Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

SỐ 3 - 2020T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Petro ietnam

ISSN-0866-854X

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

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

Tel: 024-37727108 | 0982288671 * Fax: 024-37727107 * Email: [email protected]

TỔNG BIÊN TẬPTS. Nguyễn Quốc Thập

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

BAN BIÊN TẬPTS. Trịnh Xuân CườngTS. Nguyễn Minh ĐạoCN. Vũ Khánh ĐôngTS. Nguyễn Anh Đức ThS. Nguyễn Ngọc HoànThS. Lê Ngọc SơnTS. Cao Tùng SơnKS. Lê Hồng TháiThS. Bùi Minh TiếnThS. Nguyễn Văn TuấnTS. Phan Tiến ViễnTS. Trần Quốc ViệtTS. Nguyễn Tiến Vinh

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

THIẾT KẾ Lê Hồng Văn

TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢNViện Dầu khí Việt Nam

Ảnh bìa: Kho LPG Thị Vải. Ảnh: PV GAS

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

4 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

PETROVIETNAM TRIỂN KHAI GIẢI PHÁP ỨNG PHÓ VỚI TÁC ĐỘNG KÉPĐối diện với khủng hoảng “kép”, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị

triển khai các giải pháp đồng bộ, linh hoạt với phương châm “Quản trị biến động, tối ưu giá trị, đẩy mạnh tiêu thụ, nỗ lực vượt khó, nắm bắt cơ hội, an toàn về đích”. Trong đó, tiếp tục tiết giảm chi phí, tối ưu nguồn lực (cắt giảm chỗ chưa cần thiết, ngược lại tăng chi cho nhiệm vụ cấp bách), để đảm bảo hoạt động sản xuất, kinh doanh hiệu quả.

8 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

PV Power đang vận hành 7 nhà máy điện với tổng công suất 4.205MW gồm: Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2, Nhà máy Điện

Nhơn Trạch 1 & 2, Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, Nhà máy Thủy điện Đăkdrinh, Nhà máy Thủy điện Nậm Cắt. Các nhà máy điện của PV Power luôn được đảm bảo vận hành an

toàn, hiệu quả, đạt độ khả dụng cao, trung bình cung cấp cho lưới điện quốc gia hơn 21 tỷ kWh/năm (chiếm gần 10% sản lượng điện quốc gia).

PV POWER CÁN MỐC SẢN LƯỢNG ĐIỆN 200 TỶ KWH Đến 12 giờ ngày 6/4/2020, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - CTCP (PV

Power) đã vận hành các nhà máy điện an toàn, ổn định với tổng sản lượng điện đạt mốc 200 tỷ kWh. Điều này tiếp tục khẳng định bản lĩnh, trí tuệ, năng lực quản lý điều hành hoạt động sản xuất kinh doanh của PV Power, đóng góp quan trọng vào những thành tựu của ngành Dầu khí Việt Nam trong công cuộc công nghiệp hóa, hiện đại hóa và bảo đảm an ninh năng lượng cho đất nước.

Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1 & 2. Ảnh: PVN

4 8

14. Ứng dụng công nghệ phân tích số liệu trong tối ưu hiệu quả tách CO2 bằng màng thấm trên giàn BR-E

22. Đặc điểm thạch học và sự phân bố của trùng lỗ trong đá vôi Permian phía Nam Lô 106, bể Sông Hồng

32. Giải pháp đa dạng hóa nguồn nguyên liệu cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất

41. Nguyên nhân và giải pháp giảm thiểu hao hụt vận chuyển dầu thô

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

48. Nghiên cứu, đánh giá việc sử dụng nước khử khoáng tại các nhà máy nhiệt điện

CÔNG NGHIỆP ĐIỆN

14 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

thống xử lý khí trên giàn BR-E khi lưu lượng khí khai thác và hàm lượng CO2 tăng lên, nhưng vẫn phải đảm bảo yêu cầu chất lượng khí xuất và giảm thiểu hao hụt hydrocarbon.

2. Công nghệ tách CO2 bằng màng thấm

2.1. Khái quát chung về màng thấm

Màng cellulose acetate (cellulose acetate - CA) [1] là dạng màng thấm phổ biến nhất đang sử dụng trong quá trình làm ngọt khí. Gần đây, module tiền chế tổ hợp nhiều màng thấm đóng khung sẵn với cấu trúc nhỏ gọn, trọng lượng nhẹ… được áp dụng có hiệu quả cao cho các công trình ngoài khơi. Quá trình tách đơn giản của màng thấm có thể được mô tả dưới dạng sơ đồ như Hình 1.

Hiệu quả của quá trình tách phụ thuộc vào thành phần khí, vật liệu chế tạo màng và các điều kiện làm việc như lưu lượng đầu vào, nhiệt độ và chênh lệch áp suất. Phương trình tổng quan (phương trình 1) biểu diễn động học cho từng thành phần khí được xây dựng trên cơ sở định luật phân tán theo Adolf Fick [2], trong đó yếu tố động học là chênh lệch áp suất riêng phần qua chiều dày màng. Phương trình này là công cụ chính sử dụng trong

Ngày nhận bài: 23/12/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 23/12/2019. Ngày bài báo được duyệt đăng: 04/02/2020.

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ PHÂN TÍCH SỐ LIỆU TRONG TỐI ƯU HIỆU QUẢ TÁCH CO2 BẰNG MÀNG THẤM TRÊN GIÀN BR-E

TẠP CHÍ DẦU KHÍSố 3 - 2020, trang 14 - 21ISSN-0866-854X

Nguyễn Hải An, Trần Quốc ViệtTổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khíEmail: [email protected]

Tóm tắt

Công tác phát triển và vận hành khai thác các mỏ khí có hàm lượng carbon dioxide (CO2) cao hiện đang đặt ra thách thức mới cho các công ty điều hành khai thác dầu khí trên thế giới. Tách và loại bỏ khí acid khỏi dòng khí tự nhiên là quá trình xử lý không thể thiếu nhằm tăng chất lượng khí (tăng nhiệt trị) trước khi sử dụng. Công nghệ tách CO2 bằng màng thấm đã và đang được sử dụng hiệu quả trong các nhà máy xử lý khí tự nhiên, đặc biệt là để loại bỏ khí acid do có lợi thế so với các phương pháp khác về hiệu suất tách, tính gọn nhẹ và thân thiện với môi trường.

Hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E với công nghệ màng đã được sử dụng trên 10 năm. Thời gian tới sẽ đưa mỏ khí mới vào khai thác, đòi hỏi công suất xử lý khí ngày càng lớn (sản lượng 700 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày) và có hàm lượng CO2 rất cao (trên 50%). Khi đó, hiệu suất tách của hệ thống màng hiện tại không đảm bảo thông số kinh tế và kỹ thuật.

Trong bài báo này, tác giả sử dụng mô hình phân tích dữ liệu kết hợp với mô hình mô phỏng quá trình xử lý khí (phần mềm chuyên dụng HYSYS) nhằm tối ưu hóa hiệu suất cũng như điều chỉnh cấu hình hệ thống để nghiên cứu độ nhạy tham số (hàm lượng CO2) đối với lưu lượng khí thô khác nhau.

Từ khóa: Giàn BR-E, xử lý khí, công nghệ màng, cellulose acetate tách CO2.

1. Giới thiệu

Hệ thống màng thấm được thiết kế theo kiểu từng module với diện tích màng định sẵn, gắn trên các giá đỡ với kích thước được chuẩn hóa. Số lượng các module màng thấm phụ thuộc vào lưu lượng dòng khí cung cấp cũng như tiêu chuẩn lượng CO2 theo yêu cầu trong khí xuất. Nếu diện tích màng được cố định, sự gia tăng lưu lượng khí đầu vào sẽ dẫn đến sự gia tăng CO2 trong khí thương phẩm.

Trong suốt thời gian làm việc của màng, các thông số hoạt động của hệ thống liên tục điều chỉnh do đặc tính của màng (độ chọn lọc và tính thấm) thay đổi. Để hệ thống luôn đạt được các thông số kỹ thuật cần thiết, thiết kế của màng tách thường được đánh giá mức độ suy giảm hiệu suất tự nhiên (lão hóa màng).

Mục tiêu của nghiên cứu này nhằm đưa ra giải pháp hiệu chỉnh cấu hình và tối ưu thông số làm việc cho hệ

14

FOCUS Petrovietnam implements measures to respond to double impacts .................................................................4PV Power achieves production milestone of 200 billion kWh ...............8Dung Quat refinery prepares overall maintenance scenarios ..........10PV GAS’ production exceeds planned target for first quarter of 2020 ...................................12

RESEARCH AND DEVELOPMENTApplication of data analysis model for CO2 removal optimisation using the BR-E membrane system .........................................................14Characteristic of petrology and distribution of larger benthic foraminifera of Permian carbonate in the southern part of Block 106, Song Hong basin .....................................................................................22Solution to diversify crude feedstock for Dung Quat refinery ............32Causes and solutions to reduce crude oil voyage losses ..................41Studying and evaluating the use of demineralised water in thermal power plants ............................................................................................48

NEWSPanel Row A installed for BK-21 production platform jacket .............60PV Power signs VND 1,400 billion short-term credit contract .............60Efficiency of PV Drilling's jack-up rigs reaches 100% ..............................61PVCFC’s profit 18% higher than planned ..............................................62PVOIL puts 2 new petroleum stations into operation ...........................63Bowleven develops Isongo Marine gas condensate field ..................64Total discovers gas and condensate in the North Sea ........................65

4 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

PETROVIETNAM TRIỂN KHAI GIẢI PHÁP ỨNG PHÓ VỚI TÁC ĐỘNG KÉPĐối diện với khủng hoảng “kép”, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị

triển khai các giải pháp đồng bộ, linh hoạt với phương châm “Quản trị biến động, tối ưu giá trị, đẩy mạnh tiêu thụ, nỗ lực vượt khó, nắm bắt cơ hội, an toàn về đích”. Trong đó, tiếp tục tiết giảm chi phí, tối ưu nguồn lực (cắt giảm chỗ chưa cần thiết, ngược lại tăng chi cho nhiệm vụ cấp bách), để đảm bảo hoạt động sản xuất, kinh doanh hiệu quả.

5DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Trong Quý I/2020, đại dịch viêm đường hô hấp cấp do chủng mới của virus Corona (Covid-19) đã ảnh hưởng nghiêm trọng đến

nền kinh tế thế giới, dẫn đến các chuỗi giá trị bị gián đoạn cung - cầu hàng hóa, nguyên, nhiên vật liệu. Đặc biệt, giá dầu thô sụt giảm kỷ lục

(xuống mức thấp nhất trong gần 20 năm trở lại đây) tạo ra khủng hoảng “kép” cho ngành Dầu khí.

Giá dầu thô trung bình tháng 3/2020 giảm 20USD so với tháng 2/2020 (≈ giảm 33%); giá dầu trung bình Quý I/2020 giảm 3,8USD/thùng (≈ giảm 6%) so với mức giá kế hoạch năm (60USD/thùng), giảm 9,1USD/

thùng (≈ giảm 14%) so với mức giá trung bình Quý I năm 2019 (65,3USD/thùng).

Trước thách thức đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các đơn vị thành viên chủ động cập nhật thông tin thị trường về cung - cầu, biến động giá của dầu thô, sản phẩm dầu khí, từ đó xây dựng phương án, kịch bản ứng phó tại từng thời điểm để giảm thiểu thiệt hại do tác động của thị trường.

Đồng thời, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chỉ đạo các đơn vị tập trung triển khai áp dụng các công cụ, giải pháp tối ưu chi phí và nâng cao năng suất lao động (ứng dụng công nghệ thông tin, tăng cường sáng kiến, sáng chế, giải pháp cải tiến kỹ thuật...). Các đơn vị chia sẻ thông tin, nguồn lực, thị trường... giúp tối ưu chuỗi giá trị, tăng cường hợp tác với các doanh nghiệp trong nước có ngành nghề kinh doanh liên quan đến sản phẩm của đơn vị mình cung cấp.

Với việc chủ động triển khai các giải pháp đồng bộ, linh hoạt trong điều hành, sản xuất kinh doanh, với tinh thần “đồng cam cộng khổ” của người lao động dầu khí, các chỉ tiêu sản xuất của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong tháng 3 và Quý I/2020 cơ bản vượt mức kế hoạch đề ra.

Cụ thể, tổng sản lượng khai thác Quý I/2020 vượt 10,1% so với kế hoạch và bằng 26,6% kế hoạch năm 2020 (sản lượng khai thác tháng 3 vượt kế hoạch 8,1%). Sản xuất điện đạt 5,33 tỷ kWh, bằng 24,7% kế hoạch năm (sản lượng điện tháng 3 đạt 2,097 tỷ kWh, vượt kế hoạch 3,8%). Sản xuất đạm đạt 441,8 nghìn tấn, vượt kế hoạch 5,5% và bằng 28,3% kế hoạch năm (sản lượng đạm tháng 3 đạt 136,9 nghìn tấn). Sản xuất xăng dầu đạt 3,415 triệu tấn, vượt kế hoạch 2,5% và bằng

Giàn xử lý trung tâm Hải Thạch (PQP-HT). Ảnh: Lê Khoa

6 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

5,33 tỷ kWh

ĐIỆN

= 24,7% kế hoạch năm

441,8nghìn tấn

ĐẠM


3,415triệu tấn

XĂNG DẦU


Quý I/2020 Kế hoạch năm 2020

SẢN LƯỢNG KHAI THÁC DẦU KHÍ

10,1% 26,6%

Kế hoạch nămKế hoạch Quý I

165

90,9% 25,7%

nghìn tỷ đồng

Kế hoạch nămKế hoạch Quý I

20,8

89,7% 25,3%

nghìn tỷ đồng

TỔNG DOANH THU NỘP NGÂN SÁCH NHÀ NƯỚC


PETROVIETNAM

28,9% kế hoạch cả năm (sản lượng tháng 3 đạt 1,149 triệu tấn, vượt kế hoạch 1,7%).

Tuy nhiên, các chỉ tiêu tài chính của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong Quý I/2020 không đạt kế hoạch đề ra. Tổng doanh thu đạt 165 nghìn tỷ đồng (đạt 90,9% kế hoạch Quý I và 25,7% kế hoạch năm). Nộp ngân sách Nhà nước đạt 20,8 nghìn tỷ đồng (đạt 89,7% kế hoạch Quý I và 25,3% kế hoạch năm).

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết đang tập trung triển khai đồng bộ 5 nhóm giải pháp về quản trị, đầu tư, tài chính, thị trường và cơ chế chính sách. Tại cuộc họp ngày 8/4/2020, TS. Lê Mạnh Hùng - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt

Nam yêu cầu các đơn vị tập trung thực hiện các nhóm nhiệm vụ cụ thể trong tháng 4 và Quý II/2020 với phương châm “Quản trị biến động, tối ưu giá trị, đẩy mạnh tiêu thụ, nỗ lực vượt khó, nắm bắt cơ hội, an toàn về đích”.

Tổng giám đốc yêu cầu các đơn vị tập trung quản trị biến động, đề ra các giải pháp cụ thể trong thời điểm này; tiếp tục tiết giảm chi phí, tối ưu nguồn lực (cắt giảm chỗ chưa cần thiết, ngược lại tăng chi cho nhiệm vụ cấp bách), để đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Tổng giám đốc cho rằng trong khó khăn cũng nảy sinh cơ hội, cần nhanh chóng nắm bắt, tiếp tục rà soát, thay đổi, sáng tạo, thường

xuyên cập nhật thông tin để có giải pháp quản trị, điều hành kịp thời, hiệu quả. Các đơn vị cần tiếp tục phối hợp, chia sẻ khó khăn, tăng cường công tác dự báo, nhận diện diễn biến thị trường, để từ đó giảm thiểu các tác động xấu.

Để các giải pháp này đạt hiệu quả cao nhất, các chuyên gia cho rằng cần sự vào cuộc khẩn trương của Chính phủ và các bộ/ngành trong việc tháo gỡ kịp thời các khó khăn, vướng mắc cho ngành Dầu khí Việt Nam; đồng thời tạo cơ chế để các doanh nghiệp chủ động sử dụng nội lực một cách hiệu quả...

Ngọc Linh

Mỏ Bạch Hổ. Ảnh: Huy Hùng

8 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

PV Power đang vận hành 7 nhà máy điện với tổng công suất 4.205MW gồm: Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2, Nhà máy Điện

Nhơn Trạch 1 & 2, Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1, Nhà máy Thủy điện Đăkdrinh, Nhà máy Thủy điện Nậm

Cắt. Các nhà máy điện của PV Power luôn được đảm bảo vận hành an toàn, hiệu quả, đạt độ khả dụng cao, trung bình cung cấp cho lưới điện quốc gia hơn 21 tỷ kWh/năm (chiếm gần 10% sản lượng điện quốc gia).

Tối ưu hóa vận hành sản xuất và tăng cường công tác quản trị được

coi là “đòn bẩy” quan trọng giúp PV Power tăng trưởng mạnh trong sản xuất kinh doanh. PV Power luôn chủ động, xây dựng các phương án mua sắm thiết bị, vật tư, đảm bảo ổn định nguồn nguyên liệu, nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện; tiết giảm chi phí, giảm giá thành sản xuất, tăng

PV POWER CÁN MỐC SẢN LƯỢNG ĐIỆN 200 TỶ KWH Đến 12 giờ ngày 6/4/2020, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - CTCP (PV

Power) đã vận hành các nhà máy điện an toàn, ổn định với tổng sản lượng điện đạt mốc 200 tỷ kWh. Điều này tiếp tục khẳng định bản lĩnh, trí tuệ, năng lực quản lý điều hành hoạt động sản xuất kinh doanh của PV Power, đóng góp quan trọng vào những thành tựu của ngành Dầu khí Việt Nam trong công cuộc công nghiệp hóa, hiện đại hóa và bảo đảm an ninh năng lượng cho đất nước.



PETROVIETNAM

cường công tác quản trị doanh nghiệp, tài chính, quản lý vốn…

Theo Tổng giám đốc PV Power Lê Như Linh, với tổng sản lượng điện đạt 200 tỷ kWh, PV Power đã đạt tổng doanh thu gần 280 nghìn tỷ đồng, tổng lợi nhuận sau thuế đạt gần 17 nghìn tỷ đồng, tổng nộp ngân sách Nhà nước gần 14 nghìn tỷ đồng.

Trong định hướng chiến lược phát triển giai đoạn tiếp theo, PV Power xác định đẩy mạnh công tác xúc tiến đầu tư các dự án điện mới, nghiên cứu mở rộng nguồn nhiên liệu mới, các loại hình năng lượng sạch như điện mặt trời (mái nhà, lòng hồ), điện sử dụng khí LNG…

PV Power đang tập trung nguồn lực để triển khai các dự án trọng điểm như: Cụm dự án khí điện tại khu vực miền Trung sử dụng khí từ mỏ Cá Voi Xanh, cụm dự án khí điện sử dụng LNG nhập khẩu và các dự án năng lượng tái tạo. Trong đó, Dự án Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3 & 4 (tổng công suất 1.500MW, dự kiến khởi công vào đầu năm 2021) là dự án đầu tiên sử dụng LNG nhập khẩu để sản xuất điện, được kỳ vọng sẽ tạo ra chuỗi giá trị về kinh tế cũng như định hướng phát triển cho ngành công nghiệp điện - khí LNG của Việt Nam trong tương lai.

Chủ tịch HĐQT PV Power Hồ Công Kỳ tin tưởng Tổng công ty sẽ vượt qua mọi khó khăn, thách thức, hoàn thành/hoàn thành vượt mức kế hoạch sản xuất kinh doanh năm 2020, làm tiền đề thực hiện thắng lợi kế hoạch 5 năm 2021 - 2025, phấn đấu đạt mục tiêu phát triển PV Power trở thành Tổng công ty công nghiệp điện - dịch vụ mạnh: Hiệu quả trong sản xuất kinh doanh - Chuyên nghiệp về quản trị - Mạnh về tài chính - Cao về sức cạnh tranh - Xanh về môi trường.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam rất vui mừng nhận được tin, đến 12 giờ ngày 6/4/2020, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam - CTCP (PV Power) đã vận hành các nhà máy điện an toàn, ổn định với tổng sản lượng điện đạt mốc 200 tỷ kWh.

Đây là thành tích vô cùng ý nghĩa và đáng tự hào, đánh dấu sự trưởng thành vượt bậc của đội ngũ cán bộ, kỹ sư, công nhân kỹ thuật của PV Power trong việc làm chủ công nghệ, vận hành và bảo dưỡng sửa chữa các nhà máy điện đảm bảo an toàn, tin cậy và hiệu quả. Điều này tiếp tục khẳng định bản lĩnh, trí tuệ, năng lực quản lý điều hành hoạt động sản xuất kinh doanh của Tổng công ty, đóng góp quan trọng vào những thành tựu của ngành Dầu khí Việt Nam trong công cuộc công nghiệp hóa, hiện đại hóa và bảo đảm an ninh năng lượng cho đất nước.

Đặc biệt hơn, trong bối cảnh cả nước nói chung và Tập đoàn nói riêng đang tập trung mọi nguồn lực để phòng chống dịch Covid-19 cũng như những tác động của giá dầu giảm sâu, việc PV Power đạt được cột mốc sản lượng 200 tỷ kWh điện nói trên càng đáng ghi nhận và tự hào, không chỉ minh chứng cho hiệu quả hoạt động của PV Power, mà còn tiếp thêm động lực cho các thành viên trong Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam vượt qua giai đoạn vô cùng khó khăn này.Thúy Hằng

TS. LÊ MẠNH HÙNG Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam


TỔNG SẢN LƯỢNG ĐIỆN

200 TỶ kWh

10 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

Theo nguyên lý thiết kế và yêu cầu của đơn vị cung cấp bản quyền công nghệ, các nhà máy lọc dầu phải tiến hành bảo dưỡng tổng

thể sau 3 - 4 năm hoạt động liên tục. Ngoài ra, theo tiêu chuẩn Việt Nam áp dụng cho các thiết bị áp lực, sau một thời gian vận hành, các thiết bị này cần được kiểm tra, đảm bảo an

toàn sản xuất. Công tác bảo dưỡng tổng thể còn giúp nâng cao hiệu suất vận hành, đảm bảo nhà máy hoạt động lâu dài và ổn định ở trên 100% công suất thiết kế.

CHUẨN BỊ CÁC KỊCH BẢN BẢO DƯỠNG TỔNG THỂ Công tác bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Lọc dầu Dung Quất lần thứ 4 theo kế

hoạch sẽ được thực hiện từ ngày 12/6 - 1/8/2020. Trước diễn biến phức tạp của dịch bệnh viêm đường hô hấp cấp do chủng mới của virus Corona (Covid-19), Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) đang cân nhắc các kịch bản cho đợt bảo dưỡng tổng thể này.

NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

11DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

Mặc dù công tác bảo dưỡng tổng thể lần 4 thường chỉ thực hiện trong thời gian gần 2 tháng, song BSR đã chuẩn bị các công việc từ trước đó 2 năm như: Xây dựng phạm vi công việc với trên 5.100 đầu công việc; xác định khối lượng và xây dựng dự toán; xây dựng sơ đồ tổ chức, phương án triển khai thực hiện; tổ chức mua sắm vật tư thiết bị, lựa chọn nhà thầu; lập kế hoạch và tiến độ chi tiết…

Khối lượng công việc bảo dưỡng tổng thể lớn, tiến hành trong thời gian ngắn với yêu cầu chất lượng nghiêm ngặt, nên các nhà máy lọc

dầu trên thế giới đều phải đấu thầu quốc tế để lựa chọn được các đơn vị bảo dưỡng chuyên nghiệp.

Trong 7 gói thầu chính, có 4 gói thầu có sự tham gia liên danh của các nhà thầu nước ngoài như: Dong IL (Hàn Quốc) thực hiện bảo dưỡng thiết bị và đường ống tại khu vực A2); Newwin (Malaysia) thực hiện bảo dưỡng thiết bị và đường ống tại khu vực A1, A3 và thiết bị và đường ống tại khu vực Polypropylene, phụ trợ và ngoại vi; HDS (Thái Lan) thực hiện bảo dưỡng thiết bị trao đổi nhiệt HE và AFC.

