

+ Danh sách khu bảo tồn cấp tỉnh: CV = 1

- Chỉ số nhạy cảm môi trường (ESI)

ESI tương ứng với mức độ nhạy cảm từ 1 - 6 tương ứng từ thấp đến rất cao.

- Diễn biến tài nguyên tự nhiên (NOR), trong đó:

+ NOR = 2 đối với tài nguyên tự nhiên;

+ NOR = 1 đối với tài nguyên nhân tạo.

- Thay thế bằng kinh tế (ER), trong đó :

+ ER = 2 khi tài nguyên không thể dùng tiền để bồi thường;

+ ER = 1 khi tài nguyên có thể bồi hoàn bằng tiền.

- PRC được tính toán theo công thức sau:

PRC = CV x ESI x NOR x ER

2. Kết quả nghiên cứu

2.1. Xây dựng các lớp cơ sở

2.1.1. Chỉ số nhạy cảm đường bờ

Đường bờ biển tỉnh Thái Bình được chia thành 3 kiểu sau [2]: Bãi cát hạt mịn luôn chịu ảnh hưởng của triều nên có chỉ số nhạy cảm môi trường đối với tràn dầu trung bình đến trung bình cao; kiểu đường bờ với thảm thực vật rừng ngập mặn có mức độ nhạy cảm đối với tràn dầu cao nhất; kiểu đường bờ nhân tạo có mức độ nhạy cảm đối với tràn dầu thấp nhất (Bảng 1).

TT

Kiểu đường bờ Phân bố

Ký hiệu

(theo phân

loại NOAA)

Mô tả Từ Đên

1 3

Cấu tạo nên kiểu đường bờ này là cát hạt mịn màu xám, xám tối đến xám vàng lẫn mùn thực vật. Phần thấp của kiểu đường bờ này được người dân cải tạo để nuôi ngao.

Cồn Đen, Thái Đô, Thái Thụy Cửa sông Trà Lý Cồn Dải Áo, Đông Long, Tiền Hải Đông Hoàng, Tiền Hải

Cồn Thủ Cái, Nam Cường, Tiền Hải Nam Thịnh, Tiền Hải

2 6b

Thực chất là tuyến đê ven biển, có chiều cao so với mực nước biển từ 4 - 5m, độ dốc 30 - 45o, nghiêng về phía Đông.

Thụy Ninh, Thái Thụy Thụy Hà, Thái Thụy Vũ Lăng, Tiền Hải Nam Hải, Tiền Hải

Cồn Đen, Thái Đô, Thái Thuy

3 10a

Rừng ngập mặn: Chạy song song với đường bờ số 3 về phía Tây, đường bờ là ranh giới giữa các dải cồn cát hiện đại và trầm tích biển - đầm lầy phát triển rừng ngập mặn. Đây là khu vực nuôi ngao, ít tôm và cá.

Thụy Trường, Thái Thụy Thái Đô, Thái Thụy

Đông Hải, Tiền Hải Đông Minh, Tiền Hải

Nam Thịnh, Tiền Hải Nam Hưng, Tiền Hải

4 Đường bờ sông

Bờ các sông lớn chảy qua tỉnh Thái Bình như: Sông Hóa, sông Diêm Hộ, sông Trà Lý, sông Hồng với thành phần thạch học chủ yếu là sét bột, màu xám nâu, kết cấu trung bình đến thấp, vách dốc khoảng 30o, đường bờ bị xâm thực, sạt lở

Sông Thái Bình, sông Diêm Hộ, cửa Lân, sông Trà Lý, sông Hồng, Cồn Vành

Bảng 1. Các kiểu đường bờ biển tỉnh Thái Bình

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

60 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

2.1.2. Chỉ số nhạy cảm tài nguyên gần bờ

Đối với chỉ số nhạy cảm tài nguyên gần bờ dựa vào mức độ phân bố, trữ lượng và mức độ khai thác tài nguyên gồm: bãi tôm, bãi cá, bãi mực, trứng cá - cá con [7, 8] được phân chia thành các cấp độ nhạy cảm với tràn dầu khác nhau.

- Trứng cá và cá con: Dựa vào sự phân bố và mật độ của trứng cá, cá con vào các thời điểm trong năm, chỉ số nhạy cảm môi trường đối với các khu vực phân bố trứng cá, cá con thể hiện như Bảng 2.

Nguồn lợi cá: Chỉ số nhạy cảm môi trường đối với các khu vực phân bố nguồn lợi cá được thể hiện trong Bảng 3.

Nguồn lợi giáp xác: Khu vực nghiên cứu có nguồn lợi tôm rất lớn, mật độ và khả năng khai thác cao đặc biệt tại

cửa sông Ba Lạt và khu vực Bắc cửa Ba Lạt. Do vậy, mức độ nhạy cảm nguồn lợi giáp xác ở mức rất cao (ESI = 6).

Nguồn lợi mực: Theo bản đồ phân bố cho thấy bãi mực ở xa bờ và khả năng khai thác không cao nên mức độ nhạy cảm được xác định ở mức trung bình cao (ESI = 4).

Nguồn lợi nhuyễn thể (ngao/vọp): Mức độ nhạy cảm của nguồn lợi nhuyễn thể được thể hiện trong Bảng 4.

2.1.3. Chỉ số nhạy cảm tài nguyên trên bờ

Đối với chỉ số nhạy cảm trên bờ dựa vào mức độ phân bố tài nguyên tự nhiên và con người sử dụng như rừng ngập mặn, nơi nuôi trồng thủy sản... [5, 6, 10, 11, 12], được phân chia và đánh giá theo mức độ quan trọng đối với phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh Thái Bình để

Vùng nuôi Địa phận Đặc điểm ESI

Huyện Thái Thụy

Vùng 1 (Thụy Trường, Thụy Xuân, Thụy Hải)

Từ cửa sông Diêm Hộ đến cửa sông Hóa

- Cao từ -0,2m đến -1,0m so với mực nước biển - Nền đáy cát pha với tỷ lệ 80 - 85% - Cách rừng ngập mặn từ 430 - 1.000m - Bãi nuôi

5

Vùng 2 (Thái Thượng, Thái Đô)

Từ cửa sông Diêm Hộ đến cửa sông Trà Lý

- Cao từ -0,2m đến -0,8m so với mực nước biển - Nền đáy cát pha với tỷ lệ 80 - 85% - Cách rừng ngập mặn từ 430 - 500m - Nuôi và ươm giống

6

Huyện Tiền Hải

Vùng 3 (Đông Long, Đông Hoàng, Đông Minh)

Từ cửa sông Trà Lý đến cửa sông Lân

- Cao từ -0,2m đến -1,7m so với mực nước biển- Nền đáy cát pha với tỷ lệ 85% - Cách rừng ngập mặn từ 430 - 900m - Bãi nghêu tự nhiên - Bãi nuôi và ươm giống

6

Vùng 4

(Nam Thịnh, Nam Hưng) Kéo dài từ cửa sông Lân đến cửa sông Ba Lạt

- Cao từ -0,0m đến -1,0m so với mực nước biển- Nền đáy cát pha với tỷ lệ 80%, tỷ lệ bùn chiếm 40 - 50% - Gần rừng ngập mặn - Bãi nuôi và ươm giống

6

Bảng 4. Chỉ số nhạy cảm môi trường tại các khu vực phân bố nguồn lợi nhuyễn thể

Nguồn lợi Thành phần Phân bố Diện tích

(km2)

Chỉ số

ESI

Cá nổi Cá trích, cá nục sồ, cá cơm Gần bờ > 1.500 6

Cá thu, cá ngừ, cá kiếm, cá cờ - Chủ yếu ở ngoài khơi, cửa vịnh Bắc Bộ; - Gần bờ trong mùa sinh sản.

500 - 1.500 5

Cá tầng đáy Cá phèn, cá mối, cá trác, cá miễn sành, cá hồng, cá sạo...

- Vùng nước sâu, cửa vịnh; - Khu vực nước nông ven bờ vào tháng 4 - 5. > 1.500 6

Bảng 3. Chỉ số nhạy cảm môi trường tại các khu vực phân bố nguồn lợi cá

Thời gian Phân bố Mật độ (con/100m3) Chỉ số ESI

Tháng 3 Từ cửa sông Trà Lý đến cửa sông Ba Lạt Mật độ cao: 200 - 308 6

Tháng 5 Toàn vùng ven bờ tỉnh Thái Bình Mật độ cao: > 100 5

Tháng 7 Từ vùng biển cửa sông Trà Lý đến cửa sông Ba Lạt Mật độ trung bình: < 100 4

Tháng 8 Cá con di chuyển dần ra ngoài khơi Mật độ trung bình: 31 - 100 4

Bảng 2. Chỉ số nhạy cảm môi trường các khu vực phân bố trứng cá và cá con

PETROVIETNAM

61DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

đánh giá mức độ nhạy cảm đối với dầu tràn như: Khu vực nuôi trồng thủy sản có mức độ nhạy cảm cao nhất, khu vực trồng lúa có mức độ nhạy cảm trung bình đến trung bình thấp...

- Rừng ngập mặn: Chỉ số nhạy cảm được xác định trong Bảng 5.

- Chim biển và chim ven bờ: Các khu vực sân chim và mức độ nhạy cảm được thể hiện trong Bảng 6.

Tài nguyên con người sử dụng

Cảng thương mại: Hoạt động các cảng biển của tỉnh Thái Bình chưa phát triển nên mức độ nhạy cảm được xác định là ở mức thấp đến trung bình (ESI = 1 - 3). Riêng khu vực cảng Diêm Điền được nâng cấp và có nhiều hoạt động nên mức độ nhạy cảm cao (ESI = 4).

Bãi tắm/bãi biển công cộng: Các khu du lịch và bãi tắm của tỉnh Thái Bình không lớn, chủ yếu phục vụ dân cư địa phương nên mức độ nhạy cảm môi trường được đánh giá là trung bình cao (ESI = 4).

Khu vực ven biển, cửa sông/biển: Tỉnh Thái Bình có 5 cửa sông lớn gồm: Cửa sông Ba Lạt, cửa sông Lân, cửa sông Trà Lý, cửa sông Diêm Hộ, cửa sông Thái Bình với dạng hình phễu, có rừng ngập mặn với độ che phủ cao và nuôi trồng thủy sản nên các khu vực này đều có mức độ nhạy cảm rất cao (ESI = 6).

Khu bảo tồn thiên nhiên: Chỉ số nhạy cảm môi trường

các khu vực thuộc Khu dự trữ sinh quyển châu thổ sông Hồng được thể hiện trong Bảng 7.

Khu vực các nhà nghỉ/khách sạn: Các khu vực nhà

Khu vực Cây ngập mặn Loại ESI

Cửa sông Ba Lạt Vẹt - Bruguiera gymnorhiza, Trang - Kandelia candel, Mắm biển - Avicennia marina.

Rừng tự nhiên với độ che phủ cao. Mật độ biến động từ 4.400 - 6.500 cây/ha.

6

Cồn Vành Đước vòi - Rhizophora stylosa, Trang - Kandelia obovata, Vẹt - Bruguiera gymnorhiza, Sú - Aegiceras corniculatum.

Rừng ngập mặn trải dài khoảng 5,5km với bề rộng có nơi đến 1,2km. 6

Cửa sông Lân Sú - Aegiceras corniculatum, Vẹt dù - Bruguiera gymnorrhiza, Mắm biển - Avicennia marina. Mật độ thưa, thành dải nhỏ 4

Từ bãi biển Đồng Châu đến cửa sông Trà Lý

Mắm biển - Avicennia marina, Bần - Sonneratia caseolaris, Trang - Kandelia candel, Sú - Aegiceras corniculatum, Vẹt - Bruguiera gymnorhiza.

Rừng ngập mặn dày đặc 6

Từ Cồn Đen đến cửa sông Diêm Hộ

Đước vòi - Rhizophora stylosa, Trang - Kandelia obovata, Vẹt - Bruguiera gymnorhiza, Sú - Aegiceras corniculatum.

Rừng ngập mặn dày, cây cao, to. Có cây đến gần 30 năm tuổi. 6

Từ cửa sông Diêm Hộ đến cửa sông Thái Bình

Bần chua - Sonneratia caseolaris, Ô rô - Acanthus ilicifolius, Trang - Kandelia obovata, Vẹt - Bruguiera gymnorhiza, Sú - Aegiceras corniculatum.

Rừng ngập mặn có mật độ dày đều, chiều cao trung bình từ 5 - 10m. Ô rô và cói có khi phân bố sâu vào đất liền đến 30 - 40km.

6

Bảng 5. Chỉ số nhạy cảm môi trường của rừng ngập mặn

Khu vực Loài ưu thế ESI (1 - 6)

Bãi đẻ Bãi thay lông Bãi ngủ

Khu dự trữ sinh quyển châu thổ sông Hồng

- Bồ nông chân xám (Pelicanus philippensis); - Cò trắng Trung Quốc (Egretta eulophotes); - Cò mỏ thìa (Platalea minor); - Choắt lớn mỏ vàng (Tringa guttifer); - Mòng bể đầu đen mỏ ngắn (Larus saudersi)

6 6 6

Phân vùng Hệ sinh thái Thái Thụy Tiền Hải ESI

Vùng lõi (ha) Biển 1.463 1.000 6

Nội địa 4.604 3.000 6

Vùng đệm (ha) Biển 3.234 2.450 6

Nội địa 5.230 6.600 5

Vùng chuyển tiếp (ha) Biển 4.345 4.500 5

Nội địa 6.234 8.500 4 Tổng số 25.109 26.050

Khu vực tập trung Thụy Trường, Thụy Xuân, Thụy Hải,

Thị trấn Diêm Điền, Thái Đô. Nam Hưng, Nam Phú,

Nam Thịnh.

Bảng 6. Mức độ nhạy cảm môi trường của các khu vực sân chim

Bảng 7. Chỉ số nhạy cảm môi trường khu vực thuộc Khu dự trữ sinh quyển châu thổ sông Hồng

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

62 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

nghỉ/khách sạn ở ven biển ít du khách đến nghỉ dưỡng và tham quan. Do vậy, mức độ nhạy cảm môi trường chỉ ở mức trung bình (ESI = 3).

Khu du lịch: Các khu du lịch trong tỉnh Thái Bình chủ yếu đang trong giai đoạn đầu tư, mức độ khai thác thấp và nhỏ lẻ. Tuy nhiên, do có hoạt động nuôi trồng thủy sản và có rừng ngập mặn xen kẽ nên mức độ nhạy cảm ở mức cao (ESI = 5).

Đất công nghiệp: Mức độ nhạy cảm môi trường của các khu công nghiệp ở mức trung bình (ESI = 3) còn các cụm công nghiệp ở mức trung bình thấp (ESI = 2).

Làng mạc: Vùng ven biển của tỉnh Thái Bình bao gồm các huyện Tiền Hải và Thái Thụy có 81 xã với tổng số dân khoảng trên 438 nghìn người. Mức độ nhạy cảm môi trường đối với các khu vực dân cư đượ c đá nh giá ở mứ c trung bì nh (ESI = 3).

Khu vực đô thị: Các khu đô thị của tỉnh cách xa bờ biển từ 5km trở lên, do đó mức độ ảnh hưởng được xác định là ở mức thấp (ESI = 2).

Khu vực kho xăng dầu: Toàn tỉnh Thái Bình có khoảng 8 kho và 185 cửa hàng bán lẻ xăng dầu, trong đó kho trung chuyển xăng dầu Nguyên Xá và Hải Hà nhập xăng dầu bằng đường thủy nên đã đưa lên bản đồ để kiểm soát xảy ra sự cố tràn dầu.

Nuôi trồng và đánh bắt thủy sản: Hoạt động đánh bắt và nuôi trồng thủy sản là ngành nghề kiếm sống chủ yếu của cư dân địa phương nơi đây. Chỉ số nhạy cảm môi trường khu vực nuôi trồng thủy sản ven biển được thể hiện trong Bảng 8.