Ông Lê Xuân Hiển - chuyên gia phụ trách kế hoạch bảo dưỡng của BSR cho biết: Bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Lọc dầu Dung Quất lần thứ 4 có đến 65% khối lượng công việc do các nhà thầu Việt Nam thực hiện, 35% khối lượng công việc do các nhà thầu nước ngoài thực hiện. Các nhà thầu nước ngoài đảm nhiệm công việc quan trọng như thay thế, sửa chữa hạng mục liên quan đến các phân xưởng chính của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất như: Phân xưởng cracking xúc tác (RFCC), Phân xưởng chưng cất dầu thô (CDU), Phân xưởng reforming xúc tác (CCR).

Trước diễn biến phức tạp của dịch bệnh, công tác mua sắm, giao nhận các trang thiết bị, vật tư từ các nước G7 hay việc huy động nhân lực, chuyên gia (từ Ý, Đức, Pháp, Anh, Nhật Bản,…) của các nhà thầu đang gặp khó khăn do lệnh phong tỏa, cấm nhập cảnh.

Để chủ động trong công tác bảo dưỡng tổng thể, Phó Tổng giám đốc BSR Bùi Ngọc Dương cho biết, BSR đang theo dõi sát diễn biến của dịch bệnh tại Việt Nam cũng như trên thế giới, đồng thời trao đổi thường xuyên với các nhà thầu để có phương án điều chỉnh tiến độ bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Lọc dầu Dung Quất cho phù hợp. Một số kịch bản đã được xây dựng với các giải pháp ứng phó tương ứng.

Trong tình huống dịch bệnh kéo dài, chưa kiểm soát được, BSR có thể phải tính đến phương án lùi thời điểm thực hiện bảo dưỡng tổng thể sang năm 2021. BSR đã xây dựng kế hoạch đánh giá tổng thể tình trạng máy móc, thiết bị và có các giải pháp dự phòng để đảm bảo Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành tuyệt đối an toàn.

Hồng Minh

12 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIÊU ĐIỂM

Trong Quý I/2020, PV GAS đã tiếp nhận hơn 2,35 tỷ m3 khí ẩm; sản xuất và cung cấp gần 2,3 tỷ m3 khí khô (vượt kế hoạch 7%),

sản xuất và cung cấp 15,2 nghìn tấn condensate (vượt kế hoạch 8%); sản

xuất và kinh doanh 426,2 nghìn tấn LPG (vượt kế hoạch 31%).

Về chỉ tiêu tài chính, PV GAS ước đạt tổng doanh thu trên 17,5 nghìn tỷ đồng (vượt kế hoạch 14%), trong đó Công ty mẹ đạt gần 17 nghìn tỷ

đồng (vượt kế hoạch 13%). Lợi nhuận trước thuế của PV GAS đạt trên 2,6 nghìn tỷ đồng (vượt kế hoạch 33%), lợi nhuận sau thuế đạt trên 2,1 nghìn tỷ đồng (vượt kế hoạch 35%). PV GAS nộp ngân sách Nhà nước gần 1,14 nghìn tỷ đồng (vượt kế hoạch 59%).

PV GAS VƯỢT KẾ HOẠCH SẢN LƯỢNG QUÝ I/2020Mặc dù gặp khó khăn liên tiếp trong Quý I/2020, Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP

(PV GAS) đã hoàn thành vượt mức kế hoạch Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giao, trong đó chỉ tiêu sản lượng vượt kế hoạch từ 7 - 31%, chỉ tiêu tài chính vượt kế hoạch từ 14 - 59%.

Kho LPG Thị Vải. Ảnh: PV GAS

13DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

So với cùng kỳ năm 2019, các chỉ tiêu tài chính Quý I/2020 đạt thấp hơn, chủ yếu do sản lượng khí giảm 10%, giá dầu Brent giảm 13%, giá dầu FO giảm 28%.

Đồng thời, PV GAS cho biết đang tập trung nguồn lực để hoàn thành đưa vào vận hành giai đoạn 2 dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 điều chỉnh, đường ống thu gom, vận chuyển khí mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và cải hoán Nhà máy xử lý khí Dinh Cố để tiếp nhận khí Nam Côn Sơn 2; đảm bảo

Kho LPG Thị Vải. Ảnh: PV GAS

tiến độ thi công dự án Kho chứa LNG 1 triệu tấn tại Thị Vải...

Bên cạnh đó, PV GAS đã hoàn thành bảo dưỡng sửa chữa trên 1.100 đầu việc ngăn ngừa, đột xuất; triển khai các công việc/đầu việc bảo dưỡng sửa chữa lớn trong năm (Turnaround) tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố; chuẩn bị cho kế hoạch khảo sát và bảo dưỡng sửa chữa tuyến ống biển Sư Tử Vàng - Rạng Đông - Bạch Hổ - Long Hải, Tê Giác Trắng - Bạch Hổ, RP1-RC3, Nam Côn Sơn 2 - giai đoạn 1, PM3 - Cà Mau…

Trong Quý II/2020, PV GAS tập trung vận hành an toàn hệ thống khí; đảm bảo công tác vận hành, ấn định, điều độ khí để cấp tối đa khí và các sản phẩm khí cho các khách hàng. Tổng công ty tiếp tục triển khai công tác tái cấu trúc; kiểm soát tiến độ triển khai và vốn cho các dự án trọng điểm; làm việc với cấp có thẩm quyền về các vấn đề liên quan đến giá khí, cước phí, hợp đồng mua bán khí, kế hoạch thu dọn mỏ…

PV GAS cho biết sẽ tăng cường các giải pháp kiểm soát chặt chẽ chi phí, đánh giá hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh và đưa ra các cảnh báo về rủi ro; xây dựng và triển khai đồng bộ các giải pháp khai thác và sử dụng có hiệu quả mọi nguồn lực để hoàn thành các chỉ tiêu kế hoạch sản xuất kinh doanh năm 2020.

Trong đó, PV GAS tích cực áp dụng hệ thống quản trị doanh nghiệp tiên tiến để nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh; các giải pháp tối ưu hóa quy trình sản xuất kinh doanh, nâng cao hiệu suất vận hành các nhà máy, hệ thống khí, kho chứa. Nâng cao năng suất lao động thông qua việc đẩy mạnh phong trào phát huy sáng kiến, cải tiến kỹ thuật, hợp lý hóa sản xuất, ứng dụng khoa học công nghệ để tăng năng suất lao động, giảm giá thành sản phẩm, dịch vụ, chi phí đầu tư xây dựng, mua sắm, đảm bảo an toàn trong sản xuất và đầu tư.

PV GAS đang tập trung nguồn lực để hoàn thành đưa vào vận hành giai đoạn 2 dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 điều chỉnh, đường ống thu gom, vận chuyển khí mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và cải hoán Nhà máy xử lý khí Dinh Cố để tiếp nhận khí Nam Côn Sơn 2; đảm bảo tiến độ thi công dự án Kho chứa LNG 1 triệu tấn tại Thị Vải...

Thúy Hằng

14 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


thống xử lý khí trên giàn BR-E khi lưu lượng khí khai thác và hàm lượng CO2 tăng lên, nhưng vẫn phải đảm bảo yêu cầu chất lượng khí xuất và giảm thiểu hao hụt hydrocarbon.

2. Công nghệ tách CO2 bằng màng thấm

2.1. Khái quát chung về màng thấm

Màng cellulose acetate (cellulose acetate - CA) [1] là dạng màng thấm phổ biến nhất đang sử dụng trong quá trình làm ngọt khí. Gần đây, module tiền chế tổ hợp nhiều màng thấm đóng khung sẵn với cấu trúc nhỏ gọn, trọng lượng nhẹ… được áp dụng có hiệu quả cao cho các công trình ngoài khơi. Quá trình tách đơn giản của màng thấm có thể được mô tả dưới dạng sơ đồ như Hình 1.

Hiệu quả của quá trình tách phụ thuộc vào thành phần khí, vật liệu chế tạo màng và các điều kiện làm việc như lưu lượng đầu vào, nhiệt độ và chênh lệch áp suất. Phương trình tổng quan (phương trình 1) biểu diễn động học cho từng thành phần khí được xây dựng trên cơ sở định luật phân tán theo Adolf Fick [2], trong đó yếu tố động học là chênh lệch áp suất riêng phần qua chiều dày màng. Phương trình này là công cụ chính sử dụng trong

Ngày nhận bài: 23/12/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 23/12/2019 - 4/2/2020. Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/3/2020.

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ PHÂN TÍCH SỐ LIỆU TRONG TỐI ƯU HIỆU QUẢ TÁCH CO2 BẰNG MÀNG THẤM TRÊN GIÀN BR-E


Nguyễn Hải An, Trần Quốc ViệtTổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khíEmail: [email protected]

Tóm tắt

Công tác phát triển và vận hành khai thác các mỏ khí có hàm lượng carbon dioxide (CO2) cao hiện đang đặt ra thách thức mới cho các công ty điều hành khai thác dầu khí trên thế giới. Tách và loại bỏ khí acid khỏi dòng khí tự nhiên là quá trình xử lý không thể thiếu nhằm tăng chất lượng khí (tăng nhiệt trị) trước khi sử dụng. Công nghệ tách CO2 bằng màng thấm đã và đang được sử dụng hiệu quả trong các nhà máy xử lý khí tự nhiên, đặc biệt là để loại bỏ khí acid do có lợi thế so với các phương pháp khác về hiệu suất tách, tính gọn nhẹ và thân thiện với môi trường.

Hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E với công nghệ màng đã được sử dụng trên 10 năm. Thời gian tới sẽ đưa mỏ khí mới vào khai thác, đòi hỏi công suất xử lý khí ngày càng lớn (sản lượng 700 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày) và có hàm lượng CO2 rất cao (trên 50%). Khi đó, hiệu suất tách của hệ thống màng hiện tại không đảm bảo thông số kinh tế và kỹ thuật.

Trong bài báo này, tác giả sử dụng mô hình phân tích dữ liệu kết hợp với mô hình mô phỏng quá trình xử lý khí (phần mềm chuyên dụng HYSYS) nhằm tối ưu hóa hiệu suất cũng như điều chỉnh cấu hình hệ thống để nghiên cứu độ nhạy tham số (hàm lượng CO2) đối với lưu lượng khí thô khác nhau.

Từ khóa: Giàn BR-E, xử lý khí, công nghệ màng, cellulose acetate tách CO2.

1. Giới thiệu

Hệ thống màng thấm được thiết kế theo kiểu từng module với diện tích màng định sẵn, gắn trên các giá đỡ với kích thước được chuẩn hóa. Số lượng các module màng thấm phụ thuộc vào lưu lượng dòng khí cung cấp cũng như tiêu chuẩn lượng CO2 theo yêu cầu trong khí xuất. Nếu diện tích màng được cố định, sự gia tăng lưu lượng khí đầu vào sẽ dẫn đến sự gia tăng CO2 trong khí thương phẩm.

Trong suốt thời gian làm việc của màng, các thông số hoạt động của hệ thống liên tục điều chỉnh do đặc tính của màng (độ chọn lọc và tính thấm) thay đổi. Để hệ thống luôn đạt được các thông số kỹ thuật cần thiết, thiết kế của màng tách thường được đánh giá mức độ suy giảm hiệu suất tự nhiên (lão hóa màng).

Mục tiêu của nghiên cứu này nhằm đưa ra giải pháp hiệu chỉnh cấu hình và tối ưu thông số làm việc cho hệ

15DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

cả trường hợp đánh giá cũng như dự báo chính xác các thông số làm việc của màng thấm khí.

Trong đó:

J (m3(STP)/m2h): Hiệu suất dòng chảy của cấu tử gas i;

qp: Lưu lượng của cấu tử khí (i) thấm qua màng (m3(STP)/h);

Pi: Độ thấm của cấu tử khí i ((m3(STP)/m2hbar), ph và pl áp suất vào và ra của màng (bar), xi và yi hàm lượng của cấu tử khí i tại bề mặt trước vào sau của màng;

Am (m2) diện tích cần thiết của màng cho quá trình thấm. Độ thấm (P) được tính toán theo phương trình 2.

P = DAB × S (2)

Trong đó:

DAB (m2/s): Độ khuếch tán;

S (m3(STP)/m3bar): Hệ số hòa tan của khí trong màng. Tỷ số độ thấm giữa các đôi cấu tử khí (PA, PB) thể hiện hệ số tách hoặc độ lựa chọn của màng, α = PA/PB.

2.2. Module màng thấm

Để ứng dụng trong công nghiệp, các module màng được chế tạo từ các lá màng cellulose phối hợp với tấm vải cường lực [3, 4]. Lá màng gồm 2 phần: phần mỏng hơn ở bên ngoài cùng, phần dày hơn ở giữa và tiếp xúc trực tiếp với vải cường lực. Tổ hợp một hoặc nhiều lớp màng cuộn xoắn ốc bao quanh ống lõi đục lỗ sẵn và phân tách ra khỏi nhau bằng một miếng đệm chịu áp suất cao. Các lá màng được làm kín bằng một chất kết dính trên 3 cạnh; cạnh còn lại để hở nhằm tạo dòng chất lưu hướng vào ống lõi (Hình 2).

Khi đi qua các ống màng, khí thô được tách thành khí giàu methane áp suất cao (phần không thấm qua màng) và dòng khí áp suất thấp với hàm lượng carbon dioxide cao (thấm qua màng).

Khí thấm qua màng (CO2 cao)

Khí không thấm qua màng (CO2 thấp)

Màng thấm

G yi

R riF xi

Khí thô

Hình 1. Sơ đồ biểu diễn quá trình tách của màng thấm

Hình 2. Thành phần cấu tạo màng thấm [3]

, = , = = ( − ) (1)

Khí thô

Khí không thấm

Khí không thấm

Khí thấm qua màng

Lớp đệm cho khí thô

Lớp đệm cho khí thô

Màng thấm

Màng thấm

Lớp đệm cho khí thấm

16 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Khí không thấm (CO2 thấp)

Màng thấm

Khí thấm (CO2 cao)

Khí thô

2.3. Các dạng cấu hình màng thấm

Cấu hình màng 1 cấp tách gồm một hoặc nhiều đơn vị thẩm thấu được lắp đặt trong khung và có chung đường dẫn khí thô vào. Do đơn giản nên cấu hình 1 cấp tách (Hình 3) có chi phí đầu tư thấp nhất.

Theo sơ đồ, khí tự nhiên thô được đưa vào hệ thống, CO2 thấm qua màng đến phía áp suất thấp. Trong khi đó, khí không thấm qua màng sẽ có áp suất gần bằng áp suất đầu vào.

Thực tế ứng dụng trong công nghiệp [3], cấu hình này khó có thể đạt được chất lượng khí cao theo yêu cầu, đồng thời lượng hydrocarbon thấm qua màng rất lớn. Cấu hình nhiều cấp tách được đề xuất nhằm khắc phục nhược điểm của cấu hình tách một cấp và đạt được chất lượng sản phẩm và tỷ lệ thu hồi mong muốn. Mặc dù cấu hình đa tầng làm giảm tổn thất hydrocarbon đến mức tối thiểu, tuy nhiên, các hệ thống lại có chi phí đầu tư cao hơn đáng kể. Hình 4 minh họa sơ đồ dòng của hệ thống màng với 2 cấp tách, với dòng thấm của màng thứ 1 được đưa vào màng thứ 2. Do áp suất quá thấp nên dòng thấm cần phải được nén tăng áp và làm mát. Dòng hồi lưu của cấp tách thứ 2 được đưa trở lại hòa cùng với dòng khí thô. Luồng khí không thấm qua màng của cấp tách thứ 1 phải đảm bảo yêu cầu chất lượng của khí thương phẩm.

3. Hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E

Giàn tách BR-E được lắp đặt năm 2007 tại cụm mỏ PM3-CAA, cách khu công nghiệp khí Cà Mau khoảng 370km. Hệ

Hình 3. Sơ đồ đơn vị màng thấm 1 cấp tách

Hình 4. Sơ đồ cấu hình tách 2 cấp

thống thiết bị trên giàn thực hiện chức năng tách CO2 từ khí thô từ các giếng thuộc cụm mỏ phía Bắc và khí đồng hành từ các mỏ dầu ở phía Nam để xử lý xuất bán: 350 triệu ft3/ngày với tiêu chuẩn hàm lượng CO2 dưới 8% tại điều kiện áp suất 101bar và ổn định 3.700 thùng condensate.

Khí thô được thu gom từ các giàn đầu giếng thông qua đường ống ngầm dưới biển và đưa ngay vào bình tách đứng 2 pha để tách khí và condensate. Khí sau khi tách sẽ được đưa vào tổ hợp lọc để tiếp tục loại bỏ triệt để chất lỏng, hơi ngưng tụ nhằm tránh giảm áp suất cho cả hệ thống. Tiếp theo đó, khí còn được xử lý sơ bộ bởi các lớp tái sinh hấp phụ nhiệt độ (TSA) để loại bỏ đồng thời hơi nước, các chất thơm và các tạp chất khác (thủy ngân).

Sau khi được làm nóng tới nhiệt độ cần thiết, khí sẽ đi vào hệ thống làm ngọt khí với tổ hợp 2 cấp màng tách nhằm giảm hàm lượng CO2 theo yêu cầu. Tại đầu vào cấp tách thứ 1, dòng hồi lưu của cấp tách màng thứ 2 được đưa trở lại tạo thành luồng kết hợp với hàm lượng CO2 lên tới 40 - 45% mol. Khí thương phẩm được xuất khỏi hệ thống từ đầu ra của cấp tách thứ 1 và được đưa qua máy nén nâng áp suất để đưa khí vào bờ.

Phần condensate được thu gom từ các bước xử lý và chuyển tới hệ thống loại bỏ hydrocarbon nhẹ cho đạt yêu cầu chất lượng trước khi được lưu trữ trong tàu chứa và xuất bán.

3.1. Thông số vận hành hệ thống tách CO2

Trong quá trình làm việc, lưu lượng khí thô và hàm lượng CO2 thay đổi liên tục (Hình 6 biểu diễn tham số trong vòng 2 năm), nên đòi hỏi phải điều chỉnh tham số của cả hệ thống nhằm có được khí thương phẩm theo yêu cầu. Thực tế cho thấy chất lượng khí luôn đảm bảo yêu cầu ngay cả khi dòng khí thô với hàm lượng CO2 cao trên 40%. Tuy nhiên, lưu lượng khí (sau xử lý) thấp hơn đáng kể do phải điều chỉnh tăng lượng hao hụt khí hydrocarbon qua màng tách.

Hình 7 cho thấy tổng mức tách CO2 của các hàm lượng thay đổi nhau theo lưu lượng khí thô được đưa vào hệ thống màng. Khái niệm “tổng mức tách” được định nghĩa là tỷ phần của lưu lượng khí thấm qua toàn bộ hệ thống màng tách so với lưu lượng khí thô đầu vào.

Trong giai đoạn khảo sát, biểu hiện rõ ràng sự cần thiết phải điều chỉnh thông số hệ thống để có hiệu

Khí thô

Khí không thấm qua màng

Khí thấm qua màng

17DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Khí xuất sang giàn BRA

Lọc thô

Lọc bụi mịn, sươngCụm gia

nhiệt

Hệ thống tái sinh khí

Khí thương phẩm

CO2 < 8%mol

CO2

CO2

Bình tách khí/condensateHệ thống làm mát

Hệ thống làm mát

Cụm máy nén tăng áp cho cấp tách 2

Cụm màng tách cấp 1

Cụm màng tách cấp 2

Hệ thống ổn định

condensate

Lọc hấp phụ

Bình táchKhí thô từ cụm mỏ phía Bắc

Khí thô từ cụm mỏ phía Nam

Condensate tới giàn BRA

Nước thải

CW

30

32

34

36

38

40

42

44

46

0

100

200

300

400

500

600

700

Thán

g 1

Thán

g 2

Thán

g 3

Thán

g 4

Thán

g 5

Thán

g 6

Thán

g 7

Thán

g 8

Thán

g 9

Thán

g 10

Thán

g 11

Thán

g 12

Thán

g 1

Thán

g 2

Thán

g 3

Thán

g 4

Thán

g 5

Thán

g 6

Thán

g 7

Thán

g 8

Thán

g 9

Thán

g 10

Thán

g 11

Thán

g 12

201X 201Y

Hàm

lượn

g CO

2 (%

)

Lưu

lượn

g kh

í (tr

iệu

ft3 /n

gày)

Khí thô Khí xử lý Hàm lượng CO2 trong khí thô

Hình 6. Thông số xử lý khí

Hình 5. Sơ đồ thiết bị tách CO2 và ổn định condensate trên giàn BR-E [5]

suất tách phù hợp với lưu lượng khí thô (giảm), nhất là đối với hàm lượng CO2 cao. Cụ thể hơn, hàm lượng CO2 trong khí thu gom từ các giàn đầu giếng thay đổi khoảng ±5% so với giá trị trung bình 40%, nhưng giá trị mức độ tách CO2 có thể thay đổi tới 10%. Tương ứng với sự điều chỉnh này, hàm lượng CH4 bị cuốn theo dòng thấm qua màng

cũng sẽ bị ảnh hưởng, nhưng mức tách sẽ thấp hơn nhiều so với CO2 do lượng CH4 chiếm đa số trong tất cả dòng khí trong hệ thống.

Các thông số làm việc của hệ thống được phân tích theo hàm lượng CO2 trong dòng khí thô (đầu vào) với giới hạn lớn hơn 40% và nhỏ hơn 40%. Số liệu hàm lượng CO2

18 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

30 80 130 180 230 280 330 380 430

Tổng

mức

tách

Lưu lượng khí thô (triệu ft3/ngày)

CO2 > 40%

CO2 < 40%

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50Hàm lượng CO2 trong khí thô (%)

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

30 80 130 180 230 280 330 380 430

Tổng

mức

tách

Tổng

mức

tách

Khí thương phẩm (triệu ft3/ngày)

0,555

,

0

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50Hàm lượng CO2 trong khí thô (%)

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

30 80 130 180 230 280 330 380 430

Tổng

mức

tách

Tổng

mức

tách

Khí thương phẩm (triệu ft3/ngày)

0,555

,

0

thu thập được hoàn toàn trong khoảng 35 - 45%, thấp hơn nhiều so với dự kiến đưa các vỉa/mỏ khác vào khai thác có hàm lượng CO2 tới 50%. Do đo đạc trong điều kiện thực tế ngoài khơi nên dữ liệu có tồn tại lượng nhỏ điểm nhiễu nên không ảnh hưởng đến kết quả phân tích.

Hình 8 cho thấy mối quan hệ phụ thuộc với lưu lượng dòng giảm khi tổng mức tách CO2 tăng, tức là khi hàm lượng CO2 trong khí thô tăng lên buộc phải tăng tổng mức tách hay tăng lưu lượng khí thấm qua màng, dẫn tới tăng hao hụt hydrocarbon và giảm đáng kể lưu lượng khí thương phẩm. Ngoài ra, trong suốt thời gian theo dõi, không có hiện tượng hàm lượng CO2 vượt quá 8% trong khí thương phẩm và không có biểu hiện của hiện tượng suy giảm chức năng (lão hóa) màng.

Các giá trị mức tách của hệ thống màng thường được điều chỉnh tương ứng theo lưu lượng khí thô và hàm lượng CO2. Trong Hình 8, hàm lượng CO2 tăng lên vào khoảng

45 - 50% sẽ đòi hỏi hệ thống tăng giá trị tổng mức tách trong khoảng từ 0,5 - 0,6 đồng thời lưu lượng khí thương phẩm sẽ giảm chỉ còn khoảng 150 - 200 triệu ft3 chuẩn/ngày. Tăng giá trị tổng mức tách CO2 tức là phải tăng áp suất qua màng (làm tăng áp suất riêng phần) nên hệ quả là tăng lượng CH4 thất thoát do thấm qua màng.