Diêm nghiệp: Làng Tam Đồng (xã Thụy Hải, huyện Thái Thụy) là địa phương duy nhất của

tỉnh Thái Bình duy trì nghề làm muối. Diện tích sản xuất diêm nghiệp đang ngày càng bị thu hẹp và chỉ còn gần 50,5 ha với tổng sản lượng muối đạt khoảng 3.000 tấn, doanh thu đạt 1,8 tỷ [1]. Do hoạt động diêm nghiệp phải sử dụng trực tiếp nguồn nước biển nên mức độ nhạy cảm môi trường được đánh giá ở mức cao (ESI = 5).

Nông nghiệp: Đa số diện tích đất nông nghiệp của tỉnh Thái Bình nằm sâu trong nội đồng và chủ yếu lấy nước ngọt để sản xuất nên chỉ bị ảnh hưởng gián tiếp đối với khu vực gần cửa sông và ven sông, mức độ nhạy cảm được đánh giá ở mức trung bình đến trung bình cao (ESI = 2 - 3). Riêng huyện Tiền Hải và Thái Thụy có diện tích sản xuất nông nghiệp lớn và nằm ven biển nên sẽ bị ảnh hưởng bởi sự cố tràn dầu. Tuy nhiên, tỉnh Thái Bình đã có hệ thống đê phòng hộ và có hệ thống cống đóng/mở ngăn mặn, do đó mức độ nhạy cảm đối với sự cố tràn dầu được đánh giá ở mức trung bình (ESI = 3).

Các điểm lấy nước/công trình thủy lợi phục vụ sản xuất nông nghiệp và sinh hoạt: Hiện tại, huyện Thái Thụy có 87,3km đê thuộc địa bàn

Hình thức nuôi Diện tích (ha) Thành phần Vị trí phân bố ESI

Nuôi trong rừng ngập mặn -

- Thành phần: Tôm sú, tôm rảo, cua xanh, rong câu, ngao. - Sản lượng nuôi trồng lớn.

Các bãi cát ngập triều ven biển Thái Đô, Nam Phú. 6

Nuôi trồng nước lợ 3.629

- Thành phần: Tôm, cua, sò, hến, rau câu. - Sản lượng thu hoạch cao.

- Khu vực cửa sông Hồng, sông Thái Bình, sông Trà Lý. - Xã Thụy Xuân, Thụy Hải, Thái Đô huyện Thái Thụy. - Xã Nam Phú, Nam Cường huyện Tiền Hải.

5

Nuôi trồng trong ao 8.630 Các loại thủy sản nước ngọt gồm

cá, tôm. - Các xã ven biển Thái Bình. - Bên trong đê biển. 3

Bảng 8. Chỉ số nhạy cảm môi trường khu vực nuôi trồng thủy sản ven biển

Hì nh 5. Bản đồ nhạy cảm môi trường dải ven bờ biển tỉnh Thái Bình

PETROVIETNAM

63DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

TT Xã/Địa danh Huyện Mức độ ưu tiên

1 Thụy Trường

Thái Thụy

Rất cao 2 Thụy Xuân Rất cao 3 Thụy Hải Rất cao 4 Thái Thượng Rất cao 5 Thái Đô Từ cao đến rất cao 6 Đông Hải

Tiền Hải

Thấp 7 Đông Long Trung bình 8 Đông Hoàng Từ thấp đến trung bình 9 Đông Minh Thấp

10 Nam Thịnh Từ trung bình đến rất cao 11 Nam Hưng Rất cao 12 Nam Phú Từ trung bình đến rất cao 13 Cồn Vành Rất cao 14 Cồn Thủ Cái Thấp 15 Cồn Dải Áo Thấp

23 xã với 73 cống lớn nhỏ, huyện Tiền Hải có 41 cống lớn nhỏ [9]. Mức độ nhạy cảm của các điểm lấy nước ở mức trung bình thấp đến trung bình cao (ESI = 2 - 4).

Tài nguyên văn hóa

Điểm khảo cổ: Mức độ nhạy cảm của các vùng khảo cổ được xác định là ở mức trung bình thấp (ESI = 2), ngoại trừ Khu phế tích nhà Trần gần biển ở mức cao (ESI = 5).

Điểm di tích lịch sử và kiến trúc nghệ thuật: Dựa trên phân cấp di tích và vị trí của công trình, mức độ nhạy cảm được xác định ở mức từ trung bình đến trung bình cao (ESI = 3:4).

2.2. Bản đồ nhạy cảm môi trường dải ven bờ

biển tỉnh Thái Bình

Các lớp cơ sở được xây dựng làm nguồn cho việc xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường ở 3 dạng: Dạng điểm, dạng đường và dạng vùng. Các lớp cơ sở này được xây dựng bằng phần mềm MapInfow (có thể hiện chỉ số nhạy cảm môi trường trong cơ sở dữ liệu), sau khi hoàn thiện nhập cơ sở dữ liệu sẽ được chuyển sang chương trình ESIMaps để thành lập bản đồ nhạy cảm môi trường.

Chương trình ESIMaps được thực hiện trên phần mở rộng của phần mềm ArcView. Trước khi cập nhật thông tin vào bản đồ nhạy cảm chương trình ESIMaps sẽ kiểm tra từng lớp cơ sở trong cơ sở dữ liệu để xác định lớp cơ sở đó có chỉ số nhạy cảm hay không (cột index), nếu có thì chương trình sẽ đưa vào danh sách tính toán, ngược lại chương trình sẽ bỏ qua. Với cách xác định này, chương trình sẽ đảm bảo không bỏ sót bất cứ lớp cơ sở nào mỗi khi tạo lập mới hay cập nhật thông tin vào bản đồ nhạy cảm.

Khi thực hiện, chương trình ESIMaps cho phép người sử dụng định dạng mức độ chính xác của bản đồ bằng cách chia bản đồ thành nhiều ô vuông với kích thước khác nhau. Mức độ chính xác của bản đồ càng cao khi kích thước của từng ô càng nhỏ. Với mỗi ô, chỉ số nhạy cảm là một trung bình cộng của tất cả chỉ số nhạy cảm của các lớp cơ sở trong phạm vi một ô. Chỉ số nhạy cảm hiện hữu tại mỗi ô được tính theo công thức:

Trong đó:

FSIV: ESI chung cho tất cả các lớp cơ sở hiện hữu tại mỗi ô;

x: Số các lớp chuyên đề có ESI;

y(i): Số thuộc tính trong lớp cơ sở thứ i hiện hữu trong ô tính toán;

ID(ij): ESI của thuộc tính thứ j trong lớp cơ sở thứ i.

Hì nh 6. Phân vùng ưu tiên đối với tràn dầu dải ven bờ biển tỉnh Thái Bình

∑=

∑ =

=x

ix

iyj iyID(ij)

FSIV1

)(1 )(

AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

64 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Mỗi một ô (pixel) trên bản đồ khi cập nhật chỉ số nhạy cảm thành công sẽ được thể hiện bằng màu (tương ứng với chỉ số nhạy cảm) để trình bày giá trị nhạy cảm (Hình 5).

2.3. Phân vùng ưu tiên

Căn cứ vào việc xác định các lớp ưu tiên đường bờ, gần bờ và trên bờ (mục 2.2.2) và bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thái Bình (mục 3.3), nhóm tác giả đã xác định được các khu vực ven biển tỉnh Thái Bình ưu tiên khi sự cố tràn dầu xảy ra (Hình 6).

3. Kết luận

Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu và bản đồ nhạy cảm môi trường cho tỉnh Thái Bình được xây dựng trên cơ sở Quyết định 02/2013/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ và Công văn 69/CV-UB của Ủy ban Quốc gia Tìm kiếm Cứu nạn. Nhóm tác giả đã xây dựng kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu, xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường và phân vùng ưu tiên dải ven bờ tỉnh Thái Bình đối với sự cố tràn dầu, nhằm ngăn chặn hạn chế và giảm thiểu thiệt hại kinh tế, bảo vệ môi trường, sinh thái khi sự cố xảy ra.

Tài liệu tham khảo

1. Cụ c Thố ng kê tỉ nh Thá i Bì nh. Niên giá m thố ng kê tỉ nh Thá i Bì nh năm 2012. Nhà xuất bản Thống Kê. 2013.

2. Đinh Văn Tù ng. Bản đồ địa mạo động lực khu vực ven biển tỉnh Thái Bình (huyện Thái Thụy và Tiền Hải) và các con sông chính của tỉnh, tỷ lệ 1/50.000. 2013.

3. National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA). Environmental Sensitivity Index Guidelines Version 3.0. NOAA Technical Memorandum NOS OR&R 11. 2002.

4. NOAA. Introduction to Environmental Sensitivity Index Maps. 2008.

5. Nguyễn Lưu Phương. Kết quả khảo sát khu hệ động - thực vật trong vùng nghiên cứu dọc ven biển tỉnh Thái Bình. 2013.

6. Phạ m Thượ c. Đặc điểm về rừng ngập mặn, nuôi trồng thủy sản và nguồn lợi ven biển tỉnh Thái Bình. 2013.

7. Phạ m Thượ c. Tập bả n đồ về nguồn lợi ven biển tỉnh Thái Bình và các tỉnh lân cận. 2013.

8. Ủ y ban Nhân dân tỉ nh Thá i Bì nh. Bá o cá o tổ ng hợ p chương trì nh kế hoạ ch quả n lý tà i nguyên và bả o vệ môi trườ ng biể n Thá i Bì nh đế n năm 2015 và đị nh hướ ng đế n năm 2020. 2010.

9. Ủ y ban Nhân dân tỉ nh Thá i Bì nh. Quy hoạch bảo vệ tài nguyên nước mặt tỉnh Thái Bình - Báo cáo thuyết minh quy hoạch. 2010.

10. Ủ y ban Nhân dân tỉ nh Thá i Bì nh. Bả n đồ hiệ n trạ ng và quy hoạ ch sử dụ ng đấ t tỉ nh Thá i Bì nh. 2012.

11. Ủ y ban Nhân dân tỉ nh Thá i Bì nh. Quy hoạ ch tổ ng thể phá t triể n nuôi ngao vù ng ven biể n Thá i Bì nh giai đoạ n 2011 - 2015 và tầ m nhì n đế n 2020. 2011.

12. Ủ y ban Nhân dân tỉ nh Thá i Bì nh. Tổng hợp kết quả nuôi trồng thủy sản giai đoạn 2007 - 2012. 2013.

Environmental sensitivity and priority areas map of coastal areas of Thai Binh province for oil spill response

Summary

Thai Binh is a coastal province with the coastline stretching over 54km and a thick mangrove system which has

high biological diversity and locates in the core area of the Red River Biosphere Reserve recognised by UNESCO. The

beach with the width of 2,7 - 5,6km accommodates a lot of aquaculture activities and is very sensitive to oil spills. The

establishment of an environmental sensitivity map will help to enhance the effi ciency of oil spill response for Thai

Binh province and minimise economic losses, as well as contribute to ecological protecttion.

Key words: Oil spill response plan, environmental sensitivity map, environmental sensitivity index.

Nguyen Ngoc Son, Dinh Thi Nguyet Minh, Luong Kim Ngan

Vietnam Petroleum Institute

PETROVIETNAM

65DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Giới thiệu

Theo thông lệ, người đại diện của tập đoàn/tổng công ty (sau đây gọi tắt là chủ sở hữu) tại các doanh nghiệp có vốn đầu tư là người được chủ sở hữu ủy quyền thực hiện các quyền của chủ sở hữu tại doanh nghiệp theo quy định của pháp luật. Tại Việt Nam, các doanh nghiệp nhà nước mặc dù đã chuyển sang hoạt động theo cơ chế thị trường được quy định tại Luật Doanh nghiệp nhưng vẫn đang duy trì chế độ quản lý cán bộ như cơ chế tập trung trước đây. Trong bài viết này, người đại diện được hiểu bao gồm người đại diện ủy quyền phần vốn của doanh nghiệp đầu tư tại doanh nghiệp khác (gọi tắt là người đại diện theo ủy quyền) và người được chủ sở hữu cử hoặc giới thiệu đến doanh nghiệp để quản lý/điều hành trực tiếp doanh nghiệp theo quy định của pháp luật, Điều lệ tổ chức và hoạt động của doanh nghiệp hoặc những thỏa thuận khác của các bên tham gia. Người đại diện [1] có thể được chia thành 3 nhóm sau:

- Người đại diện theo ủy quyền: Chủ tịch, Thành viên Hội đồng quản trị/Hội đồng thành viên...

- Người đại diện trực tiếp giám sát, kiểm soát quá trình thực hiện của doanh nghiệp: Kiểm soát viên/Thành viên Ban kiểm soát.

- Người đại diện trực tiếp điều hành doanh nghiệp: Tổng giám đốc/Giám đốc, Phó Tổng giám đốc/Phó giám đốc, Kế toán trưởng.

Như vậy đội ngũ, người đại diện chính là nhân tố quyết định để hiện thực hóa các mục tiêu chiến lược của

chủ sở hữu tại các doanh nghiệp khác. Việc đánh giá mức độ hoàn thành chức trách nhiệm vụ của người đại diện người đại diện chính là công cụ quản lý tốt nhất nhằm phát huy năng lực của người đại diện, nâng cao hiệu quả đầu tư vốn tại các doanh nghiệp khác.

Nghị định 66/2011/NĐ-CP[2] quy định một số tiêu chí cơ bản đối với công tác đánh giá người đại diện tại các công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên do Nhà nước làm chủ sở hữu: i) Chấp hành đường lối, chủ trương, chính sách của Đảng và Nhà nước; ii) Phẩm chất chính trị, đạo đức, lối sống, tác phong và lề lối làm việc; iii) Năng lực, trình độ quản lý doanh nghiệp; iv) Kết quả, hiệu quả điều hành doanh nghiệp của người đại diện; kết quả giám sát và đánh giá hiệu quả hoạt động của cơ quan có thẩm quyền đối với doanh nghiệp theo quy định của pháp luật. Tuy nhiên, các tiêu chí đánh giá này chung chung, cần phải được cụ thể hóa đối với từng doanh nghiệp. Bộ Tài chính đã ban hành Thông tư 21/2014/TT-BTC [3], yêu cầu chủ sở hữu có trách nhiệm ban hành Quy chế đánh giá người đại diện theo mức độ hoàn thành nhiệm vụ trên cơ sở đó quyết định việc trả lương, thù lao, tiền thưởng… cho người đại diện.

Theo kết quả nghiên cứu của PwC [4] và tìm hiểu của nhóm tác giả tại Tổng công ty Đầu tư và Kinh doanh vốn Nhà nước (SCIC), Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Hóa chất Việt Nam (Vinachem)…, công tác đánh giá người đại diện mới dựa trên các tiêu chí cơ bản được Nhà nước ban hành mà chưa xây dựng các tiêu chí riêng phản ánh đặc thù hoạt động và chiến lược phát

CÔNG CỤ QUẢN LÝ NGƯỜI ĐẠI DIỆN - ĐÁNH GIÁ MỨC ĐỘ HOÀN THÀNH CHỨC TRÁCH, NHIỆM VỤ CỦA NGƯỜI ĐẠI DIỆN

TẠI DOANH NGHIỆP TS. Phạm Thị Thanh Tuyền, ThS. Hoàng Thị Đào

ThS. Hoàng Trường Giang

Viện Dầu khí Việt NamEmail: tuyenpt@vpi.pvn.vn

Tóm tắt

Việc đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của người đại diện được thực hiện định kỳ hàng năm hoặc

theo yêu cầu của chủ sở hữu khi có vấn đề phát sinh (quy hoạch, cử/bổ nhiệm/bổ nhiệm lại, luân chuyển, điều động,

khen thưởng, kỷ luật…). Chủ sở hữu căn cứ vào hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp, bản mô tả công việc/

tiêu chuẩn chức danh, kế hoạch được giao hàng năm… để đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của

người đại diện. Bài viết nghiên cứu thực trạng và đề xuất một số giải pháp để đánh giá mức độ hoàn thành chức trách,

nhiệm vụ của người đại diện.

Từ khóa: Người đại diện, quản lý người đại diện, đánh giá người đại diện.

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

66 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

triển của doanh nghiệp. Năm 2013, EVN đã xây dựng và ban hành Bộ tiêu chí đánh giá “Người đứng đầu đơn vị” gồm: Khối lượng, chất lượng, hiệu quả công việc; tham gia quản lý cán bộ nhân viên, quản trị doanh nghiệp; quan hệ công tác; phẩm chất chính trị, đạo đức lối sống. Tuy nhiên, các tiêu chí đánh giá chưa có sự phân biệt giữa các vị trí điều hành, không điều hành, kiểm soát, kế toán…

Các doanh nghiệp Nhà nước đang trong quá trình chuyển đổi hoạt động theo Luật Doanh nghiệp chưa xây dựng được khung năng lực hay các tiêu chí về chỉ số đo lường hoạt động chính (Key performance indicator - KPI) cho từng vị trí chức trách người đại diện. Các tiêu chí đánh giá người đại diện được xây dựng và áp dụng còn mang tính định tính, chưa cụ thể hóa và định lượng để giúp cho việc kiểm tra, giám sát và đánh giá có hiệu quả, dẫn đến một số bất cập phổ biến trong công tác đánh giá người đại diện như: Không có sự khác biệt giữa người đại diện tham gia điều hành và không tham gia điều hành; chỉ dựa trên hiệu quả kinh doanh của doanh nghiệp; các tiêu chí phi tài chính không được quy định một cách rõ nét; các tiêu chí không rõ ràng và không thể hiện được các mục tiêu trọng tâm trong từng thời kỳ hoặc tình hình kinh doanh cụ thể của doanh nghiệp.

2. Thông lệ quốc tế về đánh giá người đại diện

2.1. Nguyên tắc xây dựng các tiêu chí đánh giá

Khung phương pháp luận khi áp dụng cho một tổ chức cần xem xét các yếu tố khách quan như: bối cảnh kinh tế, quy định pháp luật liên quan và yếu tố chủ quan như: khả năng nội tại, lĩnh vực ngành nghề mà doanh nghiệp hoạt động, chiến lược của công ty mẹ và các cổ đông. Trên thế giới, có rất nhiều bộ quy tắc quản trị doanh nghiệp, song đều có điểm chung liên quan đến việc xây dựng các tiêu chí đánh giá các thành viên của Hội đồng thành viên/ủy viên Hội đồng quản trị (cũng là cơ sở để đánh giá Ban điều hành) gồm: Nguyên tắc đảm bảo lợi ích của các cổ đông; nguyên tắc độc lập và tránh xung đột lợi ích của các thành viên Hội đồng thành viên/ủy viên Hội đồng quản trị (các quyết định được đưa ra đều dựa trên lợi ích chung của toàn tổ chức); nguyên tắc đạo đức; nguyên tắc nghề nghiệp; nguyên tắc tham gia đầy đủ vào các hoạt động của tổ chức (các cuộc họp định kỳ, cuộc họp đột xuất, trao đổi ý kiến qua email, điện thoại...). Các tiêu chí đánh giá người đại diện ở các giai đoạn khác nhau sẽ khác nhau phụ thuộc vào các bối cảnh cũng như mục tiêu của tổ chức trong từng giai đoạn.

2.2. Phương pháp và cách thức áp dụng tiêu chí đánh giá

Theo nghiên cứu của PwC [4], việc đánh giá toàn diện người đại diện ủy quyền và Ban giám đốc tại các tập đoàn đa quốc gia thường gồm 3 yếu tố chính: Hiệu quả hoạt động của vị trí đảm nhiệm, năng lực lãnh đạo (đối với các vị trí điều hành) và cá nhân người đại diện. Có 2 hình thức được sử dụng phổ biến để xây dựng các tiêu chí đánh giá mức độ hoàn thành công việc của người đại diện gồm: Phương pháp đánh giá theo các nhóm năng lực chính; phương pháp đánh giá sử dụng các chỉ số đo lường hoạt động chính (KPI) dựa trên Thẻ điểm cân bằng (Balance score card - BSC).

2.2.1. Phương pháp đánh giá theo nhóm năng lực chính

Người đại diện sẽ được đánh giá định kỳ hàng năm dựa trên 5 nhóm năng lực chính: Năng lực lãnh đạo, đạo đức và trung thực, sự cam kết và tham gia, khả năng giao tiếp, kiến thức, kinh nghiệm và kỹ năng. Với mỗi tổ chức khác nhau, các chỉ số đo lường cụ thể đối với mỗi nhóm năng lực trên cũng sẽ khác nhau. Bảng 1 đưa ra một vài ví dụ về tiêu chí đo lường kết quả công việc đối với mỗi nhóm năng lực mà tổ chức thường áp dụng để đánh giá Hội đồng quản trị.

2.2.2. Phương pháp đánh giá sử dụng các KPI dựa trên thẻ điểm cân bằng

Thẻ điểm cân bằng (Hình 1) thường được sử dụng để giúp công ty mẹ xây dựng các tiêu chí đánh giá người đại diện qua việc xem xét áp dụng các tiêu chí đánh giá KPI một cách cân bằng giữa mục tiêu lợi nhuận và phi lợi nhuận. Thông thường công ty mẹ đánh giá người đại diện dựa trên các KPI đã được thống nhất với người đại diện từ đầu kỳ đánh giá.

- Tài chính: Chỉ tiêu tài chính phản ánh rõ nét tình hình hoạt động của doanh nghiệp. Chỉ tiêu này chỉ áp dụng đối với các thành viên Hội đồng quản trị tham gia điều hành. Các thành viên không tham gia điều hành không có chỉ tiêu tài chính để đảm bảo sự độc lập trong việc đưa ra các quyết định chiến lược.

- Khách hàng/các bên liên quan: Chỉ tiêu này khẳng định tầm quan trọng của việc lấy khách hàng làm trọng tâm và sự hài lòng của khách hàng đối với sự phát triển của doanh nghiệp.

- Quy trình nội bộ: Các quy trình kinh doanh nội bộ của doanh nghiệp phản ánh hoạt động của doanh nghiệp và mức độ đáp ứng nhu cầu khách hàng của các sản phẩm và dịch vụ.

PETROVIETNAM

67DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Mỗi chỉ tiêu có tỷ lệ/trọng số khác nhau trong từng doanh nghiệp và tùy thuộc vào từng giai đoạn, chiến lược/mục tiêu của chủ sở hữu đối với từng doanh nghiệp có vốn góp.

2.3. Cách thức đánh giá

Công tác quản lý người đại diện vốn tại các tập đoàn đa quốc gia có quy chuẩn và hệ thống, do vậy việc kiểm tra, giám sát và đánh giá tương đối tốt. Công tác đánh giá có thể thực hiện dưới các hình thức sau (hoặc là kết hợp giữa 2 hay nhiều hình thức):

- Tự đánh giá: Người đại diện (người được đánh giá) tự đánh giá kết quả hoạt động của mình, sau đó người giám sát (người đánh giá) sẽ rà soát kết quả tự đánh giá này.

- Kiến thức và sự phát triển trong tổ chức: Bao gồm công tác đào tạo cho nhân viên và văn hóa doanh nghiệp liên quan tới sự tự tiến bộ từng cá nhân và tổ chức.

Chỉ tiêu Diễn giải Ví dụ về các tiêu chí đo lường

Năng lực lãnh đạo

• Có tầm nhìn chiến lược về hoạt động của doanh nghiệp, khả năng đưa ra các định hướng và quyết định kịp thời.

• Tôn trọng, khuyến khích và phản hồi tích cực đối với sự tham gia đóng góp ý kiến của các cá nhân khác.

• Kết quả đánh giá của các thành viên khác trong Hội đồng quản trị, đánh giá của chủ sở hữu…

• Kết quả đánh giá độc lập về năng lực lãnh đạo.

Đạo đức và tính trung thực

• Có ý thức về “cái đúng” và luôn thể hiện bằng các hành động thực tiễn đúng đắn và nêu gương cho người khác noi theo.

• Số lượng các vi phạm quy tắc đạo đức nghề nghiệp.

• Số vụ kiện tụng ảnh hưởng tiêu cực tới hoạt động của doanh nghiệp.

Sự cam kết và tham gia

• Dành đủ thời gian cho các nhiệm vụ quan trọng như xây dựng chiến lược, quản lý rủi ro và quản lý hoạt động.

• Tham gia các cuộc họp và đóng góp ý kiến đối với các quyết định của Hội đồng quản trị.

• Chủ động tham gia vào các công việc có liên quan thuộc trách nhiệm của mình.

• Tỷ lệ tham gia các cuộc họp của Hội đồng quản trị.

• Chủ động và tham gia thảo luận/đóng góp tích cực trong các cuộc họp của Hội đồng quản trị.

Khả năng giao tiếp

• Khả năng tương tác và phối hợp hài hòa với Ban Tổng giám đốc/Ban giám đốc và các bên liên quan trong khi vẫn đảm bảo trách nhiệm cá nhân của mình.

• Khả năng nghe và hiểu suy nghĩ, ý tưởng và băn khoăn của người khác và trao đổi thông tin của mình thông qua lời nói, viết…

• Duy trì mối quan hệ tốt đẹp với Tổng giám đốc/Ban giám đốc và các bên liên quan.

• Khả năng thuyết phục.

Kiến thức, kinh nghiệm và kỹ năng

• Có kiến thức về các nguyên tắc kinh doanh và khả năng suy nghĩ một cách độc lập.

• Hiểu biết sâu sắc về các hoạt động của công ty, thị trường và trải nghiệm thực tiễn dựa trên kinh nghiệm và trình độ chuyên môn.

• Có kiến thức và kinh nghiệm trong việc xử lý các vấn đề mang tính chiến lược và các phương diện dài hạn.

• Số lượng tham gia các khóa đào tạo Hội đồng quản trị.

Bảng 1. Tiêu chí đánh giá kết quả công việc đối với Hội đồng quản trị [4]

Bên ngoài

Nội bộ

Tương lai

Quá khứ

Tài chính

Phi tài chính

Tài chính

Quy trình nội bộ Các bên liên quan

Hiện tại

• Số chương trình đào

tạo tham gia (*) • Các hiểu biết về các

lĩnh vực liên quan (*)

Học tập và phát triển

Quản lý rủi ro

• Tăng trưởng thị phần• Số vụ vi phạm (*) • Mức độ hài lòng của

khách hàng • Mức độ tuân thủ (*)

• Tỷ lệ các dự án đáp ứng chỉtiêu ROI

• Tỷ lệ tham dự các cuộc họp của Hội đồng quản trị (*)

• Mứ c độ chính xác kịp thời và đầy đủ của thông tin (*)

• Lợi nhuận, doanh thu • ROE, ROI, • Giá cổ phiếu

(*) Áp dụng đối với cá nhân người đại diện

Hình 1. Phương pháp đánh giá theo thẻ điểm cân bằng. Nguồn: [4]

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

68 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

- Người đánh giá có trách nhiệm đánh giá kết quả hoạt động của người được đánh giá.

- Phương pháp đánh giá 360º: Người đánh giá thu thập phản hồi từ người được đánh giá, nhân viên có cùng vị trí tương đương, nhân viên cấp dưới có liên quan đến người được đánh giá về các tiêu chí đánh giá gồm: năng lực, thái độ, hành vi…

- Đánh giá độc lập (thuê ngoài): Chủ sở hữu có thể thuê đơn vị độc lập đánh giá người đại diện để đảm bảo tính chất khách quan.

Sau khi có kết quả đánh giá, người đánh giá có trách nhiệm trao đổi một cách cởi mở và đưa ra nhận xét/đóng góp ý kiến mang tính chất xây dựng về kết quả đánh giá với người đại diện. Trong đó, tập trung vào việc có đạt được các mục tiêu đặt ra không, điểm mạnh, điểm yếu cần cải thiện và đưa ra kết quả đánh giá cuối cùng.

3. Đề xuất một số giải pháp để nâng cao hiệu quả đánh

giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của người

đại diện

3.1. Tiêu chuẩn chức danh của người đại diện

Để đảm bảo đội ngũ người đại diện hoàn thành các nhiệm vụ được chủ sở hữu giao, người đại diện phải có trình độ, năng lực chuyên ngành và bản lĩnh thị trường. Vì vậy, tiêu chuẩn chức danh người đại diện có tầm quan trọng đặc biệt trong hệ thống quản lý nhân sự tại các doanh nghiệp nhà nước hiện nay.

Việc xây dựng tiêu chuẩn chức danh cho người đại diện cần đảm bảo các nguyên tắc:

- Phù hợp với các quy định hiện hành của Đảng và Nhà nước về phạm vi công việc, trách nhiệm/nhiệm vụ, tiêu chuẩn yêu cầu đối với mỗi vị trí chức trách người đại diện;

- Tiêu chuẩn chức danh được xây dựng trên cơ sở phạm vi công việc, chức trách nhiệm vụ của từng vị trí và phù hợp với đặc thù kinh tế kỹ thuật của doanh nghiệp. Các tiêu chuẩn xây dựng cho mỗi chức danh đảm bảo

người đủ tiêu chuẩn xếp vào chức danh đó có thể đảm nhiệm và hoàn thành tốt công việc đáp ứng yêu cầu.

- Tiêu chuẩn chức danh được xây dựng riêng cho từng chức danh người đại diện theo chức trách và có nhiều bậc tương ứng với mức độ yêu cầu của chủ sở hữu với chức trách đó.

Bảng tiêu chuẩn chức danh (Bảng 2) thể hiện các yêu cầu về phạm vi, trách nhiệm công việc; trình độ chuyên môn, học vấn, ngoại ngữ; kinh nghiệm thực tế; và các năng lực cần thiết. Trong đó, phạm vi, trách nhiệm công việc là cơ sở xác định các yêu cầu về trình độ, kinh nghiệm và năng lực đối với mỗi chức danh.

3.2. Đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ

của người đại diện

3.2.1. Nguyên tắc đánh giá

- Đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ chủ sở hữu giao (theo phạm vi công việc quy định tại Tiêu chuẩn chức danh và nhiệm vụ kế hoạch/đột xuất trong kỳ).

- Phù hợp với nguyên tắc quản lý cán bộ của Đảng và Nhà nước.

- Sử dụng bộ tiêu chí đánh giá khác nhau đối với từng vị trí chức trách người đại diện (KPI khác nhau).

- KPI được giao bằng văn bản ngay từ đầu kỳ hoặc được điều chỉnh, bổ sung dựa vào điều kiện thực tế trong kỳ đánh giá. Các chỉ tiêu đánh giá người đại diện trong Ban Tổng giám đốc/Ban giám đốc tại công ty cổ phần cần thống nhất giữa các chỉ tiêu do Đại hội đồng cổ đông/Hội đồng quản trị giao và các chỉ tiêu chủ sở hữu giao.

3.2.2. Tiêu chí đánh giá

Nhóm tác giả đề xuất các tiêu chí đánh giá KPI được xây dựng riêng cho từng vị trí chức trách của người đại diện, dựa trên cơ sở phạm vi công việc (quyền hạn, trách nhiệm và nghĩa vụ được giao) của người đại diện theo quy định hiện hành. Các nội dung đánh giá bao gồm các yêu cầu đánh giá cán bộ theo quy định của Nhà nước

Danh mục Nội dung

Chức danh Tên chức danh cụ thể

Phạm vi công việc Thể hiện phạm vi công việc và trách nhiệm/nhiệm vụ theo các quy định của Nhà nước/chủ sở hữu/Điều lệ hoạt động của doanh nghiệp

Yêu cầu trình độ Thể hiện yêu cầu về trình độ học vấn, trình độ ngoại ngữ Yêu cầu kinh nghiệm Thể hiện yêu cầu về kinh nghiệm công tác về quản lý/kinh nghiệm chuyên môn.