3.2. Mô hình mô phỏng

Đánh giá và thiết kế hiệu suất của hệ thống màng tách thường phải sử dụng công cụ toán học để giải đồng thời hệ phương trình cân bằng vật chất. Đặc biệt đối với hệ thống đa cấp tách rất phức tạp mà bảng tính (Microsoft Excel) không đảm bảo tính chính xác cũng như thời gian tính toán. Do đó, việc sử dụng phần mềm mô phỏng quá trình xử lý với mô hình phù hợp đã được đề xuất nhằm đánh giá từng thông số và tối ưu hóa quá trình phức tách của màng thấm.

Về cơ bản, quá trình tách màng được mô hình hóa trên cơ chế khuếch tán chất lưu được biến đổi từ phương trình truyền khối của dòng chảy. Thực tế vận hành hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E đã khẳng định mức độ làm việc hiệu quả cao đúng với thiết kế trong thời gian dài. Thông số điều kiện biên cũng được cung cấp cho mô hình đối với cả trường hợp CO2 thấp và cao (so với thiết kế). Để điều chỉnh cấu hình và thông số làm việc của hệ thống đáp ứng với lưu lượng và hàm lượng CO2 cao hơn (tới 50%) trong khí thô, các thông số cần mô phỏng và kiểm chứng bởi mô hình xây dựng bởi phần mềm chuyên dụng HYSYS.

Mô hình mô phỏng được xây dựng nhất quán từ các dữ liệu và đặc tính tổ hợp của từng thiết bị trong hệ thống xử lý. Ngoài ra, mọi thông tin và kế hoạch hiệu chỉnh, sửa

Hình 8. Ảnh hưởng lưu lượng khí thương phẩm theo hàm lượng CO2 trong khí thô

Hình 7. Tổng mức tách CO2 đối với hệ thống màng trên giàn BR-E

19DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0,4 0,5 0,6 0,7Tổng mức tách

Số liệu đo

Poly (mô hình)

Lượn

g C

O2 t

hấm

qua

màn

g

chữa, thay đổi cũng phải được cập nhật vào mô hình. Để có thể sử dụng mô hình cho công tác dự báo hoặc tối ưu, dữ liệu lịch sử làm việc của hệ thống cần được mô phỏng lại và điều chỉnh thông tin hoặc điều kiện biên cho phù hợp. Do sẽ có các mỏ đưa vào khai thác mới, các trường hợp được xây dựng phải bao trùm đầy đủ khoảng thay đổi lưu lượng khí thô theo dự báo khai thác tổng thể cụm mỏ.

Tính chính xác của mô hình toán học và tính đúng đắn của các giải pháp ứng dụng cho hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E được đánh giá dựa trên dữ liệu đo đạc trực tiếp tại mỏ trong 2 năm. Dòng khí thô được đưa vào hệ thống tại áp suất 4.000kPag, áp suất đầu ra của dòng thấm được thiết lập 210kPa. Các thông số làm việc của màng tách CO2 được đo đạc và ghi lại cùng với sự thay đổi lưu lượng, tỷ lệ áp suất và chất lượng khí sau khi tách. Hình 9 biểu diễn độ phù hợp tốt giữa kết quả mô phỏng từ mô hình toán học và số liệu đo đạc trong dải điều chỉnh tổng mức tách toàn hệ thống.

Bảng 1. Các thông số của hệ thống xử lý

Hình 9. Kiểm chứng mô hình toán với số liệu đo đạc

Tham số Đơn vị Số liệu thực tế Trường hợp CO2

cao Trường hợp CO2

thấp Khí thô (đầu vào) Lưu lượng Triệu ft3 chuẩn /ngày 650 750 630 Áp suất kPag 4.000 4.000 4.000 Nhiệt độ oC 30 30 30 Hàm lượng CO2 % mol 38 - 44 50 35 Khí thương phẩm Lưu lượng Triệu ft3 chuẩn /ngày 400 360 450 Áp suất (yêu cầu) kPag 3.200 3.000 3.000 Nhiệt độ (cao nhất) oC 35 35 35 Hàm lượng CO2 % mol 7,8 - 8 8 8 Khí xả (CO2 ) Lưu lượng Triệu ft3 chuẩn /ngày 350 350 210 Áp suất (thấp nhất) kPag 250 250 250 Chênh áp kPa 800 800 800 Thu hồi hydrocarbon % 87 - 92 90 - 95 93 - 98

4. Kết quả và thảo luận

Nghiên cứu đánh giá khả năng đáp ứng của hệ thống thiết bị hiện tại trong trường hợp hàm lượng CO2 trong khí thô thay đổi từ 35 - 50%, xác định các yếu tố ảnh hưởng và đề xuất giải pháp tăng lưu lượng khí thương phẩm. Trong đó, lưu lượng tiềm năng tối đa qua hệ thống xử lý khí trên giàn BR-E được đánh giá trong cả 2 trường hợp vận hành tách CO2 cao nhất và thấp nhất. Đồng thời, xem xét sửa đổi cấu hình thiết bị để tăng hiệu suất tách, giảm hao hụt hydrocarbon. Tuy vậy, các sửa đổi này chỉ tập trung vào các thiết bị tách CO2 mà không xét đến các thiết bị khác trên giàn BR-E. Bảng 1 là các thông số của khí đầu vào và khí đầu ra của hệ thống xử lý (lưu lượng dòng chảy, áp suất, nhiệt độ và hàm lượng CO2) với các trường hợp tính toán: hiện tại; CO2 cao (50%) và CO2 thấp (35%).

Ngoài ra, một số thông số của màng được giả định: độ chọn lọc màng được đánh giá trong dải từ 5 - 80 với độ dày của màng 1.000A˚ (3,937 × 10-6 in.); hàm lượng CO2 trong khí thương phẩm đặt cố định 8%; áp suất đầu ra của khí không lớn hơn 3.000kPag; nhiệt độ đầu ra tối đa trong máy nén được giới hạn ở 35oC với tỷ lệ nén 20 trên mỗi giai đoạn máy nén.

4.1. Công suất máy nén

Ảnh hưởng của thành phần khí thô, áp suất đầu vào và độ chọn lọc của màng đối với

20 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


0

10

20

30

40

50

60

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 50 100 150 200

Độ

chọn

lọc

của

màn

g th

ấm

CO2 t

rong

khí

thô

Tổng diện tích màng thấm (m2)

0

10

20

30

40

50

60

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

10000 11000 12000 13000 14000 15000

Độ

chọn

lọc

của

màn

g th

ấm

CO2 t

rong

khí

thô

Công suất nén (mã lực)

Hình 11. Phân tích tổng diện tích màng theo hàm lượng CO2 trong khí thô

Hình 12. Hiệu quả tối ưu hệ thống và thông số làm việc của hệ thống màng tách

Hình 10. Phân tích yêu cầu công suất máy nén

yêu cầu công suất máy nén đã được phân tích đánh giá với các điều kiện làm việc đảm bảo hỗ trợ cho hiệu suất màng tách tốt nhất.

Hình 10 cho thấy công suất máy nén tăng lên theo hàm lượng CO2 trong khí thô cao. Tuy nhiên chỉ tăng đến điểm tối đa (phụ thuộc đặc tính của màng thấm), sau đó hiệu suất tách không yêu cầu tăng công suất máy nén nữa.

Độ chọn lọc của màng yêu cầu công suất máy nén phù hợp theo các dạng cấu hình cũng đã được phân tích đánh

giá như trên Hình 10. Khi tăng độ chọn lọc của màng từ 10 lên đến 20, sẽ đòi hỏi công suất máy nén tăng vọt từ trên 10.500hp lên tới 14.000hp. Nhưng sau đó, khi tăng độ chọn lọc của màng trên 20 thì máy nén sẽ được giảm tải dần. Do vậy, tùy thuộc vào điều kiện tách CO2 trong khí thô mà lựa chọn hợp lý độ chọn lọc cũng như điều kiện làm việc của màng thông qua việc tối ưu công suất máy nén.

4.2. Tổng diện tích màng thấm

Hàm lượng CO2 trong khí thô càng cao sẽ cần màng với diện tích lớn để tách nhằm đạt chất lượng yêu cầu khi sử dụng. Công nghệ và thiết bị tách CO2 bằng màng thấm thường có chi phí đầu tư ban đầu cao, đồng thời lượng thất thoát khí methane do cuốn theo khi tách cũng tương đối lớn, khó thu hồi. Do vậy, cấu hình tách 1 tầng song song không được áp dụng nhiều trong thực tế.

Hệ thống tách CO2 trên giàn BR-E có 2 cấp tách nên tổng diện tích màng tách tối ưu được đánh giá trên cơ sở hàm lượng CO2 trong khí thô (đầu vào). Theo số liệu trên Hình 11, tổng diện tích màng cần thiết chỉ tăng đến mức tối đa khi hàm lượng CO2 đạt 40% trong dòng khí vào, sau đó yêu cầu diện tích màng sẽ giảm nếu hàm lượng CO2 tiếp tục tăng lên. Mô hình mô phỏng còn cho thấy để thu hồi khí methane, yêu cầu diện tích màng ở cấp tách thứ 2 tương đối lớn, nhưng hiệu suất tách tốt hơn hẳn so với cấu hình 1 cấp tách. Hình 11 còn cho thấy ảnh hưởng của độ chọn lọc màng đối với tổng diện tích màng tại các cấu hình làm việc khác nhau. Khi tăng độ chọn lọc sẽ làm giảm tổng diện tích màng thấm. Đặc biệt lưu ý sử dụng độ chọn lọc hợp lý cho từng cấp tách khi luồng khí tách ở cấp 2 được hòa trở lại dòng đầu vào.

Trong quá trình đo đạc thực tế tại mỏ, hàm lượng CO2 và lưu lượng khí thô trong khoảng 35 - 45% và 650 triệu ft3 chuẩn/ngày tương ứng, thấp hơn so với thông số được thiết kế tối ưu khi đưa mỏ mới vào khai thác. Do vậy dữ liệu đo đạc sẽ được dùng để ngoại suy cho phù hợp với điều kiện làm việc mới của hệ thống: hàm lượng CO2 tăng lên đến 50% và lưu lượng khí thô đạt 750 triệu ft3 chuẩn /ngày. Thông số mô hình hệ thống được điều chỉnh đạt đến giá trị tối ưu để cung cấp 400 triệu ft3 chuẩn/ngày khí thương phẩm đảm bảo yêu cầu chất lượng khí dưới 8% CO2. Tuy nhiên hiệu suất thu hồi hydrocarbon của hệ thống chịu ảnh hưởng đáng kể khi buộc phải điều chỉnh giảm.

Cấu hình hệ thống tiếp tục được đánh giá bằng mô hình để hiệu chỉnh diện tích màng ở cả 2 cấp tách (sơ cấp và thứ cấp). Kết quả cho thấy mô hình cấu hình cần tăng

Lưu

lượn

g kh

í xuấ

t bán

(triệ

u ft

3 /ngà

y)

Lưu lượng khí thô (triệu ft3/ngày)

21DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

khoảng 30% diện tích màng để đạt được hiệu suất thu hồi hydrocarbon nhưng vẫn đảm bảo yêu cầu về chất lượng và lưu lượng khí thương phẩm.

5. Kết luận

Các dự án phát triển khai thác khí ngoài khơi thường rất đồ sộ, hiện đại và chi phí vận hành cao. Giàn BR-E tách CO2 và xử lý khí cụm mỏ PM3-CAA ứng dụng công nghệ xử lý màng thấm, đã được vận hành trên 10 năm và luôn đáp ứng các yêu cầu chất lượng khí xuất bán với hàm lượng CO2 thấp hơn 8%.

Phân tích dữ liệu và mô hình toán học cho phép thực hiện mô phỏng quá trình tách, tối ưu hóa và đánh giá hiệu suất của hệ thống màng tách 2 giai đoạn phức tạp. Trong nghiên cứu này, module HYSYS được sử dụng để mô phỏng và sau đó đánh giá hiệu quả của quá trình tách bỏ CO2, trong đó hàm lượng CO2 trong khí thô đã giảm từ 35 - 50% mol xuống còn 8% mol. Kết quả cho thấy với cấu hình màng phù hợp, điều kiện nhiệt độ, áp suất tối ưu, đặc điểm kỹ thuật của khí bán đã được đáp ứng và các thách

thức khi vận hành, như lưu lượng dòng chảy cao hoặc tắc nghẽn đã được giảm thiểu. Ngoài ra, mô hình mô phỏng quá trình xử lý có tiềm năng ứng dụng cho nghiên cứu tối ưu hóa và thiết kế hệ thống màng tách phức tạp.

Tài liệu tham khảo

1. P.Bernardo, E.Drioli, G.Golemme. Membrane gas separation: A review/state of the art. Industrial & Engineering Chemistry Research. 2009; 48 (10): p. 4638 - 4663.

2. https://en.wikipedia.org/wiki/Fick’s_laws_of_diffusion

3. Honeywell Company. UOP SeparexTM membrane technology. UOP LLC. 2009.

4. David Dortmundt, Mark Schott, Tom Cnop. Sour gas processing applications using separex membrane technology. UOP LLC. 2007.

5. BR-E CO2 removal process overview. PVEP.

Summary

Development of offshore high carbon dioxide (CO2) gas fields will indisputably pose new challenges for E&P companies in the world. Acid gas removal from natural gas is an indispensable treatment process that is required to boost the produced gas quality prior to its utilisation. The use of membrane units has increased in natural gas treatment plants, particularly for acid gas removal. Such technology shows tremendous advantages over other methods in terms of removal efficiency, compactness, and environmental friendliness.

BR-E CO2 removal facility using membrane technology has been utilised for more than 10 years. As new gas fields require increasingly high gas volumes (production of more than 700 million standard cubic feet per day) and have very high CO2 content (above 50%), existing membrane performance is no longer economical for such new field development.

In this paper, a data analysis model for membrane separation has been incorporated with HYSYS as a user defined unit operation in order to optimise performance and redesign the membrane system for CO2 separation from natural gas. Parameter sensitivities have been studied for different crude gas flow and its CO2 concentrations.

Key words: BR-E platform, gas treatment, membrane technology, cellulose acetate, CO2 removal.

APPLICATION OF DATA ANALYSIS MODEL FOR CO2 REMOVAL OPTIMISATION USING THE BR-E MEMBRANE SYSTEMNguyen Hai An, Tran Quoc VietPetrovietnam Exploration and Production CorporationEmail: [email protected]

22 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


cấu tạo Hàm Rồng, Hạ Long và Phả Lại. Một số nghiên cứu chi tiết về địa tầng do Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) thực hiện nhằm cung cấp các thông tin chi tiết về địa tầng và liên kết địa tầng của các giếng khoan với các khu vực lân cận giúp định hướng công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác đạt hiệu quả hơn. Trong bài báo này, tác giả chỉ đề cập đến các nghiên cứu về địa tầng và thạch học móng đá vôi của 3 giếng khoan SH1, SH2 và SH3 thuộc phía Nam Lô 106 được thành tạo vào cuối Paleozoic (PZ).

Khu vực nghiên cứu có hoạt động kiến tạo rất phức tạp nằm ở rìa phía Nam của mảng Nam Trung Hoa, gần đới khâu Sông Mã là ranh giới giữa mảng Nam Trung Hoa và Indochina [1]. Đới khâu Sông Mã xảy ra vào cuối Paleozoic do quá trình khép kín của 2 mảng trên và là nơi giao nhau của các đới và phụ đới kiến tạo chính [2] (Hình 1).

Với mục tiêu nghiên cứu chi tiết địa tầng trong các thành tạo đá vôi, tác giả sử dụng tổ hợp hóa thạch trùng lỗ bám đáy (benthic foraminifera) để mô tả nhận dạng trực tiếp hình dạng, sự sắp xếp các phòng phôi để xác định tên giống và loài. Đối với mẫu đá vôi nguyên khối (mẫu lõi, mẫu sườn) thực hiện gia công lát mỏng và phân tích dưới kính hiển vi phân cực. Đối với mẫu vụn sẽ tiến hành đúc các mảnh vụn sau khi được chọn thành khối trước khi mài lát mỏng. Cùng với việc nghiên cứu địa tầng là nghiên cứu đặc điểm thạch học của các thành tạo đá vôi chứa hóa thạch về thành phần, cấu trúc, giai đoạn thành tạo đá và ảnh hưởng của kiến tạo để đánh

Ngày nhận bài: 20/2/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/2 - 13/3/2020. Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/3/2020.

ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ SỰ PHÂN BỐ CỦA TRÙNG LỖ TRONG ĐÁ VÔI PERMIAN PHÍA NAM LÔ 106, BỂ SÔNG HỒNG


Mai Hoàng Đảm, Vũ Thị TuyềnViện Dầu khí Việt NamEmail: [email protected]

Tóm tắt

Bài báo giới thiệu kết quả nghiên cứu chi tiết về địa tầng của một số giếng khoan qua móng đá vôi bởi các tổ hợp hóa thạch trùng lỗ bám đáy (benthic foraminifera) và đặc điểm thạch học. Kết quả nghiên cứu cho thấy các thành tạo đá vôi chủ yếu là packstone, wackestone, mudstone chứa phong phú hóa thạch trùng lỗ đặc trưng cho thời kỳ Permian (Wuchiapingian - Changhsingian). Thành phần thạch học của đá chưa bị biến đổi nhiều nên các hóa thạch được bảo tồn khá tốt, trong đó các khung hóa thạch bị thay thế bởi xi măng calcite và dolomite. Lỗ rỗng được thành tạo chủ yếu bởi sự nén ép của các khối đá móng tạo nên dạng khe nứt. Các khe nứt chủ yếu được lấp đầy bởi các khoáng vật calcite, dolomite và silic do ảnh hưởng của các hoạt động magma và quá trình thủy nhiệt.

Từ khóa: Hóa thạch trùng lỗ, móng đá vôi, địa tầng, đá vôi packstone, đá vôi wackestone, đá vôi mudstone.

1. Giới thiệu chung

Bể trầm tích Sông Hồng được lấp đầy bởi các trầm tích Đệ Tam, có cấu trúc địa chất rất phức tạp với nhiều đới phân dị khác nhau và thành phần đá móng đa dạng gồm: đá biến chất kết tinh gneiss, đá nội sinh, trầm tích mảnh vụn và các thành tạo đá vôi. Trong đó, móng đá vôi trước Cenozoic được tìm thấy khá phổ biến ở khu vực phía Bắc của bể Sông Hồng thuộc các cụm cấu tạo: Hàm Rồng, Yên Tử, Phả Lại, Đồ Sơn. Các thành tạo móng đá vôi bắt đầu trở thành đối tượng quan trọng khi phát hiện sản phẩm hydrocarbon chứa trong móng ở khu vực Lô 102 - 106. Tuy nhiên, việc nghiên cứu về địa tầng ở khu vực này còn nhiều hạn chế bởi số lượng mẫu (giếng khoan) chưa nhiều.

Một số dự án nghiên cứu tổng thể về kiến tạo, thạch học, địa tầng đã được Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) thực hiện bởi các tuyến khảo sát thực địa vùng Hải Phòng, Hải Dương, Hạ Long, Cát Bà để liên hệ đối sánh với các thành tạo bên dưới bể Sông Hồng. Kết quả nghiên cứu cho thấy giữa chúng có mối quan hệ về nguồn gốc với nhau, các khối móng đá vôi chủ yếu được thành tạo trong thời kỳ Devonian - Carboniferous thuộc các hệ tầng: Tràng Kênh, Phố Hàn và Bắc Sơn ở các cụm

23DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

giá khả năng chứa của đá. Nghiên cứu được thực hiện trên 103 mẫu (5m/mẫu) phân tích hóa thạch trùng lỗ và 30 mẫu (20 - 30m/mẫu) phân tích các chỉ tiêu thạch học.

2. Đặc điểm thạch học đá vôi

Trong khoảng độ sâu nghiên cứu, đá vôi có thành phần chính là khoáng calcite không chứa sắt, có màu hồng, đôi chỗ có sự hiện diện của calcite chứa sắt, có màu tím do nhuộm màu và dolomite không chứa sắt. Mảnh vụn sinh vật như trùng lỗ bám đáy (benthic foraminifera), echinoderm, coral, tảo (algae), bryozoa, brachiopod hiện diện trong đá. Do các hoạt động kiến tạo, nén ép và quá trình tạo đá tạo ra các nứt nẻ và kiến trúc dạng đường khâu (stylolite: đường nứt ngoằn ngoèo được tạo ra do sự hòa tan khoáng vật), bị lấp đầy bởi khoáng calcite chứa sắt, dolomite.

Các khoáng vật kết tinh sau quá trình lắng đọng trầm tích silicite (chalcedony) trám vào các nứt nẻ của đá, giống như các đai mạch xâm nhập vào đá vôi và lấp đầy các khe nứt. Các lỗ rỗng của đá được tạo ra do sự hòa tan (vuggy pores) và nứt nẻ (fractured pores) đôi chỗ còn được bảo tồn. Trên cơ sở phân loại của Dunham (1962), đá vôi trong khu vực nghiên cứu được phân loại là: packstone, wackestone và mudstone. Ở khu vực cấu tạo SH2, SH3 đặc trưng bởi tướng đá vôi wackestone, bùn vôi (mudstone) và khu vực cấu tạo SH1 là đá vôi packstone, wackestone bị dolomite hóa và tái kết tinh mạnh.

Đá vôi packstone chứa hàm lượng tương đối các mảnh vụn sinh vật như: foraminifera, tảo, echinoderm, coral, bryozoa, brachiopod và các mảnh hóa thạch khác chiếm hàm lượng trên 10% trong tổng thành phần của đá. Các mảnh vụn sinh vật và mảnh hóa thạch tiếp xúc nhau và được gắn kết bởi bùn vôi và bùn vôi kết tinh thành microspar calcite (4 - 10µm), pseudospar calcite (10 - 50µm) và đôi khi chúng bị dolomite hóa. Khung sinh vật bị thay thế hoàn toàn bởi calcite, phòng phôi của

hóa thạch cung được lấp đầy bởi calcite kết tinh hạt thô và cấu trúc sinh vật vẫn được bảo tồn tốt. Đá bị nứt nẻ phần nào được lấp đầy bởi khoáng calcite không chứa sắt có màu hồng và calcite chứa sắt có màu tím nhạt.

Đá vôi wackestone chứa hàm lượng thấp hơn các mảnh vụn sinh vật như foraminifera, ostracods, tảo và các mảnh sinh vật khác chiếm khoảng 10% trong tổng hàm lượng đá. Các mảnh vụn sinh vật trôi nổi trên nền bùn vôi có kiến trúc vi hạt, đôi chỗ bùn vôi calcite bị biến đổi thành dolomite và bị thay thế bởi silicite. Khung sinh vật và phòng phôi bị thay thế, lấp đầy hoàn toàn bởi calcite. Đá bị nứt nẻ, có kiến trúc dạng đường khâu và trám bởi khoáng calcite không chứa sắt.

Mudstone có thành phần phổ biến là bùn vôi, có kiến trúc vi hạt và một lượng nhỏ bùn vôi kết tinh thành khoáng calcite có kích thước microspar và micrite (< 4µm). Mảnh vụn sinh vật như foraminifera, ostracods và những mảnh vỡ sinh vật không xác định, chiếm dưới 10% tổng hàm lượng đá. Các mảnh vụn sinh vật nằm trôi nổi trên nền bùn vôi, đôi chỗ bùn vôi calcite bị biến đổi thành dolomite và bị thay thế bởi silicite.

Đá dolomite được thành tạo từ đá vôi packstone, wackestone bị dolomite hóa trong quá trình biến đổi sau trầm tích. Kiến trúc của đá dạng nửa tự hình (planar-subhedral). Đá dolomite phân bố xen kẹp trong đá vôi packstone và wackestone. Mảnh vụn sinh vật trong đá chủ yếu bị dolomite hóa.