Yêu cầu về năng lực Năng lực bao gồm 3 yếu tố kiến thức, kỹ năng, thái độ được thể hiện thông qua 3 nhóm năng lực: năng lực chung, năng lực lãnh đạo/quản lý và năng lực chuyên môn.

Bảng 2. Cấu trúc của Bảng tiêu chuẩn chức danh

PETROVIETNAM

69DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

(phẩm chất chính trị, đạo đức lối sống; quan hệ công tác/phối hợp) và cố gắng lượng hóa các chỉ tiêu ở mức tối đa có thể.

* Phẩm chất chính trị, đạo đức lối sống

Quán triệt, chấp hành đường lối, nghị quyết, chỉ thị của Đảng, chính sách, pháp luật của Nhà nước vào lĩnh vực được phân công phụ trách; lối sống lành mạnh, gương mẫu, không tham nhũng, lãng phí, tiêu cực. Các chỉ tiêu đo lường cụ thể:

- Số lần vi phạm quy tắc đạo đức nghề nghiệp (bị các cơ quan chức năng có quyết định kỷ luật hoặc phê bình bằng văn bản).

- Số vụ kiện tụng/tin tức ảnh hưởng tiêu cực tới hoạt động của doanh nghiệp.

* Quan hệ công tác/phối hợp với cổ đông, Hội đồng quản trị/Hội đồng thành viên, Ban Tổng giám đốc/Ban giám đốc/tập thể người đại diện tại doanh nghiệp.

* Kết quả thực hiện công việc trong kỳ đánh giá

Các chỉ tiêu đánh giá được cập nhật, bổ sung thường xuyên dựa trên mục tiêu, chiến lược của chủ sở hữu với doanh nghiệp có vốn đầu tư. Nhóm tác giả đề xuất một số chỉ tiêu cơ bản sau:

- Tiêu chí đánh giá đối với Hội đồng thành viên/Hội đồng quản trị: Chủ tịch Hội đồng thành viên/Hội đồng quản trị chịu trách nhiệm đối với kết quả, hiệu quả toàn doanh nghiệp. Thành viên Hội đồng thành viên/ủy viên Hội đồng quản trị chỉ chịu trách nhiệm đối với kết quả, hiệu quả của lĩnh vực được phân công phụ trách.

+ Nhóm chỉ tiêu về tài chính: Mức độ hoàn thành các chỉ tiêu kế hoạch sả n xuấ t kinh doanh của doanh nghiệp;

+ Nhóm chỉ tiêu về quy trình/quản lý giám sát nội bộ: Mức độ tham gia ý kiến bằng văn bản đối với các vấn đề thuộc trách nhiệm của Hộ i đồ ng thà nh viên/Hộ i đồ ng quả n trị ; chỉ đạo xây dựng/sửa đổi và ban hành quy trình, quy chế, định mức của doanh nghiệp; mức độ khắc phục các tồn tại/khuyết điểm đã được các cơ quan chức năng/Ban kiể m soá t lưu ý bằng văn bản (nếu có); mức độ tuân thủ các quy định, quy chế, quy trình, định mức... của doanh nghiệp (số lần vi phạm do các cơ quan chức năng/Ban kiể m soá t lưu ý bằng văn bản);…

+ Nhóm chỉ tiêu về đào tạo: Mức độ tham gia các khóa đào tạo về quản lý/chuyên môn.

- Tiêu chí đánh giá đối với Ban Tổng giám đốc/Ban giám đốc: Phó Tổng giám đốc/Phó giám đốc chịu trách

nhiệm đối với kết quả, hiệu quả của lĩnh vực được phân công phụ trách. Tổng giám đốc/Giám đốc chịu trách nhiệm toàn bộ đối với trách nhiệm của Ban Tổng giám đốc/Ban giám đốc.

+ Nhóm chỉ tiêu về tài chính: Mức độ hoàn thành các chỉ tiêu kế hoạch sả n xuấ t kinh doanh của doanh nghiệp;

+ Nhóm chỉ tiêu về quy trình/quản lý giám sát nội bộ: Mức độ hoàn thành việc xây dựng/sửa đổi các quy trình, quy chế, định mức của doanh nghiệp; mức độ tuân thủ các quy định, quy chế, quy trình, định mức... của doanh nghiệp; mức độ khắc phục các tồn tại/ khuyết điểm (nếu có); tiến độ, chất lượng dự án đầu tư, bả o dưỡ ng sử a chữ a thiết bị; mức độ phối hợp với các đơn vị trong thực hiện nhiệm vụ…;

+ Nhóm chỉ tiêu về đào tạo: Mức độ tham gia các khóa đào tạo về quản lý/chuyên môn.

- Tiêu chí đánh giá đối với Ban Kiểm soát/Kiểm soát viên: Không có chỉ tiêu về tài chính.

+ Nhóm chỉ tiêu về quy trình/quản lý giám sát nội bộ: Báo cáo giám sát và các báo cáo khác khi được yêu cầu được gửi kịp thời, trung thực theo quy định; những vấn đề cảnh báo sớm đã được nhận biết và thông báo tới Hộ i đồ ng thà nh viên/Hộ i đồ ng quả n trị ; chấp hành các nghị quyết Đạ i hộ i đồ ng cổ đông, quyết định/chỉ thị/chỉ đạo của chủ sở hữu; mức độ tuân thủ các quy định của cấp trên đối với lĩnh vực kiểm soát…;

+ Nhóm chỉ tiêu về đào tạo: Mức độ tham gia các khóa đào tạo về quản lý/chuyên môn.

- Tiêu chí đánh giá đối với Kế toán trưởng: Không có chỉ tiêu về tài chính.

+ Nhóm chỉ tiêu về quy trình/quản lý giám sát nội bộ: Mức độ xử lý công nợ; mức độ tuân thủ các quy định về tài chính kế toán (vi phạm được cơ quan chức năng/Ban kiể m soá t lưu ý); nộp báo cáo tài chính đúng hạn; bảo đảm đủ nguồn vốn phục vụ sả n xuấ t kinh doanh của doanh nghiệp…;

+ Nhóm chỉ tiêu về đào tạo: Mức độ tham gia các khóa đào tạo về quản lý/chuyên môn.

3.2.3. Tổ chức thực hiện

Để đánh giá đúng, kịp thời và hạn chế việc đánh giá chung chung, cảm tính, đồng thời quy định rõ ai đánh giá ai, đánh giá cái gì..., nhóm tác giả đề xuất sử dụng phương pháp 360º để đánh giá người đại diện. Ngoài việc người đại diện tự đánh giá và người quản lý trực tiếp đánh giá

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

70 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

người đại diện (theo nguyên tắc ai giao việc thì người đó đánh giá trực tiếp), cần tham khảo ý kiến đánh giá đương sự của các bộ phận liên quan như: cấp dưới quyền, đồng nghiệp ngang cấp, các đơn vị thành viên liên quan...

Trong quá trình triển khai thực hiện, cần có bộ phận đầu mối giúp Hội đồng thành viên/Hội đồng quản trị, Tổng giám đốc/Giám đốc đơn vị/Công ty mẹ tổ chức đánh giá ngườ i đạ i diệ n như: chuẩn bị các biểu mẫu đánh giá, tổng hợp kết quả, lập báo cáo, hoàn thiện hồ sơ đánh giá/kết quả đánh giá…

3.2.4. Sử dụng kết quả đánh giá

Kết quả đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của người đại diện là cơ sở quan trọng cho việc đề cử, bổ nhiệm lại, miễn nhiệm và quyết định mức thưởng, phạt, mức thù lao và các quyền lợi khác của người đại diện. Do vậy, cần đưa kết quả đánh giá mức độ hoàn thành chức trách, nhiệm vụ của người đại diện vào tiêu chí bổ nhiệm/giới thiệu, miễn nhiệm, luân chuyển, điều động ngườ i đạ i diệ n; xem xét lương, thưởng, chính sách đãi ngộ đối với ngườ i đạ i diệ n.

4. Kết luận

Trên cơ sở phân tích thực trạng công tác đánh giá người đại diện tại các doanh nghiệp hiện nay, các quy định hiện hành của Nhà nước và thông lệ quản lý người đại diện trên thế giới..., nhóm tác giả đã đề xuất hệ thống các tiêu chí đánh giá kết quả thực hiện chức trách người

đại diện phù hợp với tình hình thực tế hiện nay tại Việt Nam, tiến tới xây dựng mô hình quản lý nhân sự tiên tiến, theo cơ chế thị trường. Đây là cơ sở để chủ sở hữu quyết định mức đãi ngộ cũng như xử lý vi phạm đối với người đại diện, gắn kết hiệu quả công việc với thu nhập của người đại diện nhằm nâng cao trách nhiệm của người đại diện tại doanh nghiệp.

Tài liệu tham khảo

1. Phạm Thị Thanh Tuyền, Hoàng Thị Đào, Hoàng Trường Giang. Những vấn đề lý luận về Người đại diện của Tập đoàn/Tổng công ty tại các doanh nghiệp có vốn đầu tư. 2014.

2. Thủ tướng Chính phủ. Quy định việc áp dụng Luật cán bộ, công chức đối với các chức danh lãnh đạo, quản lý công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên do Nhà nước làm chủ sở hữu và người được cử làm đại diện chủ sở hữu phần vốn Nhà nước tại doanh nghiệp có vốn góp của Nhà nước. Nghị định số 66/2011/NĐ-CP. 1/8/2011.

3. Bộ Tài chính. Quy chế hoạt động của người đại diện theo ủy quyền đối với phần vốn nhà nước đầu tư vào doanh nghiệp. Thông tư 21/2014/TT-BTC. 14/2/2014.

4. Công ty TNHH Pricewaterhouse Coopers Việt Nam (PwC). Tổng hợp nghiên cứu kinh nghiệm trong và ngoài nước về quản lý người đại diện tại các doanh nghiệp khác. 2014.

Secondee performance management - assessment system

Summary

Secondee performance assessment is conducted annually or at the request of the Parent Company for several

purposes such as staff planning, appointment, re-appointment, transfer, reward and discipline. The Parent Company

bases on the production and business effi ciency of the subsidiary, job description, position standards, and annual

plans to evaluate how secondees have performed regarding their assigned tasks and responsbilities. This paper stud-

ies the current situation of secondee assessment in Vietnamese corporations and makes several recommendations

for improvement of the assessment system to better assess secondee performance.

Key words: Secondee, secondee management, secondee performance assessment.

Pham Thi Thanh Tuyen, Hoang Thi Dao

Hoang Truong Giang

Vietnam Petroleum Institute

PETROVIETNAM

71DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Đón dòng dầu đầu tiên từ giàn đầu giếng H5 mỏ Tê Giác Trắng

Vào 10 giờ 15 phút ngày 13/8/2015, dòng dầu đầu tiên từ giàn đầu giếng H5 mỏ Tê Giác Trắng (Lô 16-

1) do Công ty Liên doanh Điều hành Hoàng Long - Hoàn Vũ (HLHV JOCs) điều hành đã được đưa vào hệ thống khai thác, sớm hơn 75 ngày so với kế hoạch được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, mang lại hiệu quả kinh tế cao cho các bên tham gia dự án và nước chủ nhà.

Mỏ Tê Giác Trắng được phát triển thành công và đưa vào khai thác thương mại đầu tiên từ năm 2011. Sau khi lần lượt đưa giàn đầu giếng H1 và H4 vào khai thác, Hoang Long JOC đã tiến hành khoan và thử vỉa thành công giếng TGT-10XST1 tại khu vực khối H5 mỏ Tê Giác

Trắng với lưu lượng đo được khoảng 9.468 thùng dầu/ngày và 0,67 triệu bộ khối khí/ngày. Dự án TGT-H5 đã cho dòng dầu đầu tiên chỉ sau 22 tháng từ lúc khoan thăm dò phát hiện mỏ TGT-H5 sớm hơn khoảng 75 ngày so với kế hoạch. Với việc triển khai thực hiện dự án với chi phí thấp hơn chi phí phê duyệt 30 triệu USD, hiệu quả của dự án đã vượt khoảng 850.000 thùng dầu so với kế hoạch. Trong đó, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) có thêm khoảng 350.000 thùng dầu, đóng góp quan trọng vào việc hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí năm 2015 của PVEP/PVN.

Sau khi kiểm tra hoạt động của giàn khai thác, Đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã gặp gỡ, động viên và khen thưởng tập thể cán bộ công nhân viên trên tàu chứa, xử lý và xuất bán dầu FPSO Armada TGT 1. Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Nguyễn Quốc Khánh đánh giá cao sự cố gắng của HLHV JOCs, Vietsovpetro, PTSC trong việc hoàn thành Dự án phát triển Khối H5 tuyệt đối an toàn. Lãnh đạo Tập đoàn đề nghị các bên tham gia dự án tiếp tục đẩy mạnh tiết giảm chi phí, tối ưu hóa sản xuất để tiếp tục nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh nhằm vượt qua khó khăn trong bối cảnh giá dầu giảm sâu như hiện nay.

Đình Nhân

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và PVEP thực hiện nghi thức mở giếng khai thác

trên giàn đầu giếng H5 mỏ Tê Giác Trắng. Ảnh: PVEP

TIN TRONG NGÀNH

Ngày 11/8/2015, tại Hà Nội, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã ký Hợp đồng chia sản phẩm dầu

khí (PSC) Lô 39 & 40/2 thuộc bể Malay - Thổ Chu, ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam với Idemitsu Kosan Co., Ltd. và Sumitomo Corporation.

Từ năm 2011, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã ký Thỏa thuận nghiên cứu chung đánh giá tiềm năng dầu khí các Lô 39 & 40/02 với JOGMEC (Nhật Bản). JOGMEC đã tiến

hành thu nổ, xử lý, minh giải 4.510km tuyến địa chấn 2D mới và nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí tại khu vực này. Trên cơ sở kết quả nghiên cứu, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các đối tác Nhật Bản đã tích cực đàm phán và đạt được thỏa thuận về các điều kiện kinh tế, kỹ thuật và thương mại của Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí Lô 39 & 40/02. Theo đó, Idemitsu Kosan Co., Ltd. nắm giữ 75% quyền lợi tham gia và là nhà điều hành dự án, Sumitomo Corporation nắm giữ 25%. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có quyền lựa chọn tham gia tới 30% trong tổng số 100% quyền lợi tham gia của Nhà thầu khi có phát hiện thương mại đầu tiên trong diện tích hợp đồng.

Theo Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc Khánh, trên cơ sở hợp tác tốt đẹp giữa Idemitsu và Sumitomo với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong thời gian qua, với tiềm năng kỹ thuật, tài chính và kinh nghiệm của các bên, hoạt động dầu khí tại Lô 39 & 40/02 sẽ được triển khai một cách an toàn, hiệu quả và chuyên nghiệp. Với tư cách đại diện nước chủ nhà, Petrovietnam cam kết sẽ dành sự hỗ trợ tối đa cũng như tham gia tích cực, hiệu quả vào dự án.

Ký hợp đồng chia sản phẩm dầu khí Lô 39 & 40/2

Thành Nam

Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký Hợp đồng chia sản

phẩm Lô 39 & 40/2 với đối tác Nhật Bản. Ảnh: PVN

TIN TỨC - SỰ KIỆN

72 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Ngày 13/8/2015, Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) đã ký Hợp đồng thiết kế, mua sắm, thi

công xây lắp và chạy thử (EPC) Nhà máy xử lý khí, kho chứa, cảng xuất sản phẩm thuộc gói thầu số 1, Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau với Liên danh nhà thầu Posco Engineering Co., Ltd. (Hàn Quốc) và Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC).

Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau có tổng mức đầu tư gần 11 nghìn tỷ đồng, được xây dựng tại Khu công nghiệp Khánh An, xã Khánh An, huyện U Minh, tỉnh Cà Mau. Dự án gồm: Nhà máy xử lý khí Cà Mau (GPP), kho chứa, cảng xuất sản phẩm; tuyến ống loop dài 37km. Việc triển khai Dự án phù hợp với chiến lược phát triển và đẩy mạnh chế biến sâu, nâng cao giá trị các sản phẩm khí của PV GAS đã được Bộ Công Thương, Chính phủ phê duyệt.

Dự án Nhà máy xử lý Khí Cà Mau là dự án sử dụng công nghệ tách lỏng tiên tiến hàng đầu trên thế giới hiện nay của UOP Honeywell (Mỹ). Nguồn khí nguyên liệu cấp cho nhà máy dự kiến từ nguồn PM3-CAA, Cái Nước và các mỏ lân cận thuộc khu vực Tây Nam Bộ. Theo tiến độ, Dự án sẽ hoàn thành trong thời gian 18 tháng. Khi đưa vào vận hành, Dự án sẽ cung cấp cho thị trường khoảng

207.500 tấn LPG và 11.900 tấn condensate/năm, doanh thu khoảng 4.400 tỷ đồng/năm, đóng góp cho ngân sách Nhà nước khoảng 500 tỷ đồng/năm.

Tổng giám đốc PV GAS Dương Mạnh Sơn yêu cầu Liên danh nhà thầu Posco Engineering Co., Ltd. và PTSC thực hiện dự án đảm bảo các tiêu chí: an toàn, chất lượng, tiến độ và hiệu quả. Về phía chủ đầu tư, PV GAS cam kết sẽ thực hiện một cách tốt nhất các nghĩa vụ và trách nhiệm đã cam kết trong Hợp đồng.

Ký hợp đồng EPC gói thầu số 1 - Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau

Nguyễn Cầm

Tổng giám đốc PV GAS Dương Mạnh Sơn ký Hợp đồng EPC gói thầu số 1 - Dự án Nhà máy

xử lý khí Cà Mau với Liên danh nhà thầu Posco Engineering và PTSC. Ảnh: PV GAS

Ngày 10/8/2015, tại tỉnh Thái Bình, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam đã tổ chức

cuộc họp nghiên cứu việc sử dụng máy bay không người lái (UAV) để quan sát, giám sát và bảo vệ các hệ thống tuyến ống dẫn khí. Tham dự cuộc họp có đại diện lãnh đạo Tổng Cục an ninh - Bộ Công an; Cục Tác chiến - Bộ Tổng tham mưu, Bộ Quốc phòng; Công an tỉnh Thái Bình; Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; Viện Dầu khí Việt Nam.

UAV được ứng dụng nhiều trong lĩnh vực quân sự, an ninh quốc phòng. Các công ty dầu khí trên thế giới đã ứng dụng UAV để giám sát và bảo vệ các hệ thống tuyến ống dẫn khí. Ngoài lợi ích kinh tế do giảm thiểu việc thuê tàu bảo vệ chi phí cao, UAV bảo vệ hiệu quả hơn do tần suất tuần tra cao (tốc độ UAV bay thẳng lên đến 200 - 300km/giờ), khả năng linh động (UAV dạng trực thăng có thể hạ cánh xuống bề mặt khoảng 1m2).

TS. Nguyễn Anh Đức - Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam cho biết, Viện đang nghiên cứu các ứng dụng của UAV trong lĩnh vực dầu khí, đặc biệt là phối hợp với Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam nghiên cứu tích hợp UAV với các loại đầu dò khác nhau để cung cấp dịch

vụ cho PV GAS và phát triển các loại dịch vụ khác như: quan trắc môi trường, kiểm tra ăn mòn thiết bị, khảo sát địa chấn.

Trong chương trình, đoàn công tác đã khảo sát trực tiếp Dự án khí Thái Bình, khảo sát địa điểm cất cánh và hạ cánh của UAV khi sử dụng phương tiện này để quan sát, giám sát và bảo vệ hệ thống tuyến đường ống dẫn khí Thái Bình.

Nghiên cứu sử dụng UAV trong giám sát và bảo vệ hệ thống đường ống dẫn khí

Ngọc Linh

Đoàn công tác khảo sát dự án khí Thái Bình. Ảnh: Ngọc Linh

PETROVIETNAM

73DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Lắp đặt máy phát chính giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05

Ngày 14/8/2015, Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Quốc

Khánh và đoàn công tác đã đi thăm căn cứ chế tạo, kiểm tra tiến độ triển khai dự án giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05. Đây là dự án do Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

làm chủ đầu tư và Công ty CP Chế tạo Giàn khoan Dầu khí (PV Shipyard) làm tổng thầu.

Giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05 được thiết kế theo mẫu JU-2000E của Friede and Goldman (Mỹ) với trọng lượng 18.000 tấn, có thể hoạt động ở độ sâu 120m (400ft) và có khả năng khoan sâu 9km. Việc đầu tư thêm giàn khoan Tam Đảo 05 sẽ giúp Vietsovpetro chủ động hơn trong công tác khoan thăm dò, khai thác dầu khí và giảm chi phí thuê giàn khoan từ các nhà thầu nước ngoài. Việc hoàn thành lắp đặt máy phát chính đánh dấu cột mốc quan trọng trong quá trình thi công dự án. Dự kiến, PV Shipyard sẽ bàn giao giàn khoan Tam Đảo 05 cho Vietsovpetro vào tháng 6/2016.

Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đánh giá cao sự nỗ lực của các bên liên quan trong quá trình triển khai dự án, đồng thời yêu cầu Vietsovpetro và PV Shipyard cần phối hợp chặt chẽ để đảm bảo chất lượng, an toàn, tiến độ cho dự án.

Trịnh Nam

KÝ THỎA THUẬN TIÊU THỤ XƠ SỢI POLYESTER ĐÌNH VŨ

Ngày 5/8/2015, tại Hà Nội, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn Dệt may Việt Nam (Vinatex) đã ký Thỏa thuận hợp tác trong việc tiêu thụ sản phẩm xơ sợi polyester Đì nh Vũ . Việc hợp tác tiêu thụ sản phẩm xơ sợi polyester Đì nh Vũ sẽ đem lại lợi thế rất lớn cho các doanh nghiệp dệt may Việt Nam nói chung và Vinatex nói riêng, giúp cung ứng nguồn nguyên liệu ổn định, giảm tối đa thời gian vận chuyển, lưu kho, nâng cao tính cạnh tranh của sản phẩm dệt may Việt Nam.

Theo Tổng giám đốc Vinatex Lê Tiến Trường, Vinatex đang triển khai nâng cấp các nhà máy, xây dựng các dự án kéo sợi mới. Các doanh nghiệp xơ sợi Vinatex bày tỏ mong muốn được ưu tiên mua sản phẩm của PVTEX với tỷ lệ trên 50% nhu cầu của từng doanh nghiệp. Lãnh đạo Vinatex yêu cầu PVTEX duy trì chất lượng, ổn định sản lượng, thực hiện đúng cam kết về thời gian giao hàng.

Quyền Chủ tịch HĐTV, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Nguyễn Quốc Khánh kiểm tra

tiến độ dự án chế tạo giàn Tam Đảo 05. Ảnh: PVN

Phạm Hồng

Lễ ký Thỏa thuận hợp tác giữa Petrovietnam và Vinatex.

Ảnh: PVN

Từ ngày 13 - 28/8/2015, Công ty CP Phân bón Dầu khí

Cà Mau (PVCFC) đã tiến hành bảo dưỡng tổng thể định kỳ Nhà máy Đạm Cà Mau, nhằm đảm bảo quá trình vận hành ổn định, an toàn, hiệu quả. Kết quả công tác kiểm tra, bảo dưỡng các hạng mục quan trọng trong dây chuyền công nghệ và gần 4.000 hạng mục công việc… đều đạt chất lượng theo yêu cầu. Ngày 28/8/2015, Nhà máy Đạm Cà Mau đã chính thức vận hành trở lại và đến ngày 30/8/2015 đạt 100% công suất thiết kế.

Theo Tổng giám đốc PVCFC Bùi Minh Tiến, Công ty đã tập trung tối đa các nguồn lực, hoàn thành công tác bảo dưỡng định kỳ đảm bảo an toàn, chất lượng, đúng tiến độ kế hoạch đề ra, khắc phục hoàn toàn các lỗi kỹ thuật giúp Nhà máy hoạt động ổn định hơn, sản xuất đáp ứng kịp thời nhu cầu phân bón cho nông nghiệp.

Từ nay đến cuối năm 2015, PVCFC sẽ cung ứng trên 250.000 tấn Đạm Cà Mau cho vụ Đông Xuân tới, đáp ứng khoảng 40% nhu cầu phân bón của cả nước.

Bảo dưỡng định kỳ Nhà máy Đạm Cà Mau

Lan Anh

Nhà máy Đạm Cà Mau. Ảnh: PVN

TIN TỨC - SỰ KIỆN

74 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

KÝ HỢP ĐỒNG VẬN HÀNH VÀ BẢO DƯỠNG GIÀN H5-WHP

Ngày 4/8/2015, tại Tp. Hồ Chí Minh, Công ty Liên doanh Điều hành Hoàng Long (Hoang Long JOC) đã ký Hợp đồng vận hành và bảo dưỡng giàn đầu giếng H5-WHP thuộ c Dự án phát triển mỏ Tê Giác Trắng với Liên danh gồm Liên doanh Việt - Nga “Vietsov-petro” và Bumi Armada Berhad (BAB) - Ma-laysia. Trong thời gian qua, Xí nghiệp Khai thác Vietsovpetro và Bumi Armada Berhad (BAB) đã vận hành an toàn giàn đầu giếng H1 và H4 mỏ Tê Giác Trắng, hiệu suất vận hành đạt 99,96% và 1,5 triệu giờ vận hành an toàn.

HỘI THẢO RÚT KINH NGHIỆM CÔNG TÁC BẢO DƯỠNG TỔNG THỂ NHÀ MÁY ĐẠM PHÚ MỸ

Ngày 21/8/2015, Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP (PVFCCo) đã tổ chức “Hội thảo rút kinh nghiệm công tác bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Đạm Phú Mỹ” năm 2015. Hội thảo đã phân tích các nguyên nhân, bài học kinh nghiệm và giải pháp đề xuất cho đợt bảo dưỡng tổng thể tổ Reforming, tổ van điều khiển, tổ an toàn; các phương pháp kiểm tra thiết bị - độ tin cậy; công tác lập kế hoạch và nhận diện phát sinh trong bảo dưỡng tổng thể 2015... Đồng thời, Hội thảo cũng thảo luận về vấn đề sức mỏi, ăn mòn của các đường ống - đặc biệt là các đường ống nhánh; thiết lập các cơ sở dữ liệu để theo dõi các thiết bị; các tiêu chí về an toàn, chất lượng của các nhà thầu phụ...

Hạ thủy khối thượng tầng giàn khai thác MLJ3

Ngày 12/8/2015, tại cảng hạ lưu PTSC, Công ty TNHH MTV Dịch vụ Cơ khí Hàng hải (PTSC M&C)

đã hạ thủy khối thượng tầng giàn khai thác MLJ3 thuộc dự án Maharaja Lela South (MLS). Đây là dự án PTSC M&C thắng thầu thông qua đấu thầu quốc tế. Theo đó, PTSC M&C đảm nhận vai trò tổng thầu thiết kế, mua sắm, đấu nối và chạy thử ngoài khơi cho dự án.

Khối thượng tầng giàn khai thác MLJ3 có trọng lượng 1.500 tấn được PTSC M&C hoàn thành sau hơn 12 tháng triển khai với 1,8 triệu giờ làm việc an toàn, đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật khắt khe của chủ đầu tư Total E&P Borneo B.V. Toàn bộ phần thiết kế của khối thượng tầng được thực hiện tại Văn phòng PTSC M&C với 100% kỹ sư thiết kế người Việt Nam. Trong tháng 9/2015, PTSC M&C sẽ sang Brunei để thực hiện công tác đấu nối và chạy thử ngoài khơi, chuẩn bị sẵn sàng cho việc đón dòng khí đầu tiên.

Lễ hạ thủy khối thượng tầng giàn khai thác MLJ3. Ảnh: PTSC

Phạm Hồng

Hồng Minh

Thu Thủy

Ngày 6/8/2015, tại cảng PVC-MS đã diễn ra Lễ khởi

công giàn nhà ở thuộc Dự án phát triển toàn mỏ Sư Tử Trắng - giai đoạn 1 của Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long (Cuu Long JOC). Dự án do Công ty TNHH MTV Dịch vụ Cơ khí Hàng hải (PTSC M&C) làm Tổng thầu EPCI, Công ty CP Kết cấu Kim loại và Lắp máy Dầu khí (PVC-MS) làm nhà thầu EPC - thiết kế thi công, mua sắm vật tư phụ và thi công giàn nhà ở.

Giàn nhà ở Sư Tử Trắng có trọng lượng 4.500 tấn và dự kiến được thi công trong 12 tháng. Đây là dự án

thứ 2 PVC-MS phối hợp cùng với PTSC M&C thực hiện sau sự thành công Dự án chân đế và sàn khoan giàn đầu giếng H5 mỏ Tê Giác Trắng.

Theo Phó giám đốc Cuu Long JOC Franck Poli, Dự án phát triển toàn mỏ Sư Tử Trắng có vai trò rất quan trọng trong việc gia tăng sản lượng khai thác cho Cuu Long JOC nói riêng và Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam nói chung. Chủ đầu tư yêu cầu PTSC M&C, PVC-MS cần tập trung mọi nguồn lực để thực hiện dự án tuyệt đối an toàn, đảm bảo chất lượng và đúng tiến độ đề ra.

Khởi công dự án giàn nhà ở Sư Tử Trắng

Minh Phương

Nghi thức First cut dự án giàn nhà ở Sư Tử Trắng. Ảnh: PVC

PETROVIETNAM

75DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Ngày 6/8/2015, tại Hà Nội, Công ty Nhập khẩu và Phân phối than Điện lực Dầu khí (PVPower Coal)

đã tổ chức Hội thảo nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Hội thảo đã tập trung thảo luận các nội dung: Đảm bảo nguồn và cơ chế nhập khẩu than; phương án vận chuyển và chuyển tải than và chuỗi cung ứng, mô hình quản lý vận hành cho các nhà máy nhiệt điện của Petrovietnam. Hội thảo cũng phân tích năng lực, kinh nghiệm, tài chính, kỹ thuật để triển khai các dự án đầu tư xây dựng cảng nước sâu trung chuyển than, đầu tư mỏ than ở nước ngoài, đầu tư kho bãi có khả năng phối trộn than...

PVPower Coal được thành lập để đảm bảo nguồn cung cấp than cho các nhà máy nhiệt điện do Petrovietnam đầu tư và Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) quản lý, vận hành. Ước tính nhu cầu than cho các nhà máy nhiệt điện than của Petrovietnam năm 2020 ở mức 16 triệu tấn/năm và sẽ tăng lên mức 20 triệu tấn/năm vào năm 2030. Trong số 5 dự án nhiệt điện than do Petrovietnam

đầu tư, có 3 nhà máy sẽ sử dụng nguồn than nhập khẩu gồm: Long Phú 1, Sông Hậu 1, Quảng Trạch 1. PV Power Coal đã từng bước tiếp cận các thị trường than lớn trong khu vực, làm việc với các đối tác kinh doanh khai thác than lớn của Australia, Liên bang Nga, Indonesia với mục tiêu ký kết các hợp đồng mua bán than dài hạn và tìm kiếm cơ hội đầu tư mua mỏ than ở nước ngoài.

Nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện

Ngày 14/8/2015, Công ty TNHH MTV Lọc - Hóa dầu Bình Sơn (BSR)

và Hội Dầu khí Việt Nam (VPA) tổ chức Hội thảo về các công trình khoa học công nghệ dầu khí 2015. Hội thảo đã nghe và thảo luận về 2 công trình BSR đang nghiên cứu gồm: “Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật, công nghệ để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tối ưu hóa nhà máy” và “Quản lý, điều hành nhà máy lọc dầu bằng ứng dụng hệ thống thông tin quản lý và hệ thống điều khiển cấp cao”.