Kết quả phân tích hình ảnh dưới kính hiển vi điện tử quét (SEM) thể hiện hình dạng tinh thể của các khoáng calcite vi hạt (Ca), kích thước micro < 4µm và khoáng dolomite (Do) có dạng hình thoi tự hình với kích thước > 50µm (Hình 3e và f ). Cùng với kết quả phân tích nhiễu xạ tia X (XRD) cho toàn bộ đá thấy rằng đá vôi phổ biến là khoáng vật carbonate, trong đó thành phần calcite chiếm hàm lượng phổ biến,

Hình 1. Sơ đồ phân chia các đới và phụ đới kiến tạo phía Bắc bể Sông Hồng [2]

24 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Hình 2. Ảnh chụp lát mỏng thạch học trong giếng khoan SH3. (a) 2.330 - 2.333m, (b) 2.375 - 2.378m và (c) 2.516 - 2.519m. Thành phần chính của đá là calcite vi tinh không chứa sắt (Mi-Ca) có màu hồng xen lẫn lượng nhỏ vật chất hữu cơ (Org), đôi chỗ bị thay thế bởi dolomite (mũi tên trắng) và silicite. Đá chứa mảnh vụn sinh vật foraminifera (Fo), odstracod (Os) và mảnh vỡ sinh vật (Bio). Đá bị nén ép tạo nứt nẻ (mũi tên màu xanh) và được lấp đầy bởi khoáng calcite hạt thô hơn (Ca).

Hình 3. Ảnh chụp lát mỏng thạch học và SEM trong giếng khoan SH1. (a) 3.989m, (b) 3.920m, (c) 3.950m, (d) 3.791m, (e) 3.783,5m, (f) 3.766m. Thành phần chính của đá là khoáng calcite không chứa sắt (Ca) có màu hồng, đôi chỗ bị thay thế bởi dolomite (Do). Mảnh vụn sinh vật foraminifera (Fo), echinoderm (Ech), tảo (Alg) và mảnh vỡ sinh vật (Bio). Đá bị nén ép tạo nứt nẻ (mũi tên) và kiến trúc dạng đường khâu (Styl), được lấp nhét bởi sét (Cl), calcite chứa sắt (Fe-Ca) và đai mạch silica (dyke). Dolomite dạng nửa tự hình (Do) thay thế vào calcite vi hạt, sau đó dolomite thô hạt hơn tự hình hơn kết tinh sau.

ít hơn là dolomite và hiếm siderite. Các khoáng vật như thạch anh, feldspar chiếm hàm lượng nhỏ (Hình 4).

Kết quả nghiên cứu thạch học cho thấy đá vôi trong khu vực này trải qua quá trình biến đổi sau trầm tích như sự kết tinh của bùn vôi thành khoáng calcite, sự dolomite hóa. Quá trình nén ép, hòa tan tạo những nứt nẻ và kiến trúc dạng đường khâu, đôi chỗ nứt nẻ bị lấp đầy bởi khoáng calcite, dolomite và silicite.

Sự kết tinh của bùn vôi thành khoáng calcite: Thành phần bùn vôi của đá vôi kết tinh thành những khoáng calcite có kích thước từ micrite đến pseudospar. Bùn vôi bên trong mảnh vụn sinh vật kết tinh thành khoáng calcite vi hạt và khoáng calcite hạt thô bao quanh mảnh vụn sinh vật tạo thành kiến trúc khảm.

Dolomite hóa: Khoáng calcite vi hạt bị thay thế một phần bởi khoáng dolomite có kích thước mịn - thô và đôi khi lấp vào những nứt nẻ. Dolomite hạt thô, tự hình hơn được thành tạo sau, trong giai đoạn chôn vùi.

Nứt nẻ và kiến trúc dạng đường khâu: Do hoạt động kiến tạo hình thành nứt nẻ và kiến trúc dạng đường khâu và được lấp đầy bởi calcite, dolomite.

Nhìn chung, hệ thống lỗ rỗng quan sát được chủ yếu là lỗ rỗng nứt nẻ (fractured pores), lỗ rỗng hòa tan (vuggy và mouldic pores) và lỗ rỗng giữa các tinh thể dolomite (intergranular pores). Do ảnh hưởng của quá trình thủy nhiệt các khe nứt, đứt gãy bị lấp nhét bởi vật liệu silica giống như các đai mạch và các kết hạch xâm nhập vào đá vôi và lấp đầy các khe nứt làm hạn chế khả năng chứa của đá.

25DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Hình 4. Biểu đồ phân tích XRD cho toàn bộ đá tại độ sâu 4.015m trong giếng khoan SH1

Kết quả phân tích thạch học và sự hiện diện của các dấu vết hóa thạch, đặc biệt là các tổ hợp giống loài của foraminifera cho thấy đá bùn vôi (mudstone) và đá vôi wackestone có thành phần bùn vôi, chứa ít mảnh vụn sinh vật phổ biến lắng đọng trong môi trường biển có năng lượng thấp, nước tương đối yên tĩnh. Đá vôi packstone chứa mảnh vụn sinh vật và mảnh vụn đá vôi nhiều hơn,

chúng được lắng đọng trong môi trường biển có năng lượng thay đổi từ thấp đến cao và ngược lại.

3. Đặc điểm phân bố trùng lỗ trong đá vôi tuổi Permian

Các thành tạo móng đá vôi trong khoảng độ sâu nghiên cứu chứa phong phú hóa thạch trùng lỗ bám đáy kích thước lớn (larger benthic foraminifera - LBF). Các

Hình 5. Sự phân bố hóa thạch trùng lỗ (LBF) trong giếng khoan SH1 đặc trưng cho tuổi Permian

26 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Hình 6. Đặc điểm vách ngăn keriotheca họ Schwagerinidae tìm thấy trong giếng khoan SH1

Hình 8. 1. Boultoniinae, 2. Nodosinelloides netschajewi, 3. Nodosinelloides sp. trong giếng khoan SH2; 4 - 6. Các dạng tảo Koninckopora trong giếng khoan SH1. Thước tỷ lệ 100µm

khung hóa thạch chủ yếu bị thay thế bởi xi măng calcite

và dolomite, bên trong các phòng cung bị dolomite hóa

nhưng vẫn bảo tồn nguyên vẹn cấu trúc của hóa thạch.

Tổ hợp hóa thạch tìm thấy đặc trưng cho thời kỳ

Paleozoic muộn (Permian) được phân bố chủ yếu ở khu

vực Đông Bắc Việt Nam và các vùng lân cận [4, 5]. Các đại

diện tiêu biểu gồm các giống: Nodosinelloides, Nodosaria,

Geinitzina, Codonofusiella, Pachyphloia, Rectoglandulina,

Palaeotextularia, Reichelina, Cribrogenerina và phong phú

các mảnh của thượng họ Fusulinacae có đặc trưng vách

ngăn uốn nếp mạnh và tường vỏ keriotheca rất rõ mà tiêu biểu là họ Schwagerinidae (Hình 6). Bộ Fusulinida có đặc điểm tường vỏ keriotheca phân bố chủ yếu trong tuổi Carboniferous muộn (bậc Kasimovian) đến Permian muộn (bậc Changhsingian) [6 - 8]. Ngoài ra, các hóa thạch dạng tảo cung rất phong phú chủ yếu là nhóm Konickopora (Hình 8 (4 - 6)). Bên cạnh đó, tổ hợp này có mặt rất phong phú trong các thành tạo đá vôi ở một số khu vực phía Nam Trung Hoa (Meishan, Laibin, bể trầm tích Nanpanjiang), Thái Lan, Malaysia, Nhật Bản và Iran đặc trưng cho giai đoạn Changhsingian muộn [9 - 11].

Hình 7. Sự phân bố hóa thạch trùng lỗ trong giếng khoan SH3

27DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Trong một số công trình nghiên cứu về trùng lỗ Paleozoic [4, 5] đã ghi nhận sự phân bố của tổ hợp hóa thạch ở một số khu vực lộ ra trên lục địa Việt Nam và các khu vực lân cận:

Giống Globivalvulina Schubert, 1921 được phân bố từ Serpukhovian đến phần muộn nhất Permian [10]. Giống Reichelina Erk, 1942 được xác định trong khoảng từ Wuchiapingian đến Changhsingian ở vùng Nam

Hình 9. Hóa thạch đặc trưng tuổi Permian trong giếng khoan SH1. 1 - 3. Nodosinelloides sp. (Mamet và Pinard, 1992) lần lượt tại 3.970m, 4.015m và 4.025m, 4 - 5. Geinitzina sp. (Spandel, 1901) lần lượt tại 4.030m và 4.005m, 6. Protonodosaria sp. (Gerke, 1959) tại 4.035m, 7. Geinitzina sp. (Spandel, 1901) tại 4.015m, 8 - 9. Sichotenella sp. tại 4.030m, 10. Globivalvulina sp. (Schubert, 1921) tại 4.038m, 11. Protonodosaria sp. (Gerke, 1959) tại 4.035m, 12. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) tại 4.035m, 13. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) tại 4.005m, 14. Pachy-phloia sp. (Lange, 1925) tại 3.985m, 15. Diplosphaerina sp. (Derville, 1952) tại 4.020m, 16. Protonodosaria sp. (Gerke, 1959) tại 4.035m, 17. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) tại 4.025m, 18. Cribrogenerina sp. (Schubert, 1908) tại 4.035m, 19. Nodosaria sp. (Lamarck, 1812) tại 4.025m, 20. Neodiscus (?) sp. (Miklukho-Maklay, 1953) tại 3.985m, 21. Protonodosaria sp. (Gerke, 1959) tại 4.030m. Thước tỷ lệ 100µm.

28 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Hình 10. Hóa thạch đặc trưng tuổi Permian trong giếng khoan SH1. 1. Plectogyra sp. (Ganelina, 1966) tại 3.989m, 2. Climacammina sp. (Brady, 1873) tại 3.989m, 3 - 4. ENDOTHYRIDAE (Brady, 1884) tại 4.015m, 5 - 6. Schubertella sp. (Staff và Wedekind, 1910) tại 4.020m và 3.995m, 7. Profusulinella sp. (Rauzer-Chernousova và Belyaev, 1936) tại 4.015m, 8. Palaeotextu-laria sp. (Schubert, 1921) tại 3.989m, 9 - 10. Fusiella sp. (Lee và Chen, 1930) tại 3.995m và 4.005m, 11. Rectoglandulina sp. (Loeblich và Tappan, 1955) tại 4.035m, 12. Codonofusiella sp. (Dunbar và Skinner, 1937) tại 4.005m, 13. Profusulinella sp. tại 4.035m, 14. Schwagerinidae (Dunbar và Henbest, 1930) tại 4.035m. Thước tỷ lệ 100µm.

Trung Hoa [10]. Ở miền Bắc Việt Nam, địa tầng phân bố của Reichelina trong Permian muộn chủ yếu ở vùng Đông Bắc (Cao Bằng, Lạng Sơn) thuộc hệ tầng Bắc Sơn (Wuchiapingian) và Đồng Đăng (Changhsingian) [5].

Giống Pachyphloia Lange, 1925 xuất hiện đầu tiên từ Sakmarian và biến mất vào phần muộn nhất của Permian ở vùng Nam Trung Hoa [10]. Ở Việt Nam, Pachyphloia phân

bố địa tầng chủ yếu Permian giữa đến muộn và phổ biến ở khu vực Đông Bắc thuộc các hệ tầng Bắc Sơn và Đồng Đăng, ở thềm lục địa chỉ mới phát hiện ở một số giếng khoan Lô 106 [5].

Giống Schubertella Staff và Wedekind, 1910 được phát hiện phổ biến ở miền Bắc (Bắc Kạn, Quảng Ninh, Thái Nguyên, Quảng Bình) trong khoảng từ Carboniferous

29DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Hình 11. Hóa thạch đặc trưng tuổi Permian trong giếng khoan SH3. 1. Globivalvulina (?) sp. (Schubert, 1921) tại 2.327m, 2. Eoendothyra sp. (Miklukho - Maklay, 1960) tại 2.378m, 3. Palaeotextularia (?) sp. (Schubert, 1921) tại 2.378m, 4. Palaeotextularia sp. (Schubert, 1921) tại 2.327m, 5-6. Palaeotextularia sp. (Schubert, 1921) tại 2.378m, 7. Palaeotextularia sp. (Schubert, 1921) tại 2.333m, 8. Rectogandulina (?) sp. (Loeblich và Tappan, 1955) tại 2.327m, 9 - 10. Rectogandulina sp. (Loeblich và Tappan, 1955) lần lượt tại 2.378m và 2.540m, 11 - 12. Nodosinelloides sp. (Mamet và Pinard, 1992) tại 2.327m, 13. Nodosinelloides sp. (Mamet và Pinard, 1992) tại 2.540m, 14 - 15. Geinitzina sp. (Spandel, 1901) lần lượt tại 2.354m và 2.519m, 16 - 17. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) lần lượt tại 2.327m và 2.348m, 18-19. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) tại 2.354m, 20. Pachyphloia sp. (Lange, 1925) tại 2.510m. Thước tỷ lệ 100µm.

muộn (Moscovian) đến Permian thuộc hệ tầng Bắc Sơn [5]. Giống Cribrogenerina Schubert, 1908 phân bố trong Permian muộn (Changhsingian) thuộc hệ tầng Đồng Đăng được tìm thấy ở Cao Bằng, Lạng Sơn [5]. Họ

Schwagerinidae Dunbar et Henbest, 1930 rất đặc trưng cho địa tầng Permian thuộc hệ tầng Bắc Sơn ở khu vực phía Bắc (Sơn La, Hà Giang, Lạng Sơn) và cả phía Nam (Kiên Giang) thuộc hệ tầng Hà Tiên [5].

30 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Tổ hợp Nodosinelloides - Geinitzina đặc trưng cho Permian sớm được ghi nhận ở Iran [12]. Tổ hợp Codonofusiella - Reichelina khá phong phú ở vùng Đông Bắc, thuộc hệ tầng Bắc Sơn tương ứng với bậc Wuchiapingian [4]. Bên cạnh đó, phần muộn nhất của Permian được ghi nhận là sự xuất hiện của giống Codonofusiella Dunbar et Skinner, 1937 ở miền Nam Nhật Bản [13]. Ở Việt Nam, Codonofusiella phân bố trong Permian giữa - muộn của các hệ tầng Bắc Sơn, Đồng Đăng, Hà Tiên (Hà Giang, Cao Bằng, Điện Biên, Quảng Bình, Kiên Giang).

Từ kết quả nghiên cứu cho thấy sự tương đồng của các tổ hợp hóa thạch trong các giếng khoan SH1, SH2, SH3 và có thể liên kết với các khu vực lân cận. Tuy nhiên, trong các giếng khoan SH2, SH3, tổ hợp hóa thạch không phong phú, chủ yếu là giống Nodosinelloides, Pachyphloia, Geinitzina, Rectoglandulina, Palaeotextularia và mảnh hóa thạch thuộc phụ họ Boultoniinae (Skinner, 1954) thường phong phú trong khoảng tuổi Permian (Hình 8 (1 - 3), 9, 10 và 11). So sánh với các nghiên cứu trong khu vực lô 102, 106, 107 thì tổ hợp hóa thạch trùng lỗ được tìm thấy trong các giếng khoan SH1, SH2 và SH3 là trẻ nhất trong Paleozoic, trong khi các tổ hợp hóa thạch trùng lỗ đặc trưng Devonian - Carboniferous được tìm thấy trong các giếng khoan lân cận: HR, HRN, PL, HL và DS [14, 15].

4. Kết luận

Các thành tạo móng đá vôi trong khoảng độ sâu khoan nghiên cứu ít bị biến đổi, chủ yếu là đá vôi packstone, wackestone và mudstone. Đá vôi chứa phong phú tổ hợp hóa thạch trùng lỗ với 24 giống và loài được xác định. Các tổ hợp này đặc trưng cho tuổi Permian giữa - muộn trong khu vực nghiên cứu. Trong đó, sự hiện diện phong phú của thượng họ Fusulinacea với đặc điểm vách ngăn có uốn nếp mạnh và cấu trúc tường vỏ kiểu keriotheca mà tiêu biểu là họ Schwagerinidae. Tổ hợp này được ghi nhận là trẻ nhất trong tất cả các giếng khoan được nghiên cứu của Lô 106 và khu vực lân cận. Ngoài ra, thượng họ Fusulinacae còn phân bố chủ yếu trong các khối đá vôi khu vực Đông Bắc Việt Nam và các khu vực lân cận phía Nam Trung Hoa.

Thành phần khoáng vật calcite chiếm hàm lượng phổ biến trong đá vôi và ít hơn là dolomite, hiếm siderite. Đá vôi trải qua quá trình biến đổi sau trầm tích do bị tác động bởi sự nén ép, hoạt động thủy nhiệt và sự xâm nhập của các đai mạch silicite tạo nên các dạng lỗ rỗng nứt nẻ, lỗ rỗng hòa tan và lỗ rỗng giữa các khoáng dolomite. Trong đó, lỗ rỗng dạng nứt nẻ là chủ yếu nhưng bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcite và dolomite, điều này làm hạn chế khả năng chứa của đá.


1. Ian Metcalfe. Palaeozoic-Mesozoic history of SE Asia. The SE Asian Gateway: History and Tectonics of the Australia-Asia Collision. 2011; 355: p. 7 - 35.

2. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Đánh giá tiềm năng bể Sông Hồng thuộc Dự án: “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. 2012.

3. L.H.Nielsen, H.I.Petersen, N.D.Thai, N.A.Duc, M.B.W.Fyhn, L.O.Boldreel, H.A.Tuan, S.Lindström, L.V.Hien. A Middle-Upper Miocene fluvial-lacustrine rift sequence in the Song Ba rift, Vietnam: An analogue to oil-prone, small-scale continental rift basins. Petroleum Geoscience. 2007; 13: p. 145 - 168.

4. Đặng Trần Huyên. Địa tầng các trầm tích Phanerozoi ở Đông Bắc Bộ. Viện Khoa học Địa chất và Khoáng sản. 2007.

5. Đoàn Nhật Trưởng. Atlas cổ sinh vật Việt Nam (Tập Trùng lỗ). Viện Khoa học Địa chất và Khoáng sản. 2012.

6. Daniel Vachard. New SEM obdervations of Keriothecal walls: Implications for the evolution of Fusulinid. Journal of Foraminiferal Research. 2004; 34(3): p. 232 - 242.

7. Alfred R.Loeblich, Helen Tappan. Foraminifera genera and their classification. Journal of Foraminiferal Research. 1988; 18(3): p. 271 - 274.

8. J.R.Groves. Suborder Lagenide and other smaller foraminifers form uppermost Pennysylvanian-lower Permi rocks of Kansas and Oklahoma. Micropaleontology. 2000; 46(4): p. 285 - 326.

9. Haijun Song, Jin-Nan Tong, Ke-Xin Zhang, Qin-Xian Wang, ZHong-Qiang Chen. Foraminiferal survivors from the Permian-Triassic mass extinction in the Meishan section, South China. Palaeoworld. 2007; 16: p. 105 - 119.

10. Jérémie Gaillot, Daniel Vachart, Thomas Galfetti, Rossana Martini. New latest Permian foraminifers from Laren (Guangxi Province, South China): Palaeobiogeographic implications. Geobios. 2009; 42(2): p. 141 - 168.

11. ZHong-Qiang Chen, Annette D.George, W-R.Yang. Effects of Middle-Late Permian sea-level changes and mass extinction on the formation of the Tieqiao skeletal mound in the Laibin area, South China. Australian Journal of Earth Sciences. 2009; 56(6): p. 745 - 763.

12. Hamed Yarahmadzahi, Daniel Vachard, Bahareh. Dibadin. Smaller foraminifers from the lower permian

31DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Summary

The paper presents a detailed stratigraphic study of some wells which drilled through carbonate basement formations by analising larger benthic foraminifera assemblages and lithological characteristics of carbonate rock. The results show that the limestone formations are mainly packstone, wackestone and mudstone which contain abundant fossilised coincidence characteristic for the Permian period (Wuchiapingian - Changhsingian). The petrographic composition of the rock has been less altered so most of the fossil traces are quite well preserved, in which the fossil frames were replaced by calcite and dolimite cement. The pores are formed mainly by the compression of the blocky carbonate basements and they are filled by calcite, dolomite and silicon due to the influence of magma and hydrothermal activities.

Key words: Foraminifera fossils, carbonate basement, stratigraphy, packstone, wackestone, mudstone.

CHARACTERISTIC OF PETROLOGY AND DISTRIBUTION OF LARGER BENTHIC FORAMINIFERA OF PERMIAN CARBONATE IN THE SOUTHERN PART OF BLOCK 106, SONG HONG BASIN Mai Hoang Dam, Vu Thi TuyenVietnam Petroleum InstituteEmail: [email protected]

emarat formation, east of Firuzkuh (Central Alborz, Iran). Research in Paleontology and Stratigraphy. 2016; 122(3): p. 103 - 118.

13. Ursula Leppig. Codonofusiella (Fusulinidae): Shell architecture and its functional meaning. Marine Micropaleontology. 1995; 26(1 - 4): p. 461 - 467.

14. Nguyễn Văn Săng Vô, Mai Hoàng Đảm. Xây dựng bản ảnh hóa thạch trùng lỗ (foraminifera) trong đá carbonate trước Cenozoic ở đảo Cát Bà, Hải Phòng và trong một số giếng khoan phía bắc bể Sông Hồng. VPI. 2016.

15. PVEP-ITC. Đề án nghiên cứu địa chất, địa vật lý của móng carbonate trước Cenozoic ở các lô 102/10 và 106/10. 2014.

16. L.van der Plas, A.C.Tobi. A chart for judging the reliability of point counting results. American Journal of Science. 1965; 263: p. 87 - 90.

17. Liêu Kim Phượng, Bùi Thị Luận, Vu Thị Tuyền. Nghiên cứu thạch học và sự biến đổi sau trầm tích của đá móng carbonate tuổi Paleozoic ở phía Tây Bắc bể Sông Hồng. Tạp chí Khoa học và Công nghệ Việt Nam. 2019; 61(8): trang 1 - 6.

18. M.Soloman, R.Green. A chart for designing modal analysis by point counting. Geologische Rundsch. 1966; 55: p. 844 - 848.

19. M.E.Tucker. Shallow-marine carbonate facies and facies models. Geological Society. 1985; 18: p. 147 - 169.

20. Marcelle K.Boudagher-Fadel. Evolution and geological significance of larger benthic foraminifera. Developments in Palaeontology & Stratigraphy. 2008.

21. Peter A.Scholle, Dana S.Ulmer-Scholle. A color guide to the petrography of carbonate rocks: Grains, textures, porosity, diagenesis. American Association of Petroleum Geologist Tulsa. 2003; 77: p. 372 - 375.

22. Robert J.Dunham. Classification of carbonate rocks according to depositional textures. American Association of Petroleum Geologist (AAPG) Memoir. 1962; 1: p. 108 - 121.

23. VPI. Petrography report from the 106-YT-2X. 2009.

24. VPI. Petrography report from the 106/10-HRD-1XST. 2016.

32 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

Trước vấn đề nguồn cung dầu thô Bạch Hổ không còn đáp ứng đủ nhu cầu nguyên liệu để vận hành tại 100% công suất thiết kế, Nhà máy phải đối mặt với các lựa chọn sau:

- Giảm công suất chế biến;

- Đầu tư một số phân xưởng/cụm thiết bị công nghệ để có thể chế biến các loại dầu thô khác ngoài dầu thô Bạch Hổ;

- Khẩn trương tìm kiếm, nghiên cứu, đánh giá và lựa chọn dầu thô mới có thể làm nguyên liệu thay thế dầu thô Bạch Hổ cho Nhà máy.

Trong đó, phương án nghiên cứu, tìm kiếm, đánh giá và lựa chọn nguồn dầu thô khác thay thế dầu thô Bạch Hổ có thể xem là giải pháp tối ưu do không phải giảm công suất Nhà máy Lọc dầu Dung Quất nên vẫn đảm bảo hiệu quả kinh tế và không đòi hỏi phải thay đổi cấu hình công nghệ gây tốn chi phí đầu tư bổ sung.

2. Cơ sở khoa học - phương pháp luận

Ban đầu, nhiệm vụ nghiên cứu tìm nguồn dầu thô thay thế dầu Bạch Hổ cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) giao cho Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí (PVPro) thuộc Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) thực hiện thông qua triển khai đề tài “Nghiên cứu khả năng chế biến dầu thô thay thế dầu thô Bạch Hổ cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất”.


GIẢI PHÁP ĐA DẠNG HÓA NGUỒN NGUYÊN LIỆU CHO NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT


Đặng Ngọc Đình Điệp, Nguyễn Mạnh Thịnh, Đào Thanh Hải, Nguyễn Trọng Tuyên Công ty CP Lọc hóa dầu Bình SơnEmail: [email protected]

Tóm tắt

Bài viết giới thiệu giải pháp tìm kiếm, đánh giá, lựa chọn các nguồn dầu thô để thay thế một phần hoặc hoàn toàn dầu thô Bạch Hổ nhằm đa dạng hóa nguồn nguyên liệu, đảm bảo ổn định công suất chế biến cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất mà không phải thay đổi thiết kế của Nhà máy.

Giải pháp đã xác định được 67 loại dầu thô tiềm năng có thể phối trộn với dầu thô Bạch Hổ, trong đó gồm 9 loại dầu Việt Nam và 58 loại dầu nhập khẩu. Trên thực tế đã chế biến được 19 loại dầu thô khác nhau ngoài dầu thô Bạch Hổ, góp phần đảm bảo đủ nguồn nguyên liệu dầu thô cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đồng thời mang lại hiệu quả kinh tế cao.

Từ khóa: Cửa sổ vận hành, đa dạng hóa nguyên liệu, dầu thô Bạch Hổ, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.

1. Đặt vấn đề

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được thiết kế để chế biến 100% dầu thô Bạch Hổ (dầu ngọt) hoặc hỗn hợp 85% dầu thô Bạch Hổ và 15% dầu thô Dubai (dầu chua).

Trong giai đoạn đầu, Nhà máy chỉ có Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (SRU) với công suất 5 tấn/ngày và chưa được lắp đặt cụm thiết bị DeSOx, xử lý khí thải có chứa các hợp chất SOx (được thiết kế tương ứng với trường hợp chế biến hỗn hợp dầu thô Bạch Hổ và Dubai) nên chỉ được vận hành trên cơ sở chế biến 100% dầu thô Bạch Hổ và/hoặc dầu thô có tính chất tương đương Bạch Hổ.

Kể từ năm 2009, khi Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đi vào hoạt động, sản lượng khai thác dầu thô Bạch Hổ sụt giảm và không còn đáp ứng đủ nhu cầu nguyên liệu vận hành tại 100% công suất thiết kế (6,5 triệu tấn dầu thô/năm, tương đương 148.000 thùng dầu thô/ngày). Ngoài ra, chất lượng dầu thô Bạch Hổ ngày càng thay đổi, hàm lượng cặn carbon conradson (CCR) và tạp chất kim loại Fe/Ca trong dầu ngày càng tăng lên. Do đó, lượng dầu thô Bạch Hổ khai thác không thể chế biến được hoàn toàn tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất mà phải xuất bán một phần ra thị trường bên ngoài.

33DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Quá trình nghiên cứu của PVPro gồm 2 giai đoạn, thực hiện từ năm 2007 - 2008. Phương pháp luận của quá trình nghiên cứu là tiến hành phân tích, đánh giá toàn diện tính chất của từng loại dầu thô được sàng lọc từ ngân hàng dữ liệu gồm hơn 2.000 báo cáo phân tích chất lượng dầu (crude assay) của PetroTech Intel (PTI) và so sánh với báo cáo phân tích chất lượng của dầu Bạch Hổ cơ sở (dùng để thiết kế Nhà máy Lọc dầu Dung Quất). Sau khi xác định được các loại dầu thô có tính chất tương đồng với dầu Bạch Hổ thì sẽ tiến hành đánh giá khả năng thay thế của từng loại dầu đối với dầu Bạch Hổ bằng phương pháp kết hợp giữa quy hoạch tuyến tính (LP programming) và mô phỏng công nghệ (process simulation). Kết quả nghiên cứu cho thấy, không có loại dầu thô nào có tính chất tương đương như dầu Bạch Hổ để có thể thay thế hoàn toàn dầu thô này làm nguyên liệu cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Thay vào đó, chỉ có thể xác định được các loại dầu thô có khả năng thay thế một phần dầu Bạch Hổ, điển hình gồm 4 loại sau:

- Dầu thô Sư Tử Vàng (Việt Nam), khả năng thay thế dầu Bạch Hổ là 31% khối lượng;

- Dầu thô Azeri Light (Azerbaijan), khả năng thay thế dầu Bạch Hổ là 7% khối lượng;

- Hỗn hợp dầu thô đã phối trộn Lalang (Indonesia) + Benchamas (Thái Lan), khả năng thay thế dầu Bạch Hổ là 79% khối lượng;

- Hỗn hợp dầu thô đã phối trộn Nile Blend (Sudan) + Belanak (Indonesia), khả năng thay thế dầu Bạch Hổ là 28% khối lượng.

Kết quả nghiên cứu trên là một trong những cơ sở tham chiếu quan trọng cho công tác đánh giá, lựa chọn dầu thô về sau của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Tuy nhiên khi ứng dụng vào thực tế, việc phối trộn một loại dầu đơn lẻ với dầu Bạch Hổ đã bộc lộ hạn chế là khả năng thay thế dầu Bạch Hổ không cao do khó tìm kiếm được dầu thô có tính chất tương đồng dầu Bạch Hổ hoặc nếu có khả năng thay thế cao thì sản lượng cung cấp không đáp ứng đủ nhu cầu

vận hành Nhà máy Lọc dầu Dung Quất tại 100% công suất thiết kế (như hỗn hợp dầu Lalang và Benchamas có khả năng thay thế dầu Bạch Hổ là 79% khối lượng, tuy nhiên khả năng cung cấp các loại dầu này tại thời điểm nghiên cứu có tổng sản lượng chỉ khoảng 1,2 triệu tấn/năm tương đương 18% công suất chế biến của Nhà máy).

Nhằm khắc phục hạn chế trên, Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) đã chủ động tự nghiên cứu và thay đổi phương pháp luận theo hướng phân loại dầu thô thành các nhóm. Trong đó, các chỉ tiêu chất lượng chính gần giống nhau sau đó kết hợp 2 hoặc 3 nhóm dầu thô có tính chất bổ trợ nhau (ví dụ dầu thô có thành phần cặn chưng cất ở áp suất khí quyển - CKQ cao phối với dầu thô có thành phần CKQ thấp hoặc trung bình) để tạo ra hỗn hợp dầu có tính chất gần giống với dầu Bạch Hổ cơ sở. Tiếp đến tiến hành đánh giá khả năng thay thế dầu Bạch Hổ của dầu hỗn hợp sau phối trộn. Phương pháp nghiên cứu này sẽ làm tăng khả năng thay thế dầu Bạch Hổ của các loại dầu vì có thể dung hòa, khắc phục được các hạn chế về mặt kỹ thuật.

Nguyên tắc của quá trình nghiên cứu đánh giá, lựa chọn dầu thô mới là hạn chế việc chế biến thử nghiệm 2 loại dầu mới cùng một lúc để giảm thiểu các rủi ro ảnh hưởng kỹ thuật tiềm ẩn của từng loại dầu thô mà chưa thể nhận diện được thông qua báo cáo phân tích chất lượng của các loại dầu đó. Tuy nhiên, khi một loại dầu thô đã được chế biến thử nghiệm thành công thì loại dầu đó được xếp vào giỏ dầu thô cơ sở của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất cùng với dầu Bạch Hổ. Như vậy, trong quá trình tìm kiếm, đánh giá dầu thô mới tiếp theo, dầu thô cơ sở có thể là dầu Bạch Hổ hoặc là hỗn hợp dầu Bạch Hổ và dầu đã chế biến thành công. Điều này sẽ làm tăng độ linh động trong việc lựa chọn dầu thô mới phù hợp.

Quá trình thực hiện theo phương pháp luận nghiên cứu mới được thể hiện thông qua việc xây dựng kỹ thuật đánh giá dầu thô và phương án lựa chọn dầu thô như dưới đây.

2.1. Kỹ thuật đánh giá dầu thô

Quá trình đánh giá khả năng chế biến của một loại dầu thô mới đối với cấu hình công nghệ và thiết kế chi tiết hiện hữu của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được thực hiện trên nền Hình 1. Dự báo sản lượng dầu thô Bạch Hổ đến năm 2030 [1]

0

50

100

150

200

250

300

Ngh

ìn th

ùng/

ngày

34 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


tảng: (i) xây dựng các cơ sở tham chiếu, so sánh, đánh giá; (ii) thiết lập quy trình đánh giá.

Việc xây dựng các cơ sở đánh giá gồm các bước như sau:

- Phân tích đánh giá tính chất, chất lượng dầu thô Bạch Hổ. Lựa chọn các chỉ tiêu chất lượng quan trọng có ảnh hưởng lớn đến khả năng vận hành của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất (hàm lượng lưu huỳnh, chỉ số acid - TAN, hàm lượng CCR, cơ cấu các phân đoạn sản phẩm) làm cơ sở để so sánh với dầu thô mới.

- Nghiên cứu cấu hình, thiết kế của của từng phân xưởng công nghệ, hệ thống nhập, tồn chứa dầu thô và sản phẩm của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất để xác định được các “cửa sổ vận hành” hiện hữu, đó là các giới hạn kỹ thuật mà Nhà máy Lọc dầu Dung Quất có thể vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và đáp ứng được yêu cầu các quy định hiện hành về chất lượng sản phẩm và phát thải.

- Thiết lập cơ sở dữ liệu (database) của các loại dầu thô trên thế giới (nguồn gốc, trữ lượng, chất lượng, thương mại, vận chuyển, công thức tính giá) nhằm phục vụ công tác tìm kiếm, lựa chọn, phân loại dầu thô.

- Xây dựng các mô hình mô phỏng điều kiện hoạt động bằng các phần mềm quy hoạch tuyến tính (LP) và mô phỏng công nghệ (PetroSim) nhằm dự đoán cơ cấu sản phẩm, điều kiện vận hành, hiệu quả kinh tế của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất khi chế biến dầu thô mới. Kết quả tính toán từ các phần mềm LP và PetroSim sẽ giúp ước tính được tỷ lệ phối trộn tối đa của dầu thô mới cũng như xác định được các quan ngại kỹ thuật đòi hỏi phải tập trung lưu ý và có giải pháp khắc phục phòng ngừa trong quá trình chế biến thử nghiệm lô dầu đầu tiên, hạn chế tối đa các vấn đề kỹ thuật phát sinh trong quá trình chế biến lô dầu, tăng tính đảm bảo an toàn vận hành.

Quy trình đánh giá dầu thô mới bao gồm các bước như sau:

- Bước 1: Tiếp nhận, xử lý dữ liệu báo cáo phân tích chất lượng dầu thô

Báo cáo phân tích chất lượng của các loại dầu thô khác nhau trên thế giới thường được cung cấp bởi các doanh nghiệp sản xuất, kinh doanh dầu (PVOIL, BP, Royal Dutch Shell, Chevron, Total, ExxonMobil, Petronas). Tuy nhiên, nhằm chủ động hơn trong công tác tìm kiếm, lựa chọn nguồn dầu thô thích hợp, BSR đã trang bị thêm Hệ thống quản lý thông tin dầu thô (Crude Information Management System - CIMS) cung cấp bởi Haverly

Systems, Inc. Khi một loại dầu thô mới được lựa chọn đánh giá, dữ liệu báo cáo phân tích chất lượng mới nhất của dầu thô này sẽ được sử dụng để đảm bảo tính đại diện của mẫu dầu cần nghiên cứu.

Báo cáo phân tích chất lượng của loại dầu thô cần đánh giá sẽ kiểm tra có đầy đủ thông tin tối thiểu cần thiết cho quá trình đánh giá. Nếu báo cáo thiếu các chỉ tiêu chất lượng quan trọng thì mẫu của dầu thô mới sẽ lấy về và phân tích các chỉ tiêu đó tại phòng thí nghiệm của BSR hoặc đơn vị phân tích bên ngoài để bổ sung.

Sau khi đảm bảo các thông tin trên báo cáo phân tích chất lượng là phù hợp cho quá trình đánh giá, các thông tin này sẽ được tiếp tục xử lý/tổng hợp trên phần mềm quản lý dữ liệu dầu thô H/CAMS của Haverly Systems, Inc để chuyển thành các báo cáo phân tích chất lượng điện tử là thông tin đầu vào (inputs) của các phần mềm mô phỏng LP và PetroSim.

- Bước 2: Đánh giá sơ loại dầu đơn

Căn cứ vào thông tin trên các báo cáo phân tích chất lượng, các chỉ tiêu chất lượng quan trọng của loại dầu thô mới có liên quan đến vận chuyển và tồn chứa (như điểm chảy, độ nhớt, áp suất hơi RVP) sẽ được xem xét và đối chiếu với thiết kế của hệ thống nhập và tồn chứa dầu thô của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ngoài ra, các chỉ tiêu chất lượng liên quan đến hàm lượng tạp chất trong dầu thô (S, TAN, CCR) cũng được xem xét và so sánh với dầu cơ sở để ước tính sơ bộ khả năng phối trộn của dầu mới. Nếu như tính chất của dầu thô mới không vượt quá giới hạn thiết kế/vận hành của hệ thống nhập và tồn chứa dầu thô hoặc tỷ lệ phối trộn của dầu thô mới với dầu thô cơ sở là quá thấp (< 5% thể tích) thì dầu thô này sẽ bị loại bỏ.

- Bước 3: Đánh giá khả năng phối trộn

Dầu thô mới sau khi qua bước đánh giá sơ bộ sẽ tiếp tục được xem xét khả năng thay thế dầu cơ sở thông qua xác định tỷ lệ phối trộn tối đa của dầu thô mới với dầu cơ sở và các loại dầu thô khác (đã được đánh giá và chế biến dài hạn tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất). Điều này đảm bảo hỗn hợp dầu thô sau phối trộn gần như tương đồng với dầu thô cơ sở và công suất chế biến, tính chất nguyên liệu/sản phẩm/khí thải của các phân xưởng công nghệ khi chế biến hỗn hợp dầu thô này nằm trong “cửa sổ vận hành”.

Mô hình mô phỏng điều kiện hoạt động của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm LP (Princeps) được sử dụng để đánh giá tổng thể điều kiện hoạt động gồm đầu vào (tính chất nguyên liệu), nội tại (cân bằng vật chất, cân

35DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

bằng năng lượng, tiêu thụ năng lượng, phụ trợ) và đầu ra (tính chất sản phẩm và chất lượng khí thải).

Nguyên lý đánh giá dầu thô theo phương pháp quy hoạch tuyến tính là xác định tỷ lệ phối trộn dầu thô tối ưu nhằm thỏa mãn mục tiêu tối đa lợi nhuận chế biến. Trong đó, ma trận hệ số các điều kiện ràng buộc được xây dựng từ các hàm (phương trình/bất phương trình) tuyến tính mô tả mối quan hệ giữa điều kiện đầu vào (tính chất của nguyên liệu), điều kiện nội tại (cân bằng vật chất, cân bằng năng lượng, tiêu thụ năng lượng, phụ trợ) và điều kiện đầu ra (chất lượng sản phẩm). Tổ hợp hệ số của các hàm tuyến tính nói trên (shift vectors) được quy hoạch thực nghiệm từ dữ liệu vận hành thực tế của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất thông qua các phương pháp hồi quy tuyến tính hoặc được tạo ra bởi các mô hình mô phỏng các phân xưởng công nghệ trên nền tảng PetroSim. Các điều kiện ràng buộc của ma trận tuyến tính được lấy từ “cửa sổ vận hành” hiện hữu của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Giá dầu thô và sản phẩm sử dụng trong quá trình tính toán tối ưu được tham khảo từ bộ giá dự báo mới nhất của Wood Mackenzie.

Các phân xưởng công nghệ của Nhà máy sẽ được mô phỏng trên LP bằng kỹ thuật "base-delta". Đây là kỹ thuật mô phỏng mới của các phần mềm quy hoạch tuyến tính (LP) hiện đại được áp dụng đối với các quá trình công nghệ hóa học phức tạp, trong đó kết quả mô phỏng (cân bằng vật chất, tính chất, hiệu suất sản phẩm, tiêu thụ năng lượng, phụ trợ) của một phân xưởng công nghệ ứng với một điều kiện sản xuất thực tế được sử dụng làm trường hợp cơ sở (base-case). Khi có sự thay đổi về đầu vào (tính chất nguyên liệu, điều kiện vận hành) so với trường hợp cơ sở, phần mềm LP sẽ dự đoán đầu ra (điều kiện sản xuất mới của phân xưởng công nghệ) căn cứ vào mức độ thay đổi (delta) của dữ liệu đầu vào so với trường hợp cơ sở và dựa vào các hệ số tuyến tính (shift vectors).

Khả năng phối trộn của dầu thô mới sẽ được thực hiện nghiên cứu trên nhiều trường hợp khác nhau (study-cases), trong đó công suất chế biến và hỗn hợp dầu thô cơ sở phối trộn cùng với dầu thô mới được lấy từ kế hoạch sản xuất của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong tương lai (6 - 12 tháng so với thời điểm nghiên cứu). Khả năng phối trộn tối đa của của dầu thô mới được xác định thông qua tỷ lệ phối trộn lớn nhất của dầu thô này ứng với một trường hợp nghiên cứu mà tại đó công suất chế biến, tính chất nguyên liệu/sản phẩm/khí thải của các phân xưởng công nghệ đã bắt đầu nằm trong lân cận giới hạn của “cửa sổ vận hành” hiện hữu.

- Bước 4: Đánh giá kỹ thuật

Sau khi đã xác định được khả năng phối trộn dầu thô mới với dầu cơ sở ứng với các trường hợp nghiên cứu khác nhau, quá trình đánh giá sẽ tiếp tục với việc xem xét ảnh hưởng của việc chế biến hỗn hợp dầu thô phối trộn tương ứng với các trường hợp nghiên cứu này đến điều kiện vận hành các phân xưởng công nghệ.

Ở bước đánh giá này, tính chất của dầu thô đơn, dầu thô hỗn hợp và tất cả các dòng công nghệ bao gồm nguyên liệu và sản phẩm của từng phân xưởng công nghệ sẽ được xem xét chi tiết trên mọi khía cạnh kỹ thuật và đối chiếu với các quy định kỹ thuật, tiêu chuẩn chất lượng. Điều kiện hoạt động mới của các phân xưởng công nghệ trong đó có tính đến các thiết bị chính như thiết bị trao đổi nhiệt, lò đốt, thiết bị phản ứng, thiết bị tái sinh cũng được xem xét và so sánh với giới hạn vận hành cho phép hiện tại. Ngoài ra, kinh nghiệm chế biến dầu thô mới tại các nhà máy lọc dầu trên thế giới được tham khảo để phục vụ công tác đánh giá kỹ thuật.

Tính chất nguyên liệu, sản phẩm, điều kiện hoạt động của từng thiết bị, cân bằng vật chất, năng lượng trong từng phân xưởng công nghệ khi chế biến hỗn hợp dầu thô nghiên cứu sẽ được dự đoán thông qua các mô hình mô phỏng trên phần mềm PetroSim của KBC. Các mô hình mô phỏng này là tổ hợp các phương trình phi tuyến mô tả các quá trình công nghệ hóa học trong nhà máy lọc dầu (chưng cất, reforming, cracking) được xây dựng trên thư viện cơ sở dữ liệu (các hệ nhiệt động, các hệ cấu tử gồm các tính chất vật lý và hóa lý của chúng), các thuật toán liên quan đến việc tính toán các tính chất hóa lý của các cấu tử và hỗn hợp cấu tử cũng như tính toán các thông số của thiết bị và các thông số công nghệ của quá trình công nghệ được mô phỏng.

Quá trình mô phỏng các phân xưởng công nghệ của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trên nền tảng PetroSim cũng được thực hiện bằng kỹ thuật "base-delta". Theo đó, một trường hợp cơ sở gồm các dữ liệu thiết kế ban đầu của Nhà máy được sử dụng để xây dựng mô hình các thiết bị/phân xưởng công nghệ chính. Tiếp đến, các bộ dữ liệu đầy đủ và tin cậy (gồm các thông số công nghệ, cân bằng vật chất, cân bằng năng lượng và tính chất nguyên liệu, sản phẩm) thu thập từ vận hành thực tế của từng phân xưởng công nghệ sẽ được xử lý và nhập vào PetroSim để thực hiện tinh chỉnh các mô hình. Trong quá trình tinh chỉnh các mô hình từ dữ liệu thực tế, PetroSim sẽ tạo ra các hệ số thực nghiệm (calibration factors) tương tự như các shift vectors của các mô hình trên LP. Khi có sự thay đổi

36 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


chế biến thử nghiệm.

+ Xác định khối lượng và tỷ lệ phối trộn dự kiến của dầu thô cơ sở trong giai đoạn chế biến thử nghiệm dầu thô mới.

+ Xác định bộ giá dự kiến của dầu thô cơ sở và các sản phẩm (gồm cả chi phí vận chuyển và các phụ phí khác) theo trung bình 3 tháng quá khứ và tháng hiện tại tính đến ngày mua lô dầu thô mới.

+ Sử dụng phần mềm LP tính toán lợi nhuận chế biến gộp (gross margin) cho trường hợp có dầu thô mới và trường hợp không có dầu thô mới để xác định hiệu quả kinh tế của riêng lô dầu thô mới (chi tiết trình bày bước 6). Nếu dầu thô mới của hiệu quả chế biến cao hơn dầu cơ sở tại thời điểm đánh giá thì sẽ tiến hành mua 1 lô dầu thô mới về chế biến.

+ Khởi tạo hồ sơ quản lý sự thay đổi (Management of change - MOC) chế biến thử nghiệm dầu thô mới với tỷ lệ ban đầu dựa vào kết quả đánh giá kỹ thuật. Việc khởi tạo MOC nhằm đảm bảo việc thay đổi nguyên liệu chế biến, các tác động đến điều kiện vận hành, các vấn đề kỹ thuật phát sinh trong quá trình thử nghiệm và kết quả thử nghiệm được lưu vào hồ sơ quản lý.

+ Phân tích mối nguy, rủi ro tiềm ẩn trong quá trình chế biến thử nghiệm dựa vào các quan ngại kỹ thuật trong bước đánh giá kỹ thuật và đưa ra các giải pháp khắc phục, phòng ngừa đối với từng mối nguy, rủi ro.

+ Lên phương án chuẩn bị triển khai các giải pháp khắc phục, phòng ngừa.

+ Khi dầu thô mới được nhập về, tiến hành thử nghiệm theo quy trình thử nghiệm dầu thô mới đã được phê duyệt.

- Bước 6: Đánh giá kết quả chế biến thử nghiệm dầu thô mới

Dữ liệu vận hành của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong giai đoạn chế biến thử nghiệm sẽ được thu thập để đánh giá hiệu quả kinh tế của lô dầu thô mới sau khi hoàn thành chế biến thử nghiệm, bao gồm:

+ Cân bằng vật chất, tiêu thụ xúc tác, hóa phẩm, năng lượng phụ trợ.

+ Giá trung bình các loại dầu thô đã mua và chế biến; giá trung bình các loại sản phẩm xuất bán và các chi phí liên quan gồm: chi phí vận chuyển, dịch vụ bay, bảo hiểm, giám định, tàu lai, chi phí mua ngoại tệ, phí bảo lãnh thanh toán… trong giai đoạn chế biến lô dầu thô mới.

Sử dụng phần mềm LP để tính toán hiệu quả kinh tế

về đầu vào (tính chất nguyên liệu, điều kiện vận hành) so với trường hợp cơ sở, các mô hình sẽ dự báo đầu ra (điều kiện sản xuất mới của phân xưởng công nghệ) căn cứ vào mức độ thay đổi (delta) của dữ liệu đầu vào so với trường hợp cơ sở và dựa vào các hệ số thực nghiệm (calibration factors) như trình bày ở trên.