BSR cho biết đã và đang tập trung thực hiện nhóm giải pháp đảm bảo ổn định vận hành sản xuất, nâng cao độ tin cậy của thiết bị: nghiên cứu xử lý các vấn đề kỹ thuật, cải tiến để nâng cao độ

ổn định, độ tin cậy của các thiết bị và hệ thống. Nhóm giải pháp tối ưu hóa nguyên liệu, sản phẩm, hóa phẩm xúc tác... giúp BSR tập trung nghiên cứu các giải pháp để tối ưu hóa lượng tiêu thụ hóa phẩm xúc tác, nghiên cứu các đặc thù về tính chất nguyên liệu, sản phẩm và điều kiện công nghệ để chọn lựa chủng loại xúc tác phù hợp với chi phí tiêu thụ thấp nhất. Nhóm giải pháp tối ưu hóa quá trình công nghệ, tối ưu hóa năng lượng, BSR tập trung nghiên cứu, tinh chỉnh các thông số vận hành của các thiết bị, hệ thống... để đạt được điều kiện vận hành tối ưu.

Với việc đẩy mạnh công tác nghiên cứu, BSR từng bước giải quyết các thách thức về sự thiếu ổn định của thiết bị, máy móc, nguyên liệu, giúp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành an toàn, ổn định. Đồng thời, BSR đã nghiên cứu các giải pháp tối ưu hóa điều kiện công nghệ, tối ưu hóa lượng tiêu thụ hóa phẩm, xúc tác và các loại vật tư phụ trợ sử dụng hàng ngày (điện, nước, hơi...) góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.

BSR đẩy mạnh nghiên cứu ứng dụng khoa học công nghệ

Thúy Hằng

Nhu cầu than cho các nhà máy nhiệt điện của Petrovietnam ước đạt 16 triệu tấn

vào năm 2020. Ảnh: PVN

Hồng Ngọc

Hồ CầmKhôi Nguyên

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

TUỔI TRẺ VPI-PVEP VỚI HOẠT ĐỘNG E&P

Ngày 26/8/2015, Đoàn Thanh niên Viện Dầu khí Việ t Nam (VPI) và Đoàn Thanh niên Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) đã phối hợp tổ chức “Diễn đàn thanh niên VPI-PVEP trong hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí”. Diễn đàn đã tập trung thảo luận các nội dung: Phương pháp đánh giá đặc trưng đá nứt nẻ; Nghiên cứu mô hình địa chất 3D cho tầng móng mỏ Cá Ngừ Vàng; Nghiên cứu mô hình mô phỏng khai thác cho tầng móng mỏ Cá Ngừ Vàng; Phân tích tối ưu khai thác mỏ tây Khosedai - cụm mỏ Nhenhetxky.

THIẾT KẾ, LẮP ĐẶT CƠ CẤU NHẬN BIẾT MỐI HÀN

Ngày 3/8/2015, công trình “Thiết kế, lắp đặt cơ cấu nhận biết mối hàn” của Chi đoàn Nhà máy Bọc ống Dầu khí, thuộc Đoàn Thanh niên Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) đã được gắn biển Công trình Thanh niên cấp Đoàn Khối Doanh nghiệp Trung ương năm 2015. Việc đưa công trình vào ứng dụng trong thực tế đã góp phần tiết kiệm nguyên vật liệu khi bọc ống thép trần có mối hàn, tiết kiệm thời gian và chi phí vận hành.

TIN TỨC - SỰ KIỆN

76 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Nguồn cung dầu mỏ vượt nhu cầu khoảng 3 triệu thùng/ngày

Ngày 12/8/2015, Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) đã công bố báo cáo về thị trường dầu mỏ.

Nhu cầu dầu mỏ toàn cầu được IEA dự báo sẽ tăng 1,6 triệu thùng/ngày (tăng 0,2 triệu thùng/ngày so với báo cáo trước đó), lên mức 94,2 triệu thùng/ngày trong năm 2015 và tăng 0,4 triệu thùng/ngày lên mức 95,6 triệu thùng/ngày trong năm 2016. Đây là mức tăng nhanh nhất trong 5 năm gần đây.

Theo IEA, các nguồn cung dầu mỏ toàn cầu vẫn đang tăng trưởng với "tốc độ nguy hiểm" và vượt nhu cầu 3 triệu thùng/ngày trong Quý II/2015. Đây là mức cung vượt cầu lớn nhất kể từ năm 1998. Sản lượng khai thác của Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC) trong tháng 7/2015 đạt 31,79 triệu thùng/ngày. Nguồn cung dầu mỏ toàn cầu trong tháng 7/2015 giảm 0,6 triệu thùng/ngày xuống mức 96,6 triệu thùng/ngày do các nước ngoài OPEC cắt giảm sản lượng.

Do phải cắt giảm đầu tư trong bối cảnh giá dầu sụt giảm mạnh nên tăng trưởng nguồn cung của các nước ngoài OPEC được dự báo sẽ yếu đi, ước tính giảm 2,4 triệu thùng/ngày (năm 2014) xuống còn 1,1 triệu thùng/ngày (năm 2015) và đến năm 2016 sẽ tiếp tục giảm thêm 200.000 thùng/ngày.

Hiền Trang (theo IEA)

Ngày 11/8/2015, Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC)

đưa ra dự báo nhu cầu dầu mỏ toàn cầu năm 2015 sẽ đạt 92,7 triệu thùng/ngày, tăng 1,38 triệu thùng/ngày và cao hơn khoảng 90.000 thùng/ngày so với báo cáo tổ chức này công bố vào tháng 7/2015. OPEC cũng dự báo trong năm 2016, nhu cầu dầu mỏ toàn cầu sẽ tăng 1,34 triệu thùng/ngày và đạt mức kỷ lục là 94,04 triệu thùng/ngày.

Nguồn cung dầu mỏ từ các nước ngoài OPEC được dự báo sẽ tăng 0,96 triệu thùng/ngày trong năm 2015 và tăng 0,27 triệu thùng/ngày trong năm

2016. Nguồn cung NLG từ OPEC được dự báo sẽ tăng 0,19 triệu thùng/ngày trong năm 2015 và 0,17 triệu thùng/ ngày năm 2016. Trong tháng 7/2015, sản lượng dầu thô của OPEC tăng 101 nghìn thùng/ngày, đạt mức trung bình 31,51 triệu thùng/ngày.

Tăng trưởng kinh tế thế giới được OPEC dự báo sẽ giữ ở mức 3,2% trong năm 2015 và 3,5% trong năm 2016. Tăng trưởng kinh tế của OECD dự đoán sẽ tăng 2% năm 2015 và 2,1% năm 2016. Trung Quốc được dự đoán sẽ giữ nguyên ở mức tăng trưởng 6,9% trong năm nay và 6,5% trong năm 2016. Tăng trưởng kinh tế của Ấn Độ sẽ không thay đổi ở mức 7,5% năm nay và 7,7% năm 2016. Trong khi đó, Brazil và Liên bang Nga đang phải đối mặt với nhiều thách thức, song sẽ vượt qua suy thoái kinh tế trong vài năm tới. OPEC cho rằng, các vấn đề cần quan tâm nhất hiện nay là: vấn đề khủng hoảng nợ khu vực châu Âu, khả năng tăng lãi suất ở Mỹ và việc sản xuất dư thừa tại Trung Quốc…

OPEC tăng dự báo nhu cầu dầu mỏ toàn cầu năm 2015

TIN THẾ GIỚI

IEA dự báo nhu cầu dầu mỏ toàn cầu năm 2015 ở mức 94,2 triệu thùng/ngày.

Nguồn: ExxonMobil

Hiền Trang (theo OPEC)

OPEC dự báo nhu cầu dầu mỏ toàn cầu năm 2016 sẽ đạt mức

kỷ lục là 94,04 triệu thùng/ngày. Nguồn: Esrl.noaa.gov

ISRAEL THÔNG QUA THỎA THUẬN KHAI THÁC KHÍ NGOÀI KHƠI ĐỊA TRUNG HẢI

Ngày 16/8/2015, Chính phủ Israel đã thông qua thỏa thuận khai thác khí đốt tự nhiên ngoài khơi Địa Trung Hải với một consortium, trong đó có Noble Energy (Mỹ). Dự kiến, thỏa thuận này sẽ mang lại khoản thu lớn cho ngân sách và có thể tạo đòn bẩy chiến lược cho Israel trong khu vực nếu nước này trở thành nhà xuất khẩu khí đốt. 

Noble Energy và Delek (Israel) đã khai thác khí đốt từ mỏ Tamar ở ngoài khơi Israel từ năm 2013 cũng như đã phối hợp phát triển mỏ Leviathan, mỏ khí đốt tự nhiên lớn nhất Địa Trung Hải.  Theo thỏa thuận, trong vòng 6 năm, Delek sẽ phải bán 31% cổ phần ở mỏ khí Tamar trong khi Noble Ener-gy phải giảm cổ phần từ 36% xuống 25% và không còn là cổ đông lớn nhất. Mặt khác, consortium này phải đầu tư 1,5 tỷ USD để phát triển mỏ Leviathan trong vòng 2 năm tới.

Israel nhất trí không thay đổi những quy định về quản lý và tài chính liên quan đến ngành công nghiệp khí đốt trong một thập kỷ với điều kiện consortium trên thực hiện đúng cam kết.

Hồng Anh (theo TTXVN)

PETROVIETNAM

77DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

UKRAINE ĐÃ BƠM ĐƯỢC 14,1 TỶ M3 KHÍ ĐỐT DỰ TRỮ CHO MÙA ĐÔNG

Ngày 25/8/2015, Ukrtransgaz cho biết, kho dự trữ của Ukraine đến nay đã được bơm 14,1 tỷ m3 khí đốt. Trước đó, Bộ trưởng Năng lượng - Than Ukraine Vladimir Demchishin nói rằng nước này cần mua thêm 5 - 6 tỷ m3 khí đốt để qua được giai đoạn mùa đông. Đồng thời, Kiev đã lên kế hoạch đại tu 34km đường ống dẫn khí đốt, sửa chữa 269 trạm phân phối khí đốt, kiểm tra 544 đoạn đường ống dưới nước và 249 đoạn đường ống chuyển tiếp trên mặt nước.

CHILE XÂY DỰNG HỆ THỐNG NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI LỚN NHẤT MỸ LATINH

Ngày 20/8/2015, Ủy ban Bảo vệ Môi trường vùng Atamaca, miền Bắc Chile, đã thông qua dự án xây dựng hệ thống năng lượng mặt trời lớn nhất Mỹ Latinh tại khu vực này.

Dự án mang tên Copiapo Solar do Solar-Reserve (Mỹ) đầu tư với tổng số vốn lên tới 2 tỷ USD. Dự án sẽ ứng dụng các công nghệ hiện đại nhất để hấp thu năng lượng mặt trời, do đó có thể cung cấp năng lượng cả ngày và đêm. Theo kế hoạch, dự án sẽ đi vào hoạt động trong năm 2019 và sẽ cung cấp 260MW điện.

Hồng Anh (theo TTXVN)

Iran có thể nâng sản lượng khai thác thêm 500.000 thùng/ngày

Bộ trưởng Dầu mỏ Iran Bijan Namdar Zanganeh cho biết nước này có thể tăng sản lượng khai thác

thêm 500.000 thùng dầu/ngày trong vòng một tuần, sau khi các biện pháp trừng phạt được dỡ bỏ. Trước thời điểm bị Mỹ và phương Tây áp đặt các biện pháp trừng phạt, sản lượng khai thác của Iran đạt 3,9 triệu thùng/ngày, xuất khẩu 2,5 triệu thùng/ngày. Iran đang “nóng lòng” giành lại “chỗ đứng” trên thị trường dầu thô thế giới sau khi các biện pháp trừng phạt kinh tế của Mỹ và châu Âu nhắm vào ngành năng lượng nước này được dỡ bỏ.

Giám đốc Công ty Dầu khí Pars (POGC) Ali Akbar Sha’banpour ngày 27/8/2015 cho biết trong Hội nghị đầu tư được tổ chức vào tháng 12/2015, Iran sẽ kêu gọi đầu tư nước ngoài vào các dự án lớn tại mỏ dầu South Pars và 3 mỏ khí đốt khác trị giá 185 tỷ USD. Trong đó, mỏ South Pars nằm ở khu vực có trữ lượng dầu mỏ lớn nhất thế giới với trữ lượng ước tính khoảng 7 tỷ thùng, sản lượng khai thác ước đạt 35.000 thùng dầu/ngày trong giai đoạn đầu tiên của dự án. Ngoài ra, các dự án khai thác tại mỏ khí North Pars, Golshan và Ferdowsi là 3 trong tổng số gần 50 dự án sẽ được đưa ra nhằm kêu gọi đầu tư quốc tế để thành lập liên doanh có sự tham gia của các đối tác Iran.

Iran ước tính cần 185 tỷ USD để đầu tư phát triển lĩnh vực thượng nguồn, cần khoảng 70 tỷ USD để đầu tư vào lĩnh vực hóa dầu và 200 tỷ USD nhằm tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng. Richard Nephew, chuyên gia nghiên cứu các biện pháp trừng phạt tại Trung tâm Chính sách Năng lượng Toàn cầu, Đại học Columbia, New York, dự đoán xuất khẩu dầu của Iran sẽ tăng khoảng từ 300.000 - 500.000 thùng dầu/ngày sau khi thỏa thuận về chương trình hạt nhân được thực thi vào năm 2016.

Ngọc Phương (theo ENI)

Ngày 30/8/2015, ENI S.p.A (Italy) cho biết đã phát

hiện mỏ khí đốt tự nhiên ngoài khơi lớn nhất từ trước tới nay tại cấu tạo Zohr, thuộc khu vực nước sâu của Ai Cập. Ước tính trữ lượng tiềm năng của phát hiện này lên tới 30 nghìn tỷ ft3 (tương đương 5,5 tỷ thùng dầu) trên diện tích khoảng

100km2, đủ để đáp ứng nhu cầu khí đốt tự nhiên của Ai Cập trong nhiều thập kỷ. Đây cũng là phát hiện khí lớn nhất từng được thực hiện ở Ai Cập và ở biển Địa Trung Hải và có thể trở thành một trong những phát hiện khí tự nhiên lớn nhất thế giới.

Phát hiện mỏ khí đốt tự nhiên lớn nhất trên biển Địa Trung Hải

Nguyễn Tùng (theo TTXVN)

Iran cần 185 tỷ USD để đầu tư phát triển lĩnh vực thượng nguồn. Nguồn: Iran Daily

Phát hiện khí tại cấu tạo Zohr đủ để đáp ứng nhu cầu khí đốt tự nhiên của Ai Cập trong nhiều thập kỷ. Nguồn: ENI

78 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

Thị trường dầu thô

Giá dầu thô ngày 24/8/2015 đã giảm xuống dưới mốc 40USD/thùng - mức thấp nhất trong vòng 6 năm qua. Đóng cửa phiên giao dịch ngày 26/8/2015, giá dầu ngọt nhẹ Mỹ giao tháng 10/2015 chốt phiên ở 38,60USD/thùng, trong khi đó giá dầu Brent giao cùng kỳ giảm xuống 43,14USD/thùng. Giới phân tích nhận định giá dầu thế giới sẽ không thể hồi phục trong ngắn hạn, khi sản lượng tiếp tục gia tăng mà nhu cầu tiêu thụ suy yếu trên toàn cầu. Các chuyên gia cho rằng giá dầu trong trung hạn sẽ phụ thuộc vào trạng thái tăng trưởng toàn cầu, cũng như sản lượng của các nhà cung cấp, nhất là Mỹ và Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC).