BSR so sánh kết quả chạy mô phỏng của PetroSim cho các trường hợp nghiên cứu trên với cửa sổ vận hành của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Nếu có thông số công nghệ của thiết bị/phân xưởng hoặc có chỉ tiêu chất lượng nào của nguyên liệu, sản phẩm hoặc khí thải vượt quá giới hạn của “cửa sổ vận hành” cần nghiên cứu điều chỉnh tỷ lệ phối trộn của dầu thô mới hoặc giảm công suất chế biến (quay lại quá trình đánh giá tại bước 3). Các thông số công nghệ, chỉ tiêu chất lượng nào vượt quá giới hạn hoặc lân cận giới hạn của “cửa sổ vận hành” sẽ được xếp vào danh sách các quan ngại kỹ thuật (technical concerns). Ngoài ra, thông tin từ các sự cố, các tồn tại kỹ thuật ghi nhận được tại các nhà máy lọc dầu khác khi chế biến loại dầu thô đang đánh giá cũng được xem như là các quan ngại kỹ thuật. Đây là các cơ sở tham chiếu quan trọng trong công tác lập kế hoạch và chuẩn bị các phương án theo dõi, khắc phục phòng ngừa (countermeasures) trong quá trình chế biến thử nghiệm lô dầu thô mới đầu tiên trên thực tế (fist cargo test run), đảm bảo Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành an toàn, ổn định và tin cậy, giảm thiểu các vấn đề kỹ thuật phát sinh trong quá trình chế biến dầu thô mới.

- Bước 5: Chế biến thử nghiệm dầu thô mới

Dầu thô mới sau khi đã được xác định khả năng chế biến qua 2 bước đánh giá nói trên sẽ được bổ sung vào “giỏ” dầu thô nguyên liệu để mua chế biến thử nghiệm thực tế khi có cơ hội. Quá trình chuẩn bị và triển khai thử nghiệm một lô dầu thô mới gồm các giai đoạn chính:

+ Lập kế hoạch mua chế biến thử nghiệm 1 lô dầu thô mới. Khối lượng lô thử nghiệm tùy thuộc khả năng vận chuyển từ cảng đến Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Nếu dầu thô mới là dầu nội địa hoặc ở khu vực lân cận Việt Nam, có thể vận chuyển bằng tàu Aframax (tải trọng 80.000 - 120.000 tấn) hoặc nhỏ hơn, thì khối lượng dự kiến mua là 300.000 - 600.000 thùng dầu/lô. Nếu dầu thô mới được nhập từ các khu vực xa Việt Nam (Tây Phi, Mỹ...), phải vận chuyển bằng tàu Suezmax (tải trọng khoảng 160.000 tấn), thì khối lượng dự kiến mua khoảng 900.000 - 1.000.000 thùng dầu/lô.

+ Căn cứ vào khối lượng dầu thô mới dự kiến mua, công suất vận hành dự kiến, khả năng chế biến của dầu mới đã đánh giá ở bước 4 để xác định khoảng thời gian

37DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

của việc chế biến lô dầu thô mới với phương pháp luận như sau:

+ Thiết lập một trường hợp cơ sở trên LP để mô phỏng quá trình vận hành trên thực tế trong giai đoạn chế biến thử nghiệm lô dầu thô mới. Trong đó, các thông tin thu thập bao gồm: khối lượng và thành phần dầu thô chế biến, công suất vận hành thực tế các phân xưởng công nghệ, hiệu suất, chất lượng sản phẩm, tiêu thụ năng lượng, phụ trợ, giá dầu thô và sản phẩm xuất bán.

+ So sánh kết quả chạy mô phỏng trên LP và kết quả thực tế. Thực hiện các điều chỉnh cần thiết (tuning) để đạt được kết quả tính toán bằng LP sát với kết quả thực tế. Lợi nhuận chế biến gộp (gross margin) tính toán được cho trường hợp cơ sở sẽ gần đúng bằng lợi nhuận chế biến gộp trên thực tế trong giai đoạn chế biến lô dầu thô mới;

+ Sử dụng phần mềm LP để tính toán lợi nhuận chế

biến gộp trong trường hợp thay thế lô dầu thô mới bằng dầu thô cơ sở.

+ So sánh lợi nhuận của 2 trường hợp: trường hợp có chế biến và không chế biến lô dầu thô mới để tính toán hiệu quả kinh tế của riêng lô dầu thô mới (Crude added value - CAV).

Lưu đồ các bước đánh giá khả năng chế biến dầu thô mới được trình bày tại Hình 2.

2.2. Phương án lựa chọn dầu thô

Quá trình lựa chọn dầu thô sẽ được thực hiện trên Hệ thống quản lý thông tin dầu thô - CIMS. Việc lựa chọn dầu thô sẽ được thực hiện thông qua việc phân nhóm dầu thô theo các yếu tố như sau:

- Phân nhóm theo địa chính trị

Việc phân nhóm nhằm lựa chọn các loại dầu thô thuộc các quốc gia có tình hình chính trị ổn định, không có chiến tranh hay khủng bố dẫn đến “tình trạng bất khả kháng - force majeure” khi thực hiện hợp đồng cung cấp dầu thô. Ngoài ra, khả năng vận chuyển từ cảng đến Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, quan hệ thương mại giữa nước sở tại với Việt Nam (liên quan đến vấn đề thuế nhập khẩu) cũng được xem xét trong quá trình lựa chọn. Theo đó, các nguồn dầu nội địa (tiêu biểu là Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Tê Giác Trắng...) và khu vực Đông Nam Á (tiêu biểu Champion - Brunei, Kimanis/Kikeh - Malyasia) được ưu tiên xem xét lựa chọn đánh giá do có khoảng cách địa lý gần Nhà máy và có tình hình chính trị ổn định. Các nguồn dầu từ các vùng có khoảng cách xa khu vực Nhà máy (ví dụ như Bắc Mỹ, Bắc Á...) đòi hỏi thời gian vận chuyển dài ngày và phải vận chuyển bằng tàu kích cỡ lớn (thông thường là VLCC, ULCC) vượt quá khả năng tiếp nhận của hệ thống nhập dầu thô thì khi lựa chọn đánh giá cần tìm hiểu thêm về khả năng vận chuyển, phân phối nguồn dầu thô này (khả năng sang chuyển các lô dầu từ tàu có tải trọng lớn qua các tàu có tải trọng thấp hơn trước khi vận chuyển về Nhà máy Lọc dầu Dung Quất).

- Phân nhóm theo sản lượng

Việc phân nhóm nhằm lựa chọn các loại dầu thô có sản lượng cung ứng lớn và ổn định trên thị trường dầu thô thế giới, đảm bảo nguồn cung nguyên liệu ổn định và phù hợp với công suất chế biến của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Theo đó, các loại dầu có sản lượng cung ứng trên 20.000 thùng/ngày trở lên (tương đương với tỷ lệ phối trộn trên 10% thể tích khi Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành tại 108% công suất thiết kế) được ưu tiên

Tiếp nhận, xử lý crude assay

Đạt

Đánh giá sơ loại (Hàm lượng CCR, TAN,

RVP, điểm chảy,…)

Đánh giá khả năng

Đánh giá kỹ thuật

Chế biến thử nghiệm

Đánh giá hiệu quả kinh tế sau chế biến thử nghiệm

Kết thúc

Không đạt

phối trộn

Đạt

Không đạt

Hình 2. Quy trình đánh giá dầu thô mới

38 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


thô nếu hiệu suất phân đoạn CKQ của dầu thô khoảng 45% thể tích (~ 48% khối lượng).

Qua các cách phân nhóm trên, các loại dầu thô sẽ được phân thành 7 nhóm khác nhau:

+ Nhóm 1: có hàm lượng CCR thấp, nhỏ hơn 1% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ nhỏ hơn 20% thể tích.

+ Nhóm 2: có hàm lượng CCR thấp, nhỏ hơn 1% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ từ 20 - 30% thể tích.

+ Nhóm 3: có hàm lượng CCR thấp, nhỏ hơn 1% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ từ 30 - 45% thể tích.

+ Nhóm 4: có hàm lượng CCR từ 1 - 1,7% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ từ 20 - 30% thể tích.

+ Nhóm 5: có hàm lượng CCR từ 1 - 1,7% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ từ 30 - 45% thể tích.

+ Nhóm 6: có hàm lượng CCR cao, lớn hơn 1,7% khối lượng; thành phần cặn khí quyển từ 30 - 45% thể tích.

+ Nhóm 7: có hàm lượng CCR lớn hơn 1,7% khối lượng; hiệu suất phân đoạn CKQ cao, lớn hơn 45% thể tích.

Phân bố các loại dầu thô theo hàm lượng CCR và hiệu suất phân đoạn CKQ được mô tả trong Hình 3.

lựa chọn. Các loại dầu có sản lượng thấp hơn chỉ được xem xét nếu khả năng thay thế dầu thô cơ sở trên 20% thể tích và thông thường được mua theo chuyến (dạng spot).

- Phân nhóm theo tính chất

Các loại dầu thô nằm trong vùng có địa chính trị tốt, có sản lượng cao và ổn định sẽ được ưu tiên lựa chọn và tiếp tục phân nhóm theo tính chất. Theo đó, các loại dầu thô có tính chất gần giống nhau sẽ được xếp cùng một nhóm. Việc phân nhóm nhằm xác định nhóm dầu thô có tính chất gần giống với dầu thô Bạch Hổ, hoặc xác định được phương án phối trộn các nhóm có tính chất bổ trợ nhau để hỗn hợp sau phối trộn sẽ có tính chất tương đương dầu Bạch Hổ.

Thông thường, trên thị trường giao dịch dầu thô, tỷ trọng API của dầu thô, chỉ số acid của dầu (TAN) và hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô là 3 chỉ tiêu chất lượng chính được tham chiếu để quyết định giá bán của từng loại dầu (chưa tính đến chi phí vận chuyển và các loại phụ phí khác). Tuy nhiên, do đặc thù của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất có Phân xưởng RFCC (cracking phân đoạn CKQ của dầu thô bằng xúc tác tầng sôi) là phân xưởng chính sản xuất các phân đoạn chính pha xăng và dầu diesel nên công suất chế biến và điều kiện vận hành của phân xưởng này sẽ ảnh hưởng lớn đến hiệu quả chế biến. Vì vậy, việc lựa chọn, phối trộn dầu thô sẽ được nghiên cứu theo định hướng hiệu suất phân đoạn CKQ của dầu thô tương đương với dải công suất vận hành tiêu biểu của RFCC và hàm lượng cặn CCR trong phân đoạn này nằm trong khoảng giới hạn không ảnh hưởng lớn đến cân bằng nhiệt cũng như tuần hoàn xúc tác của phân xưởng. Theo đó, 2 chỉ tiêu chất lượng này được lựa chọn để phân nhóm dầu thô giúp thuận tiện trong việc đánh giá, khảo sát khả năng phối trộn của các loại dầu thô để chế biến cùng với Bạch Hổ. Mức giới hạn của các chỉ tiêu này được xác định thông qua các cơ sở sau:

+ Giản đồ phân bố dầu thô theo hàm lượng CCR và hiệu suất phân đoạn CKQ xây dựng từ ngân hàng dữ liệu dầu thô trên hệ thống CIMS (Hình 3).

+ Công suất vận hành thông thường của phân xưởng RFCC là 96%, tương đương hiệu suất phân đoạn CKQ của nguyên liệu dầu thô khoảng 45% thể tích.

+ Giới hạn hàm lượng CCR trong nguyên liệu CKQ của phân xưởng RFCC là 2 - 3,5% khối lượng, tương đương các mức 1 - 1,7% khối lượng trong dầu Hình 3. Phân bố dầu thô theo hàm lượng CCR và hiệu suất phân đoạn CKQ (Resid)

39DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Kết quả phân nhóm dầu thô theo tính chất cho thấy việc tìm kiếm được loại dầu thô mới có tính chất tương đồng, có thể thay thế hoàn toàn dầu thô Bạch Hổ là rất khó khăn. Như vậy, nếu chỉ đánh giá và lựa chọn dầu thô trên cơ sở chỉ phối trộn 1 loại dầu với Bạch Hổ thì rất hạn chế danh sách dầu thô tiềm năng. Thay vào đó, phương án phối trộn nhiều loại dầu thô thuộc các nhóm khác nhau nhưng có tính chất bổ trợ cho nhau (ví dụ dầu thô có hàm lượng CCR cao, lưu huỳnh thấp, sẽ được phối trộn cùng với loại dầu có hàm lượng CCR thấp, lưu huỳnh cao; dầu thô ít naphtha, nhiều CKQ được phối trộn cùng dầu có nhiều naphtha và ít CKQ) để có được hỗn hợp dầu thô có tính chất gần giống dầu thô Bạch Hổ sẽ có tính khả thi cao. Căn cứ vào Hình 3, khả năng phối trộn các nhóm dầu với dầu Bạch Hổ được tóm tắt như sau:

+ Nhóm 1: Phù hợp trộn chung với nhóm 3/5/6/7 để chế biến với dầu thô Bạch Hổ.

+ Nhóm 2: Phương án phối trộn tương tự nhóm 1; tuy nhiên khả năng chế biến cao hơn do có hiệu suất phân đoạn CKQ cao hơn.

+ Nhóm 3: Có thể trộn đơn lẻ với Bạch Hổ với tỷ lệ khá tốt. Có thể trộn với các nhóm còn lại để chế biến với Bạch Hổ.

+ Nhóm 4: Phương án phối trộn tương tự nhóm 2; tuy nhiên khả năng chế biến thấp hơn do có CCR cao hơn.

+ Nhóm 5: Có thể trộn đơn lẻ với Bạch Hổ với tỷ lệ khá tốt. Có thể trộn với các nhóm còn lại để chế biến với Bạch Hổ.

+ Nhóm 6: Phù hợp trộn chung với nhóm 1/2/3/5 để chế biến với Bạch Hổ.

+ Nhóm 7: Phù hợp trộn chung với nhóm 1/2/3 để chế biến với Bạch Hổ.

3. Kết quả

Với phương án phối trộn nhiều loại dầu thô thuộc các nhóm có tính chất bổ trợ nhau, qua các bước đánh giá bằng phần mềm LP và đánh giá kỹ thuật, nhiều loại dầu thô có tính chất “xấu” (đặc điểm riêng lẻ sai biệt nhiều so với dầu thô Bạch Hổ) nhưng vẫn có thể chế biến được tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất với tỷ lệ phối trộn cao và trong nhiều trường hợp, hỗn hợp dầu phối trộn có thể thay thế hoàn toàn dầu thô Bạch Hổ.

Tính đến tháng 9/2019, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã đánh giá và lựa chọn được 67 loại dầu khác nhau, trong

đó có 9 loại dầu thô Việt Nam không tính dầu Bạch Hổ và 58 loại dầu nhập khẩu (16 loại có tiềm năng cao về sản lượng cũng như khả năng chế biến). Ngoài ra, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã chế biến thử nghiệm thành công 19 loại dầu thô trong đó có 9 loại đã được đưa vào chế biến thường xuyên với tổng tỷ lệ phối trộn có thể thay thế trên 80% dầu thô Bạch Hổ, riêng loại dầu thô Azeri Light (Azerbaijan, sản lượng trung bình 700 nghìn thùng/ngày) có thể thay thế đến 60 - 70% dầu thô Bạch Hổ.

Đặc biệt, trong tháng 5/2019, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã chế biến thành công lô dầu WTI Midland (USA, có sản lượng khai thác lớn, trung bình 3 triệu thùng/ngày) với tỷ lệ phối trộn lên đến 30% thể tích tại công suất chế biến 108% so với công suất thiết kế. Đây là lô dầu thô có nguồn gốc từ Mỹ lần đầu tiên được nhập khẩu và chế biến thành công tại Việt Nam, có ý nghĩa quan trọng góp phần cải thiện cán cân thương mại giữa Việt Nam và Mỹ.

4. Chiến lược dầu thô trong tương lai

Hiện tại, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vẫn đang chế biến khoảng 85% dầu thô trong nước (chủ yếu là Bạch Hổ, Tê Giác Trắng, Sư Tử Đen, Rồng - Cá Tầm và Rạng Đông) và 15% dầu thô nhập khẩu để tận dụng lợi thế về thời gian và chi phí vận chuyển của các nguồn dầu nội địa. Tuy nhiên, các nguồn dầu thô nội địa khác cũng đang có xu hướng suy giảm sản lượng khai thác (Hình 4) sẽ tiếp tục là thách thức lớn đối với nhiệm vụ duy trì nguồn nguyên liệu ổn định và đủ đáp ứng công suất chế biến hiệu quả của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất trong giai đoạn hiện nay cho đến khi hoàn thành dự án nâng cấp mở rộng (dự kiến vào năm 2024).

Ngoài ra, việc Chính phủ đồng ý giảm thuế nhập khẩu dầu thô từ 5% xuống 0% kể từ ngày 1/11/2019 đã mở ra cơ hội lớn để nhập khẩu dầu thô từ các nguồn dầu có trữ lượng lớn và khả năng chế biến cao tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất (như dầu Azeri Light của Azerbaijan). Vì vậy, kể từ năm 2020 cho đến 2024, BSR sẽ tăng dần tỷ trọng dầu thô nhập khẩu để thay thế dầu thô trong nước ngày càng sụt giảm và mục tiêu có thể đạt đến 51% dầu nhập khẩu ngay trong năm 2020. Điều này không chỉ giúp BSR chủ động nguồn dầu thô đầu vào mà còn tạo thuận lợi cho việc xuất khẩu sản phẩm xăng dầu khi thị trường trong nước gặp khó khăn và lợi thế khi bán dầu thô FO xuất khẩu không phải chịu thuế.

Giai đoạn sau nâng cấp mở rộng, cấu hình Nhà máy Lọc dầu Dung Quất có nhiều thay đổi. Theo đó, công suất chế biến tăng lên 130% so với công suất thiết kế; nguyên liệu dầu thô là 100% dầu nhập khẩu (là hỗn hợp dầu thô

40 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


ESPO của Liên bang Nga và Murban của UAE) có hàm lượng lưu huỳnh cao gấp 40 lần so với nguyên liệu thiết kế ban đầu (tối đa là 1,2% khối lượng so với ban đầu là 0,03% khối lượng). Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được bổ sung thêm một số cụm phân xưởng công nghệ nhằm đảm bảo toàn bộ sản phẩm đáp ứng được tiêu chuẩn chất lượng Euro V, chất lượng của khí thải đáp ứng tiêu chuẩn môi trường. Căn cứ vào “cửa sổ vận hành mới” sau nâng cấp mở rộng, BSR đã xác định sơ bộ được 35 loại dầu thô từ các khu vực khác nhau có thể thay thế 2 loại dầu thô thiết kế ESPO và Murban.

5. Kết luận

Việc nghiên cứu và áp dụng thành công giải pháp đa dạng hóa nguyên liệu có ý nghĩa quan trọng trong bối cảnh hiện nay khi dầu thô Bạch Hổ đang suy giảm nghiêm trọng về sản lượng và tính chất; góp phần đảm bảo nguồn dầu thô cung cấp đủ cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành ổn định tại 100% công suất

thiết kế hoặc cao hơn mà vẫn đảm bảo đáp ứng toàn bộ các tiêu chuẩn sản phẩm và môi trường; đồng thời mang lại hiệu quả kinh tế cao từ việc chế biến các nguồn dầu thô có giá thấp hơn so với dầu Bạch Hổ.

Bên cạnh đó, thành tựu nghiên cứu, kinh nghiệm áp dụng thành công giải pháp tạo tiền đề cho công tác đánh giá và lựa chọn dầu thô cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất sau khi nâng cấp mở rộng, góp phần tiết giảm chi phí sản xuất, tăng hiệu quả sản xuất kinh doanh trong môi trường toàn cầu hóa như hiện nay.


1. WoodMackenzie. Binh Son Refining & Petrochemical Co. Crude market study (final report). 15/5/2013.

2. Technip Consortium. Sổ tay vận hành các phân xưởng công nghệ của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. 2010.

3. BSR. Tiêu chuẩn cơ sở sản phẩm dầu mỏ của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. 2019.

4. BSR. Quy định kỹ thuật - Dầu thô và các dòng công nghệ, phụ trợ, phát thải của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. 2018.

5. PVOIL. Cung cấp thông tin sản lượng dầu thô giai đoạn 2019 - 2024 (cập nhật). Công văn số 2930/DVN-DT. 17/4/2018.

Hình 4. Dự báo sản lượng dầu thô Việt Nam từ 2019 - 2024 [5]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2020 2021 2022 2023 2024

Ngh

ìn t

hùng

/ngà

y

Bạch Hổ Tê Giác Trắng Sư Tử Đen Rạng ĐôngĐại Hùng Chim Sáo Ruby Rồng -Cá Tầm

Summary

The paper presents the solution to search, evaluate and select alternative sources of crude oil to replace Bach Ho crude partly or entirely to diversify the feedstock and ensure stable processing capacity for Dung Quat Refinery without having to revamp the refinery configuration.

The solution has identified 67 kinds of potential alternative crude, including 9 kinds of Vietnamese crude and 58 kinds of imported crude. So far, the refinery has been processing 19 different kinds of alternative crude beside Bach Ho which help to ensure sufficient feed supply for its stable, reliable and beneficial operation.

Key words: Integrity operating window (IOW), diversify crude feedstock, Bach Ho crude, Dung Quat Refinery.

SOLUTION TO DIVERSIFY CRUDE FEEDSTOCK FOR DUNG QUAT REFINERYDang Ngoc Dinh Diep, Nguyen Manh Thinh, Dao Thanh Hai, Nguyen Trong TuyenBinh Son Refining and Petrochemical Joint Stock Company Email: [email protected]

41DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

- Hao hụt vận chuyển là hiệu số giữa lượng dầu thô xác định tại phương tiện vận chuyển/tàu chở dầu thô tại cảng xuất và lượng dầu thô xác định tại phương tiện vận chuyển/tàu chở dầu thô tại cảng nhận dầu thô.

- Hao hụt nhập là hiệu số giữa số lượng dầu thô xác định tại phương tiện vận chuyển trước khi nhập và lượng dầu thô thực nhận được tại bể chứa và lượng ROB (lượng dầu còn lại trên tàu sau khi xuất dầu) trên phương tiện (nếu có).

- Theo lý thuyết, hao hụt toàn bộ quá trình (ΔV) sẽ bằng tổng hao hụt ở các công đoạn xuất (ΔV1), công đoạn vận chuyển (ΔV2) và công đoạn nhập (ΔV3).

- Hao hụt thực tế toàn bộ quá trình là hao hụt do chênh lệch số vận đơn (B/L) tại cảng xuất (V1) và số liệu đo đếm tại bồn nhận (V4):

ΔV’ = V4 – V1

Thực tế chứng minh hao hụt lý thuyết thường cao hơn hao hụt thực tế do sai số chênh lệch của các phép đo. Hao hụt trong quá trình vận chuyển và tồn trữ dầu thô thường là kết quả tổng hợp của 2 loại hao hụt chính sau:

- Hao hụt thực được gây ra bởi các quá trình bay hơi, rò rỉ, bám dính… dẫn đến sự thay đổi thực sự về lượng hàng vận chuyển hoặc tồn trữ.

- Hao hụt do sai số phép đo gây ra bởi phương pháp đo, thiết bị đo, điều kiện thời tiết…

Các doanh nghiệp dầu khí lớn trên thế giới (như Royal Dutch Shell, ExxonMobil, Chevron…) chủ yếu quản lý hao hụt theo từng công đoạn (Bảng 1).