Tại cuộc họp trong tháng 6/2015, OPEC vẫn quyết định giữ nguyên mức sản lượng để đảm bảo thị phần. Nhu cầu dầu mỏ của Trung Quốc - một trong những nước tiêu thụ dầu lớn nhất thế giới, đã sụt giảm đáng kể do nền kinh tế tăng trưởng chậm. Sự tham gia của Iran vào thị trường dầu mỏ có thể tiếp tục gây áp lực lên giá dầu sau khi nước này đạt được thỏa thuận hạt nhân với nhóm P5+1 ngày 14/7/2015. Việc Iran khôi phục hoạt động xuất khẩu dầu thô sẽ đẩy giá dầu xuống rất thấp, đặc biệt khi Bộ trưởng Dầu mỏ Iran tuyên bố muốn đưa sản lượng khai thác lên hơn 4 triệu thùng/ngày trong tương lai gần. Công ty Dầu khí Quốc gia Iran (NIOC) đang tìm cách để tăng cường thu hút đầu tư nhưng đang phải đối mặt với nhiều thách thức.

Theo Bộ Năng lượng Mỹ, nguồn cung dầu thô của nước này đã giảm 5,5 triệu thùng, song sản lượng vẫn duy trì ở mức trên 9,3 triệu thùng/ngày. Báo cáo của Baker Hughes Inc. cho biết có 861 giàn khoan hoạt động trên lãnh thổ Mỹ trong tháng 6/2015, giảm 3,1% so với tháng 5 và giảm 53,7% so với năm 2014. Tổng lượng dầu thô và sản phẩm dầu nhập khẩu của Mỹ trong tháng 6/2015 đạt trung bình 9,1 triệu thùng/ngày (tăng 3,3%), trong đó dầu thô nhập khẩu giảm 1,1%, chỉ còn dưới 7 triệu thùng/ngày so với năm 2014 và đây là tháng thứ 2 có mức nhập khẩu dầu thô thấp nhất kể từ năm 1993.

Giá dầu thô giảm dẫn đến việc cắt giảm vốn đầu tư cơ bản trong ngành dầu khí Mỹ. Các công ty dầu khí lớn cắt giảm đầu tư đến 25%, còn các công ty độc lập nhỏ, hoạt động chủ yếu trong các play đá chứa rắn chắc mức cắt giảm này còn cao hơn, lên đến 40%. Tuy nhiên, việc cắt giảm vốn đầu tư năm 2015 không ảnh hưởng lớn đối với các đề án dầu nhẹ (LTO) Mỹ đã được phê duyệt vì giá thành khai thác thấp hơn nhiều so với giá dầu nhẹ trên thị trường. Sản lượng khai thác dầu nhẹ của Mỹ sẽ giảm nếu số lượng giếng khoan bị cắt giảm, song vẫn đảm bảo lợi nhuận. Các công ty dầu khí Bắc Mỹ đang thực hiện chiến lược tăng cường nghiên cứu cải tiến và sáng tạo công nghệ mới để tiếp tục hạ giá thành khai thác dầu nhẹ. Sản lượng dầu nhẹ Mỹ từ con số không năm 2007 đã đạt hơn 3 triệu thùng/ngày vào cuối năm 2014.

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

PETROVIETNAM

79DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Chi phí bảo vệ môi trường trong hoạt động dầu khí rất cao, có thể làm giảm gia tăng sản lượng khai thác dầu nhẹ trong đá chặt sít. Các nghiên cứu cho thấy tốc độ gia tăng sản lượng dầu nhẹ Canada có thể giảm đáng kể trong 10 - 15 năm tới mặc dù các đề án được phê duyệt nếu tiếp tục triển khai có thể tăng sản lượng 400.000 - 450.000 thùng/ngày đến năm 2018. Vốn đầu tư cơ bản dự kiến 60 tỷ USD và mục tiêu khai thác dầu nhẹ 800.000 - 900.000 thùng/ngày có thể bị ảnh hưởng lớn nếu giá dầu tiếp tục giảm mạnh trong thời gian tới. Gần đây nhất, Shell đã dừng dự án ở Pierre River (Canada) với sản lượng 200.000 thùng/ngày. Không riêng gì Bắc Mỹ mà cả các đề án LTO của Liên bang Nga trong thành tạo phiến sét Bazhenov cũng có thể phải hoãn lại đến sau năm 2025.

Saudi Arabia vẫn là nước sản xuất dầu nhẹ chủ yếu trên thị trường thế giới trong nhiều thập kỷ nữa. Vì vậy trước mắt, Saudi Arabia có khả năng điều khiển sự cạnh tranh đối với sản lượng dầu khai thác đang tăng của Iraq và Iran mà không bị mất thị phần trong khối OPEC. Để giữ được thế mạnh trong cạnh tranh, Saudi Arabia đang thực hiện chiến lược giảm chi phí khai thác biên, nhất là đối với dầu nhẹ.

Thị trường khí đốt

Các nhà phân tích thị trường cho rằng, sự chậm trễ trong các thủ tục pháp lý cho phép xuất khẩu LNG của Quốc hội Mỹ cộng với nguồn cung LNG dồi dào trên thị trường thế giới đang đe dọa đến hoạt động xuất khẩu khí đốt của ngành công nghiệp khí Bắc Mỹ.

Nguồn cung LNG hiện đã vượt cầu. Từ năm 2014, ExxonMobil PNG Ltd, BG Group (Queensland Curtis LNG), Santos (Gladston LNG) và Sonatrach (Arzew LNG) đã đưa thêm 4 nhà máy LNG vào hoạt động, cung cấp cho

Loại dầu 15/6/2015 15/7/2015 Giá trung bình

tháng 8/2015

OPEC basket chuẩn 60,21 54,19 48,80 Arab nhẹ - Saudi Arabia 60,94 54,95 49,40 Basrah nhẹ - Iraq 58,63 53,10 47,50 Bonny nhẹ 37o - Nigeria 62,19 56,77 51,65 Es Sider - Libya 60,79 55,54 50,50 Girassol - Angola 63,28 56,46 51,30 Iran nặng - Iran 59,86 54,86 48,50 Kuwait xuất khẩu - Kuwait 59,29 53,85 49,25 Marine - Qatar 61,79 55,36 51,30 Merey - Venezuela 51,74 44,43 42,95 Murban - UAE 64,59 57,58 53,65 Oriente - Ecuador 56,71 47,78 47,10 Saharan trộn 44o - Algeria 61,69 56,34 51,25 Minas 34o - Indonesia 60,09 51,86 48,80 Fateh 32o - Dubai 61,76 56,15 50,05 Isthmus 33o - Mexico 63,48 55,62 51,45 Brent 38o - Vương quốc Anh 61,69 56,54 50,00 Urals - Liên bang Nga 62,52 55,84 50,65 WTI/Brent (1,88) (5,37) Brent/Dubai (0,07) 0,39

Bảng 1. Giá dầu thô của các nước sản xuất chính trên thế giớiĐơn vị: USD/thùng

Nguồn: Oil & Gas Journal 31/8/2015

thị trường hơn 16 triệu tấn/năm. Ngoài ra, 4 terminal ở đất liền và 2 phương tiện nổi sản xuất LNG (FLNG) năm 2015 cũng bắt đầu tham gia thị trường, cung cấp thêm 21 triệu tấn/năm. Lượng LNG năm 2015 bao gồm sản lượng của Chevron Australia Gorgon LNG, ConocoPhillips Australia Pacifi c LNG, PTDonggi Senoro LNG, Cheniere Energy Inc., Sabine Pass LNG, Pacifi c Rubiales Energy FLNG và Petronas FLNG 1 cung cấp. Các nhà điều hành có kế hoạch nghiệm thu 12 terminal tái khí hóa mới trong năm 2015, gồm các thị trường nhập khẩu mới như: Egypt, Jordan, Pakistan, Philippines, Ba Lan và Uruguay. Công suất LNG xuất khẩu thế giới sẽ đạt 400 triệu tấn/năm vào năm 2018. Các đề án xuất khẩu LNG đã làm xong thủ tục FID năm 2014 gồm: Freeport LNG, Sempra Energy’s Cameron LNG, Petronas Rotan FLNG2, cùng với Dominion Cove Point LNG, Nhà máy Corpus Christi LNG của Cherniere đang được xây dựng.

Trong thời gian qua, giá LNG liên tục giảm đã ảnh hưởng đến tiến độ triển khai của nhiều dự án. Excelerate Energy đã dừng thực hiện đề án FLNG ở Lavaca Bay, Texas. Các đề án LNG xuất khẩu, nhất là ở Canada, chưa chắc được thực hiện tiếp. Chỉ có các đề án có sẵn nguồn vốn hoặc được các nhà đầu tư cam kết cung vốn dài hạn mới có thể duy trì trong hoàn cảnh hiện nay, nhất là ở Mỹ. Với tình trạng giá dầu xuống quá thấp như hiện nay, để bảo đảm cho các nhà sản xuất khí có lãi cần phải đàm phán lại, hoặc thay đổi công thức tính giá đã có, hoặc thay đổi nguyên tắc định giá. Cả hai trường hợp đều phải thay đổi giá đã ký dài hạn (thường là vài chục năm) trong các hợp đồng đang có hiệu lực và điều này làm cho giá khí trên thị trường giao ngay trở nên dễ hỗn loạn, kéo theo kế hoạch sản xuất khí mất ổn định.

80 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

Sau khi Liên Xô tan rã năm 1991, Latvia muốn giảm phụ thuộc vào khí đốt Liên bang Nga. Theo Bộ trưởng Kinh tế Latvia Dana Reizniece Ozola, nước này ký nhiều hợp đồng cung cấp khí với Gazprom nhưng có thời điểm phải trả giá đắt hơn Đức đến 40%. Hợp đồng khí đốt 20 năm ký với Liên bang Nga sắp hết hạn và phải gia hạn vào năm 2017.

Sau khi trở thành quốc gia độc lập, Latvia đã thành lập một công ty khí đốt nhà nước nhưng Gazprom đã nhanh chóng mua 50% cổ phần. Các tổ chức khác của Liên bang Nga mua 49%, còn Chính phủ Latvia chỉ nắm giữ 1%. Vì thế, nhu cầu cấp bách là Latvia phải đa dạng hóa nguồn cung khí. Bà Dana Reizniece Ozola cho biết Hội đồng Liên minh châu Âu đang tìm kiếm cách tăng công suất chứa khí đốt với sự giúp đỡ của Latvia, xây dựng cơ sở hạ tầng xuyên biên giới các nước, gồm cả việc gia tăng số lượng các terminal LNG ở biển Baltic. Latvia là nước duy nhất trong khu vực này có các điều kiện địa chất đáp ứng nhu cầu đó.

Điều cần thiết trước mắt là Latvia phải xây dựng một khung pháp lý cho các thị trường tự do, để có thể tiếp cận nguồn cung khí đốt Bắc Âu và Bắc Mỹ. Latvia yêu cầu Liên minh châu Âu giúp đỡ để đẩy mạnh quá trình tư nhân hóa ngành khí đốt. Chiến lược của Latvia trong thời gian tới là tách công ty nhà nước hiện nay thành doanh nghiệp vận chuyển, tàng trữ khí đốt và doanh nghiệp phân phối khí đốt.

Kinder Morgan Inc. (KMI) đã đạt được thỏa thuận với Royal Dutch Shell PLC mua lại 100% quyền lợi của tập đoàn này tại Elba Liquefaction Co. LLC (ELC). Liên doanh ELC là chủ đầu tư đề án hóa lỏng Elba với tổng công suất 2,5 triệu tấn LNG/năm có nhiệm vụ xây dựng và điều hành terminal LNG tại đảo Elba. Đầu tư của KMI qua thương vụ này sẽ tăng 630 triệu USD, nâng tổng gia tăng đầu tư tại Elba Island lên 2,1 tỷ USD. KMI đang nắm 51% cổ phần của liên doanh ELC. Năm 2012, Bộ Năng lượng Mỹ đã cấp phép cho sản phẩm của liên doanh này được xuất khẩu sang các nước chưa có hiệp định thương mại tự do với Mỹ.

Hoạt động mua bán tài sản

MPLX LP và MarkWest Energy Partners LP đã đồng ý hợp nhất, trong đó MarkWest sẽ trở thành một chi nhánh của MPLX. Thương vụ này có giá trị 15,8 tỷ USD bằng vốn có sẵn, tiền mặt, không kể nợ và dự kiến kết thúc thương lượng trong Quý IV/2015. Đây là thương vụ sáp nhập lớn thứ 2 ở Mỹ về các hoạt động khai thác - xử lý khí phiến sét ở các thành tạo Marcellus và Utica của MarkWest với các cơ sở hạ tầng lọc dầu công suất gia tăng của MPLX.

Tài sản của MPLX gồm 99,5% giá trị vốn pháp định trong mạng lưới đường ống chở dầu thô và sản phẩm lọc ở vùng Midwest và Gulf Coast cùng 100% hang chứa butane ở West Virginia có sức chứa 1 triệu thùng LNG. Việc kết hợp 2 tài sản trung nguồn của 2 công ty gốc tạo điều kiện để thực hiện các đề án trung nguồn và cơ hội cấu trúc tích hợp dọc trong Marathon Petroleum Corp., một tập đoàn tiêu thụ LNG rất lớn ở Mỹ.

SSE E&P UK Ltd. đã đồng ý mua 20% quyền lợi ở các mỏ Glenlivet, Edradour, Tormore và Laggan thuộc miền Tây Shetland từ Total S/A với giá 876 triệu USD. Mỏ Laggan và Tormore nằm trong Lô 206/1a và 205/4b, 205/5a của đảo Shetland, mức nước sâu 600m. Các mỏ này bắt đầu được phát triển từ năm 2010 và sẽ đưa vào khai thác trong các tháng cuối năm 2015 với sản lượng đỉnh khoảng 500MMscfd. Mỏ Edradour và Glenlivet được phát triển từ năm 2014, nằm ở vùng nước sâu 300 - 400m nước. Hai mỏ này sẽ được khai thác vào năm 2017 - 2018.

Chính phủ Anh vừa cấp 41 giấy phép thăm dò khai thác trong đợt 2 của vòng cấp phép thứ 28 trên vùng thềm lục địa Anh. Trong đợt đầu đã có 134 giấy phép được cấp vào năm 2014. Với tổng số 175 giấy phép đã cấp trong cả 2 đợt và diện tích cấp phép bao gồm 353 lô, đây là vòng cấp phép nhiều nhất trong 50 năm qua ở Vương quốc Anh. Trong các

PETROVIETNAM

81DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Hà Phong (tổng hợp)

công ty được cấp phép có nhiều công ty lớn như BP PLC, ENI SPA, Idemitsu Kosan Co.Ltd, OMV AG, Royal Dutch Shell PLC, StatOil ASA, Suncor Energy Inc. và Total S/A.

ConocoPhillips có kế hoạch cắt giảm vốn đầu tư cơ bản trong hoạt động ở vùng nước sâu khi bắt đầu thực hiện chương trình thăm dò mới ở vịnh Mexico. Công ty này cho biết vốn đầu tư cơ bản nói chung của năm 2015 sẽ giảm 20% so với năm 2014, chỉ còn 13,5 tỷ USD để việc sử dụng vốn được linh hoạt và tối ưu trong điều kiện giá dầu giảm.

Theo kết quả đấu thầu ở Mexico, 2 trong 14 lô vùng nước nông vịnh Mexico đã được liên doanh giữa Talos Energy LLC, Sierra Oil & Gas và Premier Oil PLC đấu thầu nhận quyền thăm dò - khai thác thành công ngày 15/7/2015. Trước khi mở thầu, ông Juan Carlos Zepeda - Chủ tịch Hội đồng Dầu khí Quốc gia Mexico cho biết vòng gọi thầu sẽ được xem là thắng lợi nếu 4 - 6 lô được giao thầu. Tuy đã có 25 trong số 49 công ty lớn trên thế giới tham gia dự thầu, nhưng Mexico vẫn chưa đạt được mục tiêu này.