NGUYÊN NHÂN VÀ GIẢI PHÁP GIẢM THIỂU HAO HỤT VẬN CHUYỂN DẦU THÔ


Đặng Thị Tuyết Mai, Nguyễn Hữu Lương, Nguyễn Thanh Sang, Lê Hồng Nguyên, Lê Thanh PhươngViện Dầu khí Việt NamEmail: [email protected]

Tóm tắt

Quản lý hao hụt dầu thô theo công đoạn (xuất, vận chuyển và nhập) là giải pháp phù hợp với thông lệ quốc tế và có tính thực tiễn cao, cần có sự phối hợp chặt chẽ giữa các bên liên quan gồm chủ mỏ, đơn vị vận chuyển, đơn vị cung ứng, giám định và sản xuất. Bài báo đánh giá tình trạng quản lý hao hụt dầu thô trên thế giới và Việt Nam, phân tích nguyên nhân và đề xuất các giải pháp để giảm thiểu hao hụt dầu thô trong quá trình vận chuyển.

Từ khóa: Vận chuyển, dầu thô, hao hụt.

1. Giới thiệu

Dầu thô sau khi được khai thác chủ yếu được vận chuyển bằng đường thủy. Hao hụt xảy ra trong quá trình vận chuyển được định nghĩa là “sự thiếu hụt về số lượng do tính chất hóa lý (bay hơi tự nhiên, bám dính…) của dầu thô và do tác động ảnh hưởng của các yếu tố về công nghệ, kỹ thuật và giao nhận (phương tiện tồn chứa, vận chuyển, phương thức giao nhận, đo đếm, tính toán…) trong quá trình nhập, xuất, vận chuyển, tồn chứa, xử lý và do các yếu tố ảnh hưởng khác”.

Bài báo này phân tích tình trạng hao hụt dầu thô của thế giới trong từng công đoạn nhập, xuất, vận chuyển và toàn bộ quá trình. Trong đó, định nghĩa về các đại lượng tính hao hụt và các loại hao hụt theo công đoạn sau:

- Hao hụt được tính theo NSV (thể tích thực tại điều kiện chuẩn), TCV (tổng thể tích tính toán được ở thiết bị chứa tại điều kiện chuẩn) và GSV (thể tích tổng tại điều kiện chuẩn). TCV là thể tích của dầu thô tại 60oF, 1atm ở thiết bị chứa. GSV là TCV trừ đi phần thể tích nước tự do bên trong thiết bị chứa. NSV là GSV trừ đi thể tích cặn và nước tự do bên trong thiết bị chứa. Thống kê hao hụt trung bình thế giới tính theo NSV hoặc TCV.

- Hao hụt xuất là hiệu số của lượng dầu thô xuất đi tại kho chứa nổi (FSO/FPSO) và lượng dầu thô nhận được tại thiết bị chứa dầu thô của phương tiện vận chuyển/tàu chở dầu thô.

42 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

Việt Nam chưa có quy định cụ thể việc quản lý hao hụt dầu thô, mới chỉ có Thông tư số 43/2015/TT-BCT ngày 8/12/2015 của Bộ Công Thương quy định về tỷ lệ hao hụt xăng dầu trong hoạt động kinh doanh xăng dầu. Theo đó, hao hụt chất lỏng trong vận chuyển đường thủy được quản lý theo 3 công đoạn: hao hụt xuất, hao hụt vận chuyển và hao hụt nhập. Thông tư này không đề cập đến định mức hao hụt giữa vận đơn và bồn nhận.

Theo Quyết định số 2923/QĐ-DKVN ngày 18/5/2016 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) về việc sửa đổi, bổ sung “Quy chế quản lý hao hụt sản phẩm lỏng của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam” đã điều chỉnh kịp thời các thuật ngữ và định mức hao hụt đã ban hành trước đó (Quyết định số 8064/QĐ-DKVN ngày 17/11/2014) nhằm điều chỉnh tính phù hợp của việc quản lý hao hụt trong nội bộ theo quy định của Nhà nước. Quy chế sửa đổi đã quy định lại định mức hao hụt tại từng công đoạn và cũng đề cập rõ quản lý hao hụt theo định mức tại các công đoạn gồm hao hụt xuất, hao hụt vận chuyển và hao hụt nhập.

Trong quá trình vận chuyển dầu thô từ mỏ dầu tới các nhà máy lọc dầu do PVN quản lý, định mức hao hụt cho từng công đoạn được tổng hợp như Hình 1. Như vậy có thể thấy, việc quản lý hao hụt dầu thô theo công đoạn là phù hợp với thông lệ quốc tế và có tính thực tiễn cao.

2. Quản lý hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường thủy trên thế giới

Theo số liệu thống kê từ các tạp chí Petroleum Review (EI Technical) và BP Statistical Review tổng số chuyến dầu thô vận chuyển trong năm 2017 là trên 9.300 chuyến, trong đó, số chuyến thu thập đầy đủ báo cáo tại cảng bốc hàng và cảng dỡ hàng là 7.200 chuyến. Tỷ lệ hao hụt trung bình trong các công đoạn vận chuyển dầu thô bằng đường thủy trên thế giới trong giai đoạn 2009 - 2017 [1 - 4] được thể hiện ở Hình 2. Tỷ lệ hao hụt trung bình năm 2010 ở mức rất thấp, chỉ 0,13% thể tích (số NSV). Tuy nhiên, từ năm 2012 trở đi, tỷ lệ hao hụt trung bình biến thiên theo xu hướng tăng, đặc biệt khi xét theo số TCV. Năm 2014 có tỷ lệ hao hụt trung bình cao nhất trong các năm thống kê, đạt 0,18% thể tích (số TCV).

Hao hụt vận đơn - bồn nhận trung bình thế giới qua các năm 2014 - 2017 dao động trong khoảng 0,16 - 0,18% thể tích, trong đó hao hụt nhập chiếm tỷ trọng cao nhất (khoảng 60%) với 0,1% thể tích. Hao hụt xuất và vận chuyển chiếm tỷ trọng nhỏ hơn với đóng góp trung bình lần lượt là 35% và 5% (Bảng 2).

Hình 3 cho thấy khu vực Đông Nam Á (gồm cả Việt Nam), ngoại trừ năm 2011 và 2012 có tỷ lệ hao hụt trung bình năm giảm, các năm còn lại luôn nằm trong top 3 khu vực có tỷ lệ hao hụt cao nhất. Hao hụt trung bình tại Đông

FSO (V0)

Đồng hồ (V1)

Tàu nhận (V2)

Tàu đến (V3)

Bồn nhận (V4)

Hao hụt xuất (V2 - V1 )

0,3% 0,2% 0,4%

Hao hụt nhập (V4 - V3 )

Hao hụt vận chuyển (V3 - V2)

Hình 1. Định mức hao hụt tại các công đoạn theo quy định của PVN

TT Đơn vị Định mức hao hụt công đoạn (% thể tích)

Tại cảng bốc Vận chuyển Tại cảng dỡ Hao hụt vận đơn - Bồn nhận 1 Royal Dutch Shell 0,3 - 0,3 0,2 2 PetroPeru 0,4 - 0,4 - 3 Repsol 0,25 - 0,25 - 4 Cepsa Trading - - - 0,5 5 PDVSA 0,3 0,2 0,3 - 6 Chevron 0,3 - 0,3 - 7 ExxonMobil 0,5 - - -

Bảng 1. Quản lý định mức hao hụt theo từng công đoạn

Nguồn: Shell, PetroPeru, GTC, VPI tổng hợp, 2017

Ghi chú: Hao hụt các công đoạn là số GSV, hao hụt vận đơn và bồn nhận là số NSV.

43DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

0,18

0,19

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

NSV TCV

Hao

hụt

(% th

ể tíc

h)

Năm

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

0,22

0,24

0,26

0,28

0,30

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Châu Phi Trung - Bắc Mỹ Châu Âu CIS

Trung Đông Bắc Mỹ Đông Nam Á

Hao

hụt

(% th

ể tíc

h)

Năm

Hình 2. Tỷ lệ hao hụt trung bình của thế giới trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường thủy. Nguồn: Petroleum Review, VPI tổng hợp, 2019 [1, 2, 4]

Hình 3. Tỷ lệ hao hụt trung bình trong vận chuyển dầu thô bằng đường thủy theo từng khu vực trên thế giới. Nguồn: Petroleum Review, VPI tổng hợp, 2019 [1, 2, 4]

TT Công đoạn Năm 2014 2015 2016 2017

1 Hao hụt xuất (% thể tích) 0,05 0,07 0,07 0,04

2 Hao hụt vận chuyển (% thể tích) 0,01 0,01 0,01 0,00

3 Hao hụt nhập (% thể tích) 0,1 0,1 0,11 0,1

4 Hao hụt vận đơn - bồn nhận (% thể tích) 0,19 0,16 0,17 0,16

Nguồn: VPI, Petroleum Review 2014 - 2017

Bảng 2. Tỷ lệ hao hụt tại các công đoạn thực tế trong giai đoạn 2014 - 2017

Nam Á có xu hướng biến đổi tương tự khu vực châu Âu, giảm trong giai đoạn 2011 - 2012, tăng trong các giai đoạn còn lại và giai đoạn 2013 - 2015 có tỷ lệ hao hụt tăng cao hơn giai đoạn 2009 - 2010 và giảm đáng kể vào năm 2017. Nhìn chung, tỷ lệ hao hụt trung bình của khu vực Đông Nam Á cao hơn so với các khu vực khác của thế giới.

Mức hao hụt cao nhất và thấp nhất qua các năm có xu hướng thay đổi. Hình 4 chỉ ra hao hụt trung bình cũng như mức hao hụt cao nhất và thấp nhất của từng năm trong giai đoạn 2009 - 2017 của khu vực Đông Nam Á.

Cụ thể, tỷ lệ hao hụt thấp nhất trong vận chuyển dầu thô bằng đường thủy trong giai đoạn 2013 - 2016 được ghi nhận ở mức cao hơn so với giai đoạn 2009 - 2010. Tuy nhiên đến năm 2017 mức hao hụt này giảm rõ rệt (xuống 0,06% thể tích), trong khi đó, tỷ lệ hao hụt cao nhất đã tăng trở lại trong giai đoạn 2013 - 2016 nhưng vẫn thấp hơn trong giai đoạn 2009 - 2010 và đạt 0,21% thể tích năm 2017. Tỷ lệ hao hụt dầu thô của khu vực Đông Nam Á có xu hướng giảm bớt và ổn định dần, cụ thể giảm từ 0,28% thể tích (2013) xuống 0,17% thể tích (2016) và giảm rõ rệt xuống 0,06% thể tích (2017). Hao hụt trung bình của năm 2017 giảm 1/2 so với năm 2016 tương ứng từ 0,25% thể tích (2016) xuống còn 0,11% thể tích (2017).

44 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


0,23 0,22

0,04

0,14

0,280,26

0,220,25

0,11

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Lớn nhất Nhỏ nhất Trung bình

Hao

hụt

(% th

ể tíc

h)

Năm

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

2009 2011 2013 2015 2017 2019

% th

ể tíc

h

Năm

Trung bình khu vực Đông Nam Á Trung bình thế giới

Hình 4. Hao hụt trong vận chuyển dầu thô bằng đường thủy tại khu vực Đông Nam Á. Nguồn: Petroleum Review, VPI tổng hợp, 2019 [1, 2, 4]

Hình 5. So sánh tỷ lệ hao hụt trung bình trong vận chuyển dầu thô bằng đường thủy của khu vực Đông Nam Á và thế giới. Nguồn: Petroleum Review, VPI tổng hợp, 2019 [1, 2, 4]

So sánh tỷ lệ hao hụt trung bình trong vận chuyển dầu thô bằng đường thủy của thế giới và khu vực (tính cho các loại dầu) có thể thấy tỷ lệ trung bình của khu vực Đông Nam Á cao hơn tỷ lệ trung bình của thế giới (Hình 5).

Khi so sánh tỷ lệ hao hụt trung bình của thế giới cho các loại dầu thô nói chung và cho dầu thô có tính paraffin nói riêng (Hình 6) cho thấy, do đặc tính bám dính của dầu, tỷ lệ hao hụt trung bình của các loại dầu thô paraffin cao hơn so với các loại dầu khác. Như vậy, đặc tính dầu thô mà cụ thể là hàm lượng paraffin cũng ảnh hưởng đến tỷ lệ hao hụt khi vận chuyển dầu thô bằng đường thủy.

Tóm lại, tỷ lệ hao hụt giữa vận đơn và bồn nhận trung bình của thế giới trong giai đoạn 2014 - 2017 dao động trong khoảng 0,16 - 0,19% thể tích cho các loại dầu và khoảng 0,21 - 0,31% thể tích cho dầu paraffin.

3. Nguyên nhân hao hụt

Các kết quả nghiên cứu, khảo sát cho thấy tỷ lệ hao hụt về khối lượng gần như không đáng kể, chủ yếu là do sự sai lệch về số liệu đo đếm (paper loss) gây ra bởi phương pháp và thiết bị đo đếm, điều kiện thời tiết… Một số khảo sát về sai lệch số liệu đo đếm trong quá trình vận chuyển dầu thô được tổng hợp trong Bảng 3.

Như vậy, sự sai lệch về số liệu đo đếm có thể xảy ra tại các công đoạn và phụ thuộc vào yếu tố liên quan (con người, phương pháp và thiết bị đo, điều kiện giao - nhận…). Hao hụt do sự sai lệch số liệu đo đếm chiếm tỷ lệ lớn, chủ yếu là sai lệch khi đo đếm lưu lượng, mức, mớn nước và độ nghiêng của tàu vận chuyển và nhiệt độ bồn chứa/hầm chứa dầu thô [4].

Trong trường hợp có hao hụt bất thường xảy ra ở các chuyến tàu vận chuyển, để đánh giá nguyên nhân có thể gây ra hao hụt, chênh lệch số liệu đo đếm trong toàn bộ quá trình vận chuyển dầu thô từ kho chứa nổi đến tàu vận chuyển tại

Hình 6. So sánh tỷ lệ hao hụt trung bình của thế giới khi vận chuyển các loại dầu thô bằng đường thủy. Nguồn: Petroleum Review, VPI tổng hợp, 2019 [1, 2, 4]

Hao

hụt

(% th

ể tíc

h)

Năm

45DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Nguồn: P&I, Intertanko, Intertek, VPI tổng hợp, 2016

TT Nguyên nhân Giới hạn Tỷ lệ (%) Ghi chú

1 Đo đạc chưa chính xác (lưu lượng, mức, mớn nước và độ nghiêng của tàu) ≤ ±0,21% thể tích 58,3

2 Xác định chưa đúng lượng dầu còn lại trên tàu sau khi xuất dầu (ROB)/lượng dầu có trên tàu trước khi nhận dầu (OBQ)

≤ ±0,04% thể tích 11,1

3 Sai số ở thiết bị đo nhiệt độ bồn chứa/hầm chứa dầu thô ≤ ±0,1% thể tích 27,8 Tương ứng với 1oC

4 Đo và chuyển đổi tỷ trọng tại phòng thí nghiệm ≤ ±0,01% thể tích 2,8 Tỷ trọng lệch 0,0016 đơn vị

5 Tổng ≤ ±0,36% thể tích 100

Bảng 3. Sai lệch số liệu đo đếm

Bảng 4. Nguyên nhân và giải pháp pháp giảm thiểu hao hụt dầu thô trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường thủy

TT Nguyên nhân Mô tả Biện pháp giảm thiểu

hao hụt

1 Sai số thiết bị đo Sai số gây ra do thiết kế của thiết bị và chỉ có thể duy trì mức tối thiểu thông qua việc bảo trì định kỳ.

Các đơn vị tham gia vào chuỗi cần phải thường xuyên bảo trì thiết bị đo và hiệu chuẩn, hiệu chỉnh khi cần để giảm thiểu sai số do thiết bị đo gây ra.

2 Sai số do xác định ROB/OBQ chưa đúng

Lượng dầu còn lại trên tàu sau khi xuất hàng (ROB) và trước khi nhập hàng (OBQ) phụ thuộc vào cấu trúc hầm hàng của tàu chở dầu và tính chất của dầu thô (tính bám dính, khả năng bơm hàng…). Ngoài ra còn có sai số do tính không chắc chắn của phép đo. Việc xác định ROB/OBQ chưa đúng dẫn đến chênh lệch nhiều trong sai số đo đếm.

Kiểm tra lại cấu trúc hầm hàng của tàu vận chuyển để lên kế hoạch cải tạo nâng cấp các tàu hiện có để đảm bảo tốt việc bơm khô vét sạch. Ngoài ra, phương pháp xác định ROB cần được thống nhất giữa các bên (gồm bên mua, bên bán và bên vận chuyển) và đáp ứng tiêu chí “vét sạch” của bên mua.

3 Sai số do đo và chuyển đổi tỷ trọng

Đặc thù dầu thô Việt Nam là dầu có hàm lượng para�n cao nên việc hình thành và kết tinh paraffin là điều khó tránh khỏi trong quá trình tồn trữ, dẫn đến sai lệch so với dầu chuẩn sử dụng trong bảng tra ASTM/API, cụ thể: - Sai lệch do nội suy mà không chọn giá trị thực gần trong bảng tra; - Sai lệch do nhiệt độ tại thời điểm lấy mẫu và đo mẫu chưa đảm bảo mẫu đồng nhất pha: + Nhiệu độ < nhiệt độ kết tinh paraf�n (WAT): mẫu tồn tại 2 pha; + Nhiệt độ > nhiệt độ kết tinh paraf�n: mẫu đồng nhất.

Cần xem xét thực hiện khảo sát toàn diện về việc áp dụng bảng tra của API khi tính toán quy đổi tỷ trọng của dầu thô [10].

4 Áp dụng hệ số kinh nghiệm tàu (VEF)

Các hệ số VEF được thiết lập dựa trên số liệu trung bình của 10 - 20 chuyến dầu tàu chở trong quá khứ sau khi đã loại đi các số liệu không đặc trưng. VEF là hệ số hiệu chỉnh lượng hàng nhận (VEFL)/xuất (VEFD) từ tàu để giảm sai lệch khi đo đạc do các vấn đề về sự biến dạng khoang chứa hàng, điều kiện thời tiết ảnh hưởng đến sự sai lệch khi đo mớn nước, độ nghiêng của tàu… cho lần đo đạc của chuyến hàng đó. Hệ số VEFs có vai trò quan trọng trong quá trình tính toán, xác định lượng hàng, ảnh hưởng đến cân bằng vật chất cho toàn bộ quá trình. Trong thương mại, việc áp dụng VEFs được thống nhất giữa các bên liên quan (chủ hàng và chủ tàu) và nếu được thì sẽ áp dụng tại cả cảng bốc và cảng dỡ.

Xem xét thực hiện việc đánh giá quá trình thu thập dữ liệu phục vụ thiết lập hệ số VEF và phương thức áp dụng VEFs, đồng thời, tiến hành xác định hệ số kinh nghiệm tàu tại cảng bốc (VEFL) và cảng dỡ (VEFD) tuân theo khuyến cáo của API.

46 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


cảng bốc và quá trình bơm trả dầu thô từ tàu vận chuyển đến hệ thống bồn chứa của nhà máy lọc dầu tại cảng dỡ, cần thực hiện các công việc sau:

+ Lựa chọn và giám sát quy trình thực hiện tại hiện trường của các chuyến tàu nghi ngờ có hao hụt cao đồng thời tham gia lấy mẫu để phân tích độc lập nhằm kiểm tra kết quả đo tại các đơn vị tham gia vào quá trình. Đây là cơ sở quan trọng để phát hiện các yếu tố có thể dẫn đến tình trạng hao hụt.

+ Tính toán cân bằng vật chất độc lập các lô dầu có thực hiện giám sát theo khuyến cáo của API [5, 6].

+ Tham khảo các tiêu chuẩn hiện hành và thông lệ thế giới để đánh giá các qui trình đang áp dụng và việc tuân thủ quy trình [7 - 12].

+ Theo khuyến cáo của API, khi xảy ra tỷ lệ hao hụt cao bất thường trong quá trình vận chuyển dầu thô, nên xem xét việc áp dụng hệ số kinh nghiệm tàu (VEF) khi tính toán hao hụt các công đoạn để xác định nguyên nhân.

4. Một số biện pháp giảm thiểu hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường thủy

Trên cơ sở đánh giá các nguyên nhân có thể gây ra tình trạng hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô từ cảng bốc đến cảng dỡ và bồn bờ của nhà máy lọc dầu, nhóm tác giả đề xuất một số giải pháp để giảm thiểu hao hụt, chênh lệch được thể hiện ở Bảng 4.

Ngoài ra, để phòng ngừa hao hụt xảy ra cần xem xét áp dụng các biện pháp sau:

+ Theo dõi quá trình bơm rót và báo cáo lượng dầu nhận trên tàu và xuất tại đồng hồ định kỳ 1 hoặc 2 giờ để đối chiếu và điều chỉnh khi có bất thường.

+ Phối hợp chặt chẽ với giám định, vận chuyển và chủ mỏ để xử lý kịp thời trong tình huống phát sinh hao hụt xuất tại mỏ cao bất thường tại đầu cảng bốc, đồng thời tối ưu hóa kế hoạch vận chuyển dầu thô của tàu và điều độ bồn bể tại các nhà máy lọc dầu.

5. Kết luận

Việc quản lý tình trạng hao hụt dầu thô trên thế giới được thực hiện theo các công đoạn gồm công đoạn xuất, nhập và vận chuyển. Ngoài ra, chênh lệch giữa vận đơn và bồn nhận cũng được sử dụng để phân tích và quản lý. Khu vực Đông Nam Á có tỷ lệ hao hụt trung bình cao hơn các khu vực khác trên thế giới. Dầu thô có hàm lượng paraffin cao (0,21 - 0,31% thể tích) trong quá trình vận chuyển có tỷ lệ hao hụt cao hơn các loại dầu khác (0,16 - 0,19% thể tích).

Đến nay, Việt Nam chưa có quy định về việc quản lý hao hụt dầu thô, chỉ có quy định về tỷ lệ hao hụt xăng dầu trong hoạt động kinh doanh xăng dầu. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chủ động xây dựng, ban hành và áp dụng quy chế quản lý hao hụt trong nội bộ với các định mức cụ thể cho từng công đoạn (xuất, vận chuyển và nhập), phù hợp với thông lệ quốc tế về quản lý hao hụt dầu thô.

Các nguyên nhân có thể gây ra hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô chủ yếu do phương pháp và thiết bị đo đếm, điều kiện thời tiết… Để xác định chính xác nguyên nhân và khắc phục, phòng ngừa tình trạng hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô cần có sự phối hợp chặt chẽ giữa các bên liên quan gồm: đơn vị cung ứng dầu thô, đơn vị vận chuyển, đơn vị mua dầu thô và đơn vị giám định. Ngoài ra, việc tối ưu hóa kế hoạch vận chuyển dầu thô và bồn bể tại các kho chứa trên bờ cũng là biện pháp cần được xem xét để giảm thiểu hao hụt trong quá trình vận chuyển dầu thô bằng đường thủy.


1. Paul Harrison. Global crude oil voyage losses fall in 2015. Petroleum Review. 2016.

2. Paul Harrison. Global crude oil vogage losses show small decrease in 2017. Petroleum Review. 2018.

3. Rohi Bhatia, John Dinwoodie. Daily oil losses in shipping crude oil: measuring crude oil loss rates in daily North Sea shipping operations. Energy Policy. 2004; 32(6): p. 811 - 822.

4. Paul Harrison. Marine crude oil transport. Petroleum Review. 2011 - 2013.

4. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 17: Marine measurement, Section 4: Method for quantification of small volumes on marine vesels. American Petroleum Institute. 1994.

5. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 17: Marine measurement, Section 9: Vessel Experience Factor (VEF). American Petroleum Institute. 2012.

6. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 8: Sampling. American Petroleum Institute. 2002.

7. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 8: Sampling, Section 1: Standard practice for manual sampling of petroleum and petroleum products. American Petroleum Institute. 1995.

47DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Summary

The management of crude oil voyage losses in stages, including load, ship and discharge, is highly practical and in accordance with international practice, requiring close co-ordination among parties including field owners, suppliers, transportation operators, inspection agencies and refineries. This article assesses the current situation of crude oil voyage losses management in Vietnam and in the world, analyses the causes of crude oil losses as well as provides solutions to mitigate and prevent these losses.