Luật Dầu khí Mexico trước đây không mở cửa cho các công ty nước ngoài (chỉ được làm dịch vụ cho Công ty Dầu khí Quốc gia Pemex) nên vòng gọi thầu lần đầu tiên này được xem là bước mở đầu cho sự tham gia vào lĩnh vực thăm dò, khai thác của các công ty dầu khí quốc tế tại

Mexico. Hai lô trúng thầu là Lô 2, ngoài khơi Veracruz và Lô 7, ngoài khơi Tobasco, yêu cầu tối thiểu trên cả 2 lô chỉ cam kết khoan 2 giếng/lô, bắt đầu từ năm 2016.

Các dự án lọc - hóa dầu

Các hoạt động mở rộng, nâng cấp và xây dựng mới các trung tâm lọc - hóa dầu được tiến hành ở các châu lục, đặc biệt ở các nước châu Á - Thái Bình Dương, Bắc Mỹ, Liên bang Nga, Mỹ Latinh, Bắc Phi. Vốn đầu tư cho các đề án này rất lớn vì giá thành xây dựng, thiết bị mới, công nghệ mới cũng như chi phí quản lý, vận hành biến động khá nhiều trong các năm qua.

Neftegaz Industriya (Liên bang Nga) đã trao hợp đồng cung cấp thiết bị trên 90 triệu USD cho CB&I để hiện đại hóa Nhà máy Lọc dầu Afi psky, công suất 5,25 triệu tấn/năm, tại Krasnodar. CB&I sẽ cung cấp công nghệ chi tiết, mua sắm, chế tạo mới và cung cấp xưởng reformer methane hơi cho nhà máy sản xuất hydrogen công suất lớn cũng như các xưởng hydrocracking heater và các thiết bị trao đổi nhiệt Breech-Lock hiện đại Lummus cho nhà máy này. Đặc điểm của thiết bị trao đổi nhiệt Breech-Lock, sản phẩm sáng chế của Lummus Technology Inc., được thiết kế thành một hệ thống khép kín có khả năng bọc kín dòng chất lỏng áp suất cao, nhiệt độ cao, dễ dàng tháo lắp để kiểm tra, tránh được các khu vực tác động mạnh ở những bộ phận có áp suất cao và có tính co giãn thích ứng cho việc giữ chặt đai bịt vành khuyên khi thiết bị làm việc.

Hợp đồng này sẽ được tiếp nối liên tục nhằm đổi mới, nâng cấp, hiện đại hóa các nhà máy lọc dầu Liên bang Nga bằng thiết bị, công nghệ của CB&I và Shell, giúp mở rộng công suất xử lý, nâng cao hệ số chuyển hóa dầu thô thành các sản phẩm lọc chất lượng cao. Quá trình này được thực hiện trong nhiều pha, bao gồm cả thay thế, đổi mới thiết bị, công nghệ và xây dựng mới. Trong năm 2015, Neftegaz Industriya sẽ bắt đầu sản xuất diesel Euro5 và xăng chân không tại Nhà máy Lọc dầu Afi psky.

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Venezuela (PVDSA) cho biết công việc bảo dưỡng và đổi mới thiết bị ở Nhà máy Lọc dầu Puerto La Cruz công suất 190.000 thùng/ngày sắp hoàn thành. Việc sửa chữa và thay đổi thiết bị nhằm giúp xử lý naphtha để sản xuất xăng có hệ số octane cao. Năm 2014, PVDSA đã bắt đầu thực hiện chương trình dài hạn với vốn đầu tư dự kiến 5,2 tỷ USD nhằm mở rộng và hiện đại hóa liên hợp lọc - hóa dầu ở Puerto La Cruz để nâng cấp chất lượng các sản phẩm lọc dầu từ nguồn dầu nặng của Venezuela.

CÔNG BỐ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

82 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Nghiên cứu xây dựng quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về nước thải công nghiệp sản xuất bio-ethanol

Các nhà máy sản xuất nhiên liệu sinh học (bio-ethanol) tại Việt Nam sử dụng các công nghệ xử

lý nước thải hiện đại. Việc đầ u tư thêm cá c hệ thống xử lý hó a lý nâng cao để đá p ứ ng đượ c quy chuẩ n môi trường sẽ tiêu thụ lượ ng lớ n hó a chấ t và ảnh hưởng đến chi phí sản xuất cũ ng như môi trườ ng tiế p nhậ n nướ c thả i. Do đặc thù riêng của ngành sản xuất bio-ethanol, cần phải rà soát, sửa đổi quy chuẩn nướ c thả i công nghiệ p phù hợp, đáp ứng yêu cầu Đề á n phá t triể n nhiên liệu sinh học củ a Chí nh phủ .

Với mục đích và yêu cầu trên, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã giao nhiệm vụ cho Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí - Viện Dầu khí Việt Nam thực hiện nhiệm vụ xây dựng và biên soạn dự thảo Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia áp dụng cho nước thải của các nhà máy sản xuất bio-ethanol.

Trong quá trình xây dựng Quy chuẩn, nhóm tác giả đã tham khảo các tiêu chuẩn, quy định của một số quốc gia có ngành bio-ethanol tương đương vớ i Việ t Nam như Thái Lan, Ấn Độ và quy chuẩn một số ngành công nghiệp đặc thù đã được ban hành tại Việt Nam. Dựa vào các cơ sở trên, nhóm tác giả đã lựa chọn 7 thông số kiểm soát nước thải sản xuất bio-ethanol gồm: pH, COD, BOD, TSS, tổng nitrogen, tổng phosphor và độ màu. Phương pháp tính nồng độ chất ô nhiễm đượ c tí nh toá n bằ ng khố i lượ ng chấ t ô nhiễ m trên một đơn vị thể tích nước. Về xá c đị nh

ngưỡ ng giớ i hạ n, nhó m tá c giả lý giả i cho từ ng thông số đề xuấ t và xá c đị nh giá trị giớ i hạ n bằ ng thử nghiệm độ độc của nước thải củ a Nhà má y bio-ethanol Dung Quấ t và Bì nh Phướ c trên đố i tượ ng là cá ngựa vằn (Danio rerio) và ấu trùng tôm sú (Panaeus monodon) theo quy trình phân tích độc tính công bố rộ ng rã i như APHA 8910, 8740; OECD 203 (xác định giá trị dựa trên thời điểm bắt đầu xuất hiện tượng chết của sinh vật thử nghiệm LC0).

Trên cơ sở đó, nhóm tác giả dự thả o đề xuất điều chỉnh cá c thông số đối với nguồn tiếp nhận không dùng cho cấp nước sinh hoạt (cột B) là COD từ 150mg/l thành 350mg/l; màu từ 150 Pt-Co thành 300 Pt-Co, tổng nitro-gen từ 40mg/l thành 100mg/l; cá c giá trị cò n lạ i lấ y tương đương giá trị trong QC-40. Đối với nguồn tiếp nhận là nguồn nước dùng cho cấp nước sinh hoạt (cột A) thì giá trị của các thông số kiểm soát ô nhiễm vẫn lấy tương đương giá trị theo QC-40.

Đề tà i sau khi đượ c nghiệ m thu cấ p Tậ p đoà n được trình lên Bộ Tài nguyên và Môi trường xem xét và đưa vào kế hoạch ban hành Quy chuẩn kỹ thuậ t quố c gia về nướ c thả i cho cá c ngà nh đặ c thù . Việ c xây dự ng quy chuẩ n đặ c thù gó p phầ n giú p các nhà máy sả n xuấ t bioethanol thuận lợi trong sản xuất và bảo vệ môi trường cũ ng như đá p ứ ng đượ c Đề á n phá t triể n nhiên liệu sinh học củ a Chí nh phủ .

Nguyễn Đăng Khoa (giới thiệu)

PETROVIETNAM

83DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

Tạp chí Dầu khí là Tạp chí khoa học của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Tập đoàn). Qua 40 năm xây dựng và phát triển, Tạp chí Dầu khí đã khẳng định vai trò của ấn phẩm cấp quốc gia đầu tiên của Ngành Dầu khí Việt Nam, nơi công bố, trao đổi các công trình nghiên cứu khoa học, công nghệ trong nước; giới thiệu các thông tin, tiến bộ khoa học công nghệ dầu khí trong nước và quốc tế.

Tạp chí Dầu khí được phát hành định kỳ hàng tháng bằng tiếng Việt (10 số/năm) và tiếng Anh (2 số/năm) trên phạm vi toàn quốc. Độc giả của Tạp chí Dầu khí là lãnh đạo Đảng, Nhà nước; các cơ quan quản lý, đơn vị nghiên cứu, đào tạo trong lĩnh vực dầu khí trong và ngoài nước; lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các đơn vị thành viên; các nhà khoa học, cán bộ công nhân viên trong và ngoài Ngành, các nhà thầu dầu khí, các công ty liên doanh, các tổ chức quốc tế, các doanh nghiệp và nhà đầu tư nước ngoài…

Nội dung của Tạp chí Dầu khí bao trùm tất cả các lĩnh vực hoạt động của Tập đoàn, cụ thể là:

Các định hướng phát triển của Tập đoàn;

Các thành tựu nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ từ khâu đầu đến khâu cuối và các vấn đề nghiên cứu/lý luận về kinh tế và quản lý;

Các kinh nghiệm, sáng kiến cải tiến kỹ thuật và áp dụng kết quả nghiên cứu khoa học, sáng kiến/sáng chế vào sản xuất, các biện pháp cải tiến tổ chức, quản lý nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh;

Các thông tin về tiến bộ KHCN của dầu khí thế giới phục vụ cho hoạt động của Tập đoàn;

Các hoạt động sản xuất kinh doanh của Tập đoàn;

Giới thiệu các sản phẩm và các dịch vụ của Tập đoàn.

Song hành với sự phát triển của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Tạp chí Dầu khí đã trở thành diễn đàn khoa học, công nghệ - kỹ thuật của Ngành Dầu khí Việt Nam nói riêng, đồng thời cũng là tiếng nói của các nhà khoa học, các doanh nghiệp sản xuất kinh doanh dầu khí trong và ngoài nước.

Để Tạp chí Dầu khí đáp ứng nhu cầu thông tin của độc giả, Tạp chí Dầu khí rất mong nhận được sự cộng tác nhiệt tình của các nhà khoa học, cán bộ công nhân viên trong và ngoài Ngành. Mỗi tác giả, mỗi bài viết sẽ thiết thực góp phần đáng kể vào sự nghiệp xây dựng ngành khoa học dầu khí hiện đại, là cầu nối giữa Ngành Dầu khí Việt Nam với đối tác, bạn bè quốc tế.

Trân trọng cảm ơn!

THƯ MỜI VIẾT BÀI

PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN

84 DẦU KHÍ - SỐ 8/2015

1. Nội dung bài viết: các kết quả nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ dầu khí từ khâu đầu đến khâu cuối; các vấn đề nghiên cứu/lý luận về kinh tế và quản lý trong lĩnh vực dầu khí; các kinh nghiệm, sáng kiến cải tiến kỹ thuật và áp dụng kết quả nghiên cứu khoa học, sáng kiến/sáng chế vào sản xuất, các biện pháp cải tiến tổ chức, quản lý nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh; các thông tin về tiến bộ KHCN của dầu khí thế giới. Bài viết gửi đăng phải là tác phẩm chưa được đăng tải/công bố trên bất kỳ Tạp chí khoa học nào (nếu là bài dịch, tác giả phải ghi nguồn cụ thể).

2. Bài viết được đánh máy vi tính trên Microsoft Word, mã nguồn Unicode theo font Arial, cỡ chữ 10 gửi về E-mail của Tòa soạn hoặc được gửi theo đường bưu điện (bài viết được in trên giấy A4, dài không quá 15 trang đánh máy, bao gồm cả hình vẽ và phụ bản nếu có), kèm theo một đĩa CD/DVD. Các thông báo ngắn và tin tức không dài quá 2 trang.

3. Thứ tự sắp xếp một bài báo gửi đăng Tạp chí Dầu khí:

- Tên bài báo (tiếng Việt và tiếng Anh).

- Họ và tên tác giả, học hàm, học vị, đơn vị công tác, số điện thoại, địa chỉ liên hệ.

- Tóm tắt bài báo: Bài báo nhất thiết phải có tóm tắt bằng tiếng Việt và tiếng Anh, khoảng 100 - 200 từ.

- Từ khóa/keywords.

- Nội dung bài báo cần phân rõ phần, mục, có đánh số thứ tự, lời văn súc tích, trong sáng, sử dụng thuật ngữ khoa học và đơn vị đo lường hợp pháp do Bộ Khoa học và Công nghệ ban hành. Nếu lấy số liệu hay trích đoạn từ các tài liệu khác thì phải có chú dẫn cụ thể. Các công thức Toán học dùng Microsoft Equation Editor và đánh số thứ tự về phía bên phải. Các bản vẽ phải theo đúng quy định vẽ kỹ thuật. Các bài có đưa bản đồ từng vùng hay cả nước cần vẽ theo mẫu chính xác, đúng quy cách hiện hành. Các bản vẽ, bảng biểu phải đánh số thứ tự và ghi lời chỉ dẫn. Các hình vẽ phải rõ nét, chú thích hình vẽ dùng font Arial, cỡ chữ 8 hoặc 9 (nếu là bài viết bằng tiếng Việt thì chú thích hình phải để tiếng Việt, còn bài viết bằng tiếng Anh thì chú thích hình bằng tiếng Anh).

- Tài liệu tham khảo được đặt ngay sau phần kết luận của bài báo và được ghi theo trình tự: Thứ tự tài liệu (chữ số thường). Tên tác giả. Tên bài báo (sách hoặc báo cáo khoa học). Tên tài liệu, số hiệu (nếu là bài báo và sách) hoặc tên Hội nghị, Hội thảo, ngày và nơi họp (nếu là bài báo khoa học), nơi xuất bản. Năm xuất bản. Số xuất bản (tập). Từ trang… đến trang… (nếu có). Tài liệu tham khảo bằng tiếng Nga phải dịch ra tiếng Việt hoặc phiên âm ra tiếng La-tinh.

Lưu ý: Khi bài viết có nhiều tác giả, cần ghi đầy đủ tên của các tác giả đó, bắt đầu bằng tên của chủ biên. Trường hợp số tác giả vượt quá 3 người thì ghi họ tên 3 người kèm theo cụm chữ ”nnk” hoặc ”et al”.

4. Bài gửi đăng sẽ được ít nhất một Ủy viên trong Ban biên tập Tạp chí Dầu khí và một người có am hiểu chuyên sâu về lĩnh vực bài viết đề cập đọc, góp ý, sửa chữa và cho ý kiến có thể công bố ở Tạp chí Dầu khí hay không.

5. Ban biên tập Tạp chí Dầu khí có quyền biên tập lại nội dung bài viết cho phù hợp với tôn chỉ, mục đích của Tạp chí và định hướng phát triển của Tập đoàn. Tạp chí Dầu khí chỉ đăng những bài đáp ứng các yêu cầu nói trên. Trong trường hợp viết không được đăng, Tòa soạn không gửi lại bản thảo.

6. Tạp chí Dầu khí (ISSN - 0866 - 854X) nằm trong Danh mục các Tạp chí khoa học chuyên ngành được tính điểm công trình khoa học quy đổi khi xét công nhận đạt chuẩn chức danh giáo sư, phó giáo sư.

7. Tác giả có bài đăng trên Tạp chí Dầu khí được hưởng nhuận bút theo quy định hiện hành của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

8. Định kỳ hàng năm, Ban biên tập Tạp chí Dầu khí sẽ lựa chọn các bài viết xuất sắc để trao giải thưởng “Bài báo hay”.

Thư từ trao đổi và bài viết xin gửi theo địa chỉ:

TÒA SOẠN TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Tầng 16, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt NamSố 167, Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà NộiTel: 84-04- 37727108 Fax: 84-4-37727107E-mail: tapchidk@vpi.pvn.vn (hoặc tcdaukhi@gmail.com)

THỂ LỆ VIẾT BÀI GỬI ĐĂNG TẠP CHÍ DẦU KHÍ