Key words: Voyage, crude oil, losses.

CAUSES AND SOLUTIONS TO REDUCE CRUDE OIL VOYAGE LOSSES

Dang Thi Tuyet Mai, Nguyen Huu Luong, Nguyen Thanh Sang, Le Hong Nguyen, Le Thanh PhuongVietnam Petroleum InstituteEmail: [email protected]

8. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 8: Sampling, Section 2: Standard practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products. American Petroleum Institute. 1995.

9. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 8: Sampling, Section 3: Standard practice for mixing and handling of liquid sample petroleum and petroleum products. American Petroleum Institute. 1995.

10. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 7: Temperature determination. American Petroleum Institute. 2001.

11. API. Manual of petroleum measurement standards, Chapter 9: Density determination. American Petroleum Institute. 2002.

48 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


tới 175 lít/kWh. Tại Phòng Thí nghiệm Công nghệ Năng lượng Quốc gia Mỹ (NETL), các nhà khoa học đã thống kê được lượng nước làm mát cho các nhà máy nhiệt điện của Mỹ chiếm 39% lượng nước sạch được sử dụng trên phạm vi cả nước. Việc sử dụng nước cho lĩnh vực điện năng tại Mỹ xấp xỉ 1.100 lít/người/ngày, cao gấp 3 lần nước sinh hoạt được sử dụng trực tiếp trong dân cư (khoảng 378 lít/người/ngày) [1]. Ở Việt Nam, sau khi Nghị định số 154/2016/NĐ-CP ngày 16/11/2016 của Chính phủ về phí bảo vệ môi trường đối với nước thải có hiệu lực, các nhà máy điện được yêu cầu kê khai lượng nước ngọt và nước biển sử dụng làm mát bình ngưng. Các nhà máy điện phải trả một khoản phí tương đối lớn 1,2 - 1,5 tỷ đồng/tháng, chiếm hơn 1/3 quỹ lương của nhà máy [2]. Mỗi loại công nghệ turbine đều yêu cầu rõ về lượng nước Demin và chất lượng nước Demin theo từng nhà sản xuất. Lượng nước Demin cho 2 tổ máy công suất 500MW với hệ thống làm mát ướt, tuần hoàn kín thì yêu cầu chỉ 5% lượng nước khử khoáng, 83% lượng nước làm mát trên tổng lượng nước sử dụng trong nhà máy. Tuy nhiên, chi phí để sản xuất nước Demin cung cấp cho nhà máy chiếm trên 1,47% chi phí sản xuất 1kW điện năng [3]. Qua khảo sát ở một số nhà máy nhiệt điện của PVN, chi phí sản xuất nước Demin bình quân chiếm 1,16 - 1,27% trên 1kW điện năng. Lượng hao hụt do bốc hơi chiếm 75%, do xả blowdown chiếm 23%, do rò rỉ chiếm 2%. Lượng hao hụt là khác nhau đối với


NGHIÊN CỨU, ĐÁNH GIÁ VIỆC SỬ DỤNG NƯỚC KHỬ KHOÁNG TẠI CÁC NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN


Lê Văn Sỹ1, Nguyễn Phan Anh1, Vũ Minh Hùng1, Nguyễn Hà Trung2

1Đại học Dầu khí Việt Nam2Đại học Bách khoa Hà NộiEmail: [email protected]

Tóm tắt

Nước khử khoáng ảnh hưởng trực tiếp đến giá thành sản xuất điện năng, hiệu suất của nhà máy nhiệt điện và phụ thuộc vào thông số công nghệ, quá trình vận hành. Việc nghiên cứu, đánh giá việc sử dụng nước khử khoáng giúp tiết kiệm chi phí sản xuất và nâng cao hiệu suất vận hành của các nhà máy nhiệt điện. Trong bài báo này, các tham số vận hành ảnh hưởng đến lượng nước khử khoáng sẽ được nhóm tác giả nghiên cứu và phân tích làm cơ sở cho việc phân tích quy hoạch thực nghiệm. Số liệu đầu vào tính toán là các dữ liệu quan trắc tại các nhà máy nhiệt điện tại Việt Nam. Kết quả phân tích thống kê thực nghiệm xác định được các yếu tố ảnh hưởng đến lượng tiêu thụ nước khử khoáng, từ đó đề xuất các giải pháp tối ưu hóa lượng nước khử khoáng sử dụng tại các nhà máy nhiệt điện.

Từ khóa: Nước khử khoáng, quy hoạch thực nghiệm, nhiệt điện, tiêu thụ nước, môi trường nước.

1. Giới thiệu

Tại các nhà máy nhiệt điện, nước khử khoáng (hay thường gọi là nước Demin - DM) được sản xuất theo quy trình riêng và đảm bảo chất lượng theo quy chuẩn của nhà chế tạo turbine. Nước đầu vào để sản xuất nước Demin là nước thủy cục đã làm sạch hoặc nước ngầm được đưa vào hệ thống lọc, khử tạp chất và các khoáng chất có trong nước để đảm bảo nước có độ tinh khiết cao. Chi phí sản xuất nước Demin và lượng tiêu thụ chiếm một tỷ trọng tương đối lớn trong giá thành sản xuất điện. Mặc dù hệ thống này tuần hoàn nhưng lượng nước bù vào mỗi ngày cho hệ thống phụ thuộc rất nhiều vào thông số vận hành và công nghệ sử dụng. Việc nghiên cứu các thông số vận hành ảnh hưởng đến lượng thất thoát nước Demin và công nghệ turbine sẽ rất quan trọng nhằm giảm thiểu chi phí liên quan đến lượng nước Demin sử dụng trong các nhà máy nhiệt điện (than và khí).

Lượng nước làm mát của các nhà máy nhiệt điện rất lớn, trung bình 95 lít/kWh. Đối với các nhà máy nhiệt điện than yêu cầu khoảng 142 lít/kWh, trong khi các nhà máy điện hạt nhân với hệ thống làm mát tương tự cần

49DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

từng nhà máy do chủ yếu phụ thuộc vào chế độ vận hành và công nghệ của nhà máy [1]. Tìm hiểu chi tiết nguyên nhân gây hao hụt ở từng nhà máy nhiệt điện do quá trình vận hành giúp tìm ra nguyên nhân gây hao hụt, đưa ra phương án giảm thiểu hao hụt là một trong những nhiệm vụ quan trọng.

Trên thế giới có nhiều nghiên cứu về việc tối ưu hiệu quả sử dụng nguồn nước cho các nhà máy nhiệt điện [4 - 8], trong đó chú trọng vào đánh giá hiệu quả sử dụng nguồn nước làm mát bình ngưng [4 - 6]. M.Muthuraman [7] đã nghiên cứu phương pháp giảm lượng nước hóa hơi trong hệ thống làm mát bình ngưng của nhà máy nhiệt điện than 500MW của công ty NTPC (Ấn Độ) bằng cách giảm lượng nước cấp bù (nước make-up) dùng để bù lượng thất thoát do hóa hơi. Khi lượng nước hóa hơi giảm thì lượng xả blowdown cũng giảm tương ứng. Kết quả cho thấy tổng lượng nước tiết kiệm được khoảng 20 - 26m3/giờ. Ngoài ra, một số nghiên cứu quan tâm đến tối ưu lượng nước sử dụng làm mát bằng phương pháp thống kê thực nghiệm (DOE). Ramkumar [5] đã thực hiện nghiên cứu giảm lượng nước làm mát bằng sử dụng phương pháp đáp ứng bề mặt RSM (Response Surface Methodology) và trí tuệ nhân tạo ANN (Artificial Neural Network) khi phân tích các thông số vận hành. Tác giả đã xây dựng mô hình thực nghiệm để dự đoán nhiệt độ nước mát trong tháp làm lạnh với các biến về dòng chảy, dòng không khí, nhiệt độ nước và chiều cao xả là các biến phân tích. Kết quả cho thấy nhiệt độ nước ảnh hưởng đáng kể đến hiệu suất làm mát. Các tham số này đã được tối ưu để nâng cao khả năng vận hành. Ngoài ra, các nghiên cứu [8 - 12] cũng thực hiện cùng hướng nghiên cứu cho các điều kiện vận hành khác và cho kết quả khả quan.

Về mặt ảnh hưởng của công nghệ turbine, công nghệ làm mát khác nhau trong nhà máy nhiệt điện, Michael D.Rutkowski và cộng sự [1] thuộc Phòng Thí nghiệm Kỹ thuật Năng lượng Quốc gia (Mỹ) đã thực hiện nghiên cứu toàn diện về ảnh hưởng của công nghệ làm mát, công nghệ turbine điển hình, các dạng làm mát khác nhau cho các nhà máy điện than và khí tại Mỹ. Nhóm tác giả chỉ ra rằng nhu cầu về nước làm mát trong các nhà máy điện phụ thuộc vào loại hệ thống làm mát được sử dụng chứ không phải phụ thuộc nhiều vào loại nhiên liệu (than, dầu, khí đốt thiên nhiên, uranium, năng lượng mặt trời, sinh khối, năng lượng địa nhiệt). Trong số các nhà máy với cùng loại hệ thống làm mát, lượng nước tiêu thụ cho làm mát chủ yếu được xác định bởi hiệu suất các nhà máy điện đó và không phụ thuộc các loại nhiên liệu sử dụng [1].

Nhìn chung, các nghiên cứu chủ yếu tập trung vào nghiên cứu ảnh hưởng của công nghệ turbine, công nghệ làm mát, điều kiện vận hành… đến hiệu quả làm mát bình ngưng và tối ưu hiệu quả làm mát bằng phương pháp thống kê thực nghiệm. Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả sử dụng nước khử khoáng ở các nhà máy nhiệt điện chưa được chú trọng, mặc dù có ảnh hưởng đáng kể đến giá thành sản xuất điện năng.

Bài báo này đề cập đến việc nghiên cứu và đánh giá hiệu quả sử dụng nước khử khoáng do điều kiện vận hành ở các nhà máy điện than và điện khí do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) vận hành. Phương pháp thống kê thực nghiệm dựa trên mô hình Taguchi sẽ được áp dụng để phân tích ảnh hưởng của 4 thông số chính: nhiệt độ, sản lượng điện, lượng xả blowdown, lượng hóa hơi. Thời gian quan trắc đo mẫu trong thời gian 5 tháng liên tục qua các năm 2016 - 2019. Kết quả được phân tích sơ bộ và sử dụng phần mềm quy hoạch thực nghiệm để xây dựng hàm thực nghiệm. Hàm thực nghiệm này là cơ sở để tối ưu hóa lượng nước khử khoáng sử dụng trong mỗi dạng nhà máy.

2. Khảo sát và thiết kế quy hoạch thực nghiệm

2.1. Đối tượng khảo sát

Hiện nay, PVN đang vận hành 5 nhà máy nhiệt điện sử dụng nguồn nguyên liệu chính là: khí thiên nhiên (Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1, Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2, Nhà máy Điện Cà Mau 1, Nhà máy Điện Cà Mau 2) và than (Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1). Công nghệ nhiệt điện sử dụng turbine khí chu trình kết hợp (CCGT) cho các nhà máy điện khí và công nghệ SubC cho nhà máy điện than. Công nghệ làm mát gồm làm mát trực lưu và tuần hoàn ướt (Bảng 1).

2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến lượng bù nước Demin

Để phân tích và đánh giá lượng thất thoát nước khử khoáng thì việc xác định sơ bộ các nhân tố ảnh hưởng là rất quan trọng. Các thông tin được nhóm tác giả khảo sát trực tiếp tại hiện trường; phỏng vấn các kỹ sư vận hành và cán bộ kỹ thuật để thống kê và loại trừ các nguyên nhân gây hao hụt nước Demin; đồng thời nghiên cứu công nghệ làm mát, công nghệ turbine. Trong các tài liệu công bố trước đây, Prabhakar [11, 12] cho rằng các nguyên nhân chính gây tổn thất nước Demin là từ hệ thống phân tích hơi (SWAS), rò rỉ qua van và đường ống, xả blowdown, bơm chân không hoặc bơm tràn và các nguyên nhân khác (Hình 1).

50 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

CÔNG NGHIỆP ĐIỆNLư

ợng

nước

Dem

in b

ù (m

3 )

Số ngày khảo sát từ 19/11/2018 đến 19/3/2019

Hình 2. Lượng nước Demin cấp bù tại Nhà máy Điện Cà Mau 1

Bảng 1. Các nhà máy nhiệt điện được khảo sát

35

30

25

20

15

10

5

0

% t

rong

tổng

tổn

thất

Nguyên nhân

SWASBlowdownKhác

Hệ thống vanHệ thống bơm

Hình 1. Các nguyên nhân gây tổn thất nước khử khoáng và tỷ trọng [3]

TT Nhà máy Công suất

(MW) Nguyên

liệu Công nghệ

làm mát Lưu lượng (m3/giây)

Turbine Nước Demin

(m3/ngày)

1 Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 2 × 600 Than Trực lưu 2 × 23 SubC 600 × 2 2 Nhà máy Điện Cà Mau 1

2 × 750 Khí

Tuần hoàn ướt 2 × 0,7 CCGT

50 × 2 3 Nhà máy Điện Cà Mau 2 4 Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1 450

Trực lưu 12 400

5 Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 750 63 60

Kết quả khảo sát thực tế tại các nhà máy điện (Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2, Cà Mau 1, Cà Mau 2 và Vũng Áng 1) cho thấy tổn thất nước Demin từ quá trình khởi động được ghi nhận là một nguyên nhân cần được xem xét. Tuy nhiên, ở thời điểm hiện tại số liệu thu thập từ các nhà máy liên quan đến hao hụt nước khử khoáng khi khởi động lò hơi chưa đủ để phân tích chi tiết nên trong nghiên cứu này chưa đề cập [8 - 11]. Đây là quá trình không

thường xuyên nhưng tỷ trọng mất mát từ quá trình khởi động là không thể bỏ qua. Trong khuôn khổ giới hạn, số liệu thu được từ Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 sẽ được lấy đại diện để phân tích quy hoạch thực nghiệm. Các nhà máy khác sẽ áp dụng tương tự quá trình đánh giá và phân tích này.

Việc kiểm tra sự phụ thuộc của lượng nước Demin tiêu thụ hàng ngày trong nhà máy được thực hiện qua các kiểm định phân phối, kiểm định ANOVA và các kiểm định bằng phương pháp đồ thị. Kết quả cho thấy có sự phụ thuộc của lượng nước Demin tiêu thụ tính theo sản lượng điện vào nhiệt độ môi trường. Tuy nhiên, chưa thể chỉ rõ được mối quan hệ này bởi vì trên lý thuyết và theo ý kiến của các chuyên gia công tác tại các nhà máy nhiệt điện lượng Demin tiêu thụ còn phụ thuộc vào sản lượng điện kế hoạch tháng/quý/năm.

Lượng nước Demin cấp bù ở Nhà máy Điện Cà Mau 1 dao động rộng từ 20 m3/ngày đến 436 m3/ngày. Thời gian khảo sát từ ngày 19/11/2018 đến ngày 19/3/2019 như Hình 2. Lượng nước cấp bù ở trên được thấy do thất thoát từ các nguyên nhân như: i) lượng nước thất thoát xả về blowdown: thu gom toàn bộ lượng nước - hơi nước không đạt chuẩn trong chu trình nước - hơi nước, đồng thời là các thất thoát từ van đường ống trong chu trình nước - hơi nước; ii) lượng nước - hơi nước thất thoát do phân tích, lấy mẫu để kiểm tra chất lượng nước vào lò hơi; iii) thất thoát do bay hơi; iv) thất thoát do một phần lượng nước khử khoáng được châm vào trong hệ thống

51DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

làm mát turbine khí, turbine hơi và hệ thống làm mát các thiết bị khác trong chu trình nước - hơi nước tuy nhiên việc châm này không thường xuyên và mất mát có thể tính là rất nhỏ.

Trong các thất thoát trên thì thất thoát do hơi là không thể đo được mà chỉ có thể quan sát được và cũng phụ thuộc vào nhiệt độ và độ ẩm không khí mới có thể ghi nhận và ước lượng lại được là nhiều hay ít. Thất thoát do hơi về mặt lý thuyết có thể tính toán được dựa vào chu trình hơi nước và trên lý thuyết cũng phụ thuộc vào sản lượng điện và nhiệt độ [9]. Tuy nhiên, việc tính toán thất thoát do hơi chỉ dựa trên quy trình vận hành mà cụ thể là nhiệt độ, áp suất và theo đó là trạng thái hơi bão hòa là chưa đủ vì còn phụ thuộc vào các thất thoát tại các van xả/đóng mở, dọc đường hơi và có sự biến thiên lớn khi xả lò, lò hơi bị rò rỉ. Do đó, lượng thất thoát do hơi chỉ có thể tính toán bằng cách loại bỏ hết các thất thoát nước trong chu trình nước - hơi nước ra khỏi lượng nước Demin tiêu thụ.

Thất thoát nước do lấy mẫu có thể được đo chính xác bằng 2 phương pháp: phương pháp cộng trung bình của lưu lượng chảy qua các vòi lấy mẫu; phương pháp đo thực nghiệm bằng cách lấy trung bình của tổng lưu lượng chảy qua tất cả các vòi. Kết quả đo cho thấy lượng nước lấy mẫu được thực hiện theo đúng quy trình quy định và lượng nước này tuy có khác nhau ở từng nhà máy phụ thuộc vào lượng nước Demin tiêu thụ và các quy chuẩn khác của vendor, nhưng là hằng số với thời gian. Do đó lượng nước Demin tiêu thụ/thất thoát không phụ thuộc vào lượng nước lấy mẫu hàng ngày, tuy nhiên lượng nước lấy mẫu cũng chiếm một tỷ trọng đáng kể khi tính toán thất thoát nước Demin tiêu thụ. Tóm lại, các yếu tố có thể đo được và gây ảnh hưởng đến lượng nước Demin tiêu thụ trong nhà máy bao gồm: nhiệt độ môi trường; sản lượng điện; lượng nước xả về blowdown; lượng thất thoát hơi.

2.3. Thiết kế quy hoạch thực nghiệm

Trong công nghiệp, để tính toán được sự ảnh hưởng của các yếu tố trên đến lượng nước Demin tiêu thụ thường hay sử dụng phương pháp quy hoạch thực nghiệm (DOE). Ưu điểm của phương pháp này là giúp xác định sự ảnh hưởng mà không cần phải tiến hành đầy đủ các thí nghiệm kiểm chứng. Có nhiều phương pháp quy hoạch thực nghiệm mà yêu cầu số lượng thực nghiệm phải tiến hành khác nhau, tuy nhiên số lượng thực nghiệm cần phải tiến hành sẽ không nhiều. Một số nghiên cứu trước đây sử dụng phương pháp đáp ứng bề mặt RSM kết hợp với trí tuệ nhân tạo [5], và phương pháp Taguchi để phân tích và tối ưu các yếu tố ảnh hưởng đến lượng nước sử dụng

làm mát [4 - 8]. Nhìn chung, 2 phương pháp trên rất phù hợp cho việc phân tích thống kê một cách đơn giản và hiệu quả, dễ dàng áp dụng trong thực tiễn công nghiệp. Trong các phương pháp quy hoạch thực nghiệm nói trên, nghiên cứu này tập trung vào phương pháp Taguchi để kiểm tra sự ảnh hưởng của 4 yếu tố (nhiệt độ môi trường; sản lượng điện; lượng nước xả về blowdown; lượng thất thoát hơi) đến lượng nước Demin sử dụng. Thêm vào đó phương pháp này cũng cho phép tìm được phương án tối ưu khi vận hành để lượng nước Demin thất thoát là nhỏ nhất trong điều kiện vận hành ổn định của nhà máy.

Phương pháp Taguchi được xây dựng dựa trên chất lượng của sản phẩm. Chất lượng trong trường hợp ở đây chính là sự vận hành ổn định của hệ thống thiết bị bao gồm toàn bộ các thiết bị và chu trình vận hành nước - hơi nước của nhà máy. Trái ngược với chất lượng là sự giảm thiểu (mất mát) thể hiện qua các biến đổi có tính hệ thống hoặc các hiện tượng không mong muốn xuất hiện làm ảnh hưởng đến chất lượng. Có thể tính toán được chất lượng thông qua mất mát và nếu thất thoát càng ít thì chất lượng càng cao. Trong trường hợp này là sự thất thoát của lượng nước Demin khi nhà máy vận hành ổn định.

Bằng phương pháp thống kê đã được thực hiện ở phần trên có thể tính được giá trị trung bình của lượng nước tiêu thụ cũng như khoảng tin cậy 95% và các giá trị nhỏ nhất và lớn nhất. Đây là phương pháp thống kê truyền thống. Kết quả của phương pháp phân tích truyền thống với các quy trình công nghiệp cho biết khoảng tin cậy để hệ thống vận hành ổn định, có nghĩa là nếu nằm trong khoảng này thì sự mất mát về chất lượng là chấp nhận được. Một ví dụ nữa là khi có sự thay đổi về sản lượng điện, có thể thấy nhu cầu về nước Demin tăng lên, nhưng vẫn nằm trong khoảng cho phép, nghĩa là sự mất mát là bằng 0. Tuy nhiên nếu tiếp tục tăng sản lượng điện thì sự mất mát này có thể trở nên đáng kể và sự phụ thuộc của lượng nước Demin tiêu thụ vào sản lượng điện không phải là hàm tuyến tính, bởi vì lượng tiêu thụ này còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác (như nhiệt độ) mà điều này không thể xác định được bằng các phương pháp thống kê truyền thống.

Bản chất của phương pháp Taguchi là người thực nghiệm/người vận hành phải giảm thiểu tối đa sự biến đổi của lượng nước Demin khi có sự tác động của các yếu tố gây biến đổi và phải tăng tối đa sự thay đổi đó bằng các yếu tố điều khiển.

Các yếu tố gây biến đổi chính là các yếu tố nằm ngoài quyền kiểm soát của người vận hành, đó chính là nhiệt độ

52 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

01160116011601

250

200

150

100

50

0

Lượ

ng n

ước

Dem

in (m

3)

01160116011601

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Sản

lượn

g đi

ện (M

W)

01160116011601

37

36

35

34

33

32

31

Nhi

ệt đ

ộ ( o C

)

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

01160116011601

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Sản

lượn

g đi

ện (M

W)

01160116011601

37

36

35

34

33

32

31

Nhi

ệt đ

ộ ( o C

)

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Hình 3. Phân bổ lượng nước Demin tiêu thụ tại Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 trong giai đoạn khảo sát

(a)

(b)

Hình 4. Phân bổ của sản lượng điện (a) và nhiệt độ môi trường (b) tại Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 trong giai đoạn khảo sát

môi trường. Các yếu tố điều khiển ở đây là các yếu tố có thể kiểm soát và thay đổi được bởi người vận hành như: sản lượng điện; lượng nước xả từ blowdown và lượng thất thoát hơi, hoặc góc quay van để điều chỉnh lưu lượng, các công tác đóng mở và các yếu tố điều khiển khác. Mục tiêu của thử nghiệm để tăng chất lượng sẽ phải là thiết lập các thông số điều khiển tốt nhất trong quá trình sản xuất để tỷ số giữa yếu tố điều khiển và yếu tố gây biến đổi là lớn nhất, hay nói cách khác là để các yếu tố trong thực nghiệm đều được xem là yếu tố điều khiển.

Với đặc thù vận hành tại nhà máy nhiệt điện, thực nghiệm với yêu cầu tính đến các yếu tố ảnh hưởng nằm trong chu trình nước - hơi nước là không thể tiến hành được. Tuy vậy, quá trình thao tác vận hành của nhà máy được điều khiển tự động hóa và có sự giám sát của tổ vận hành với mục đích duy trì hoạt động ổn định của nhà máy. Và điều này lại thỏa mãn yêu cầu của quy hoạch thực nghiệm theo phương pháp Taguchi. Phân tích DOE được thực hiện tại Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 với số liệu thu thập được lấy trong 5 tháng (119 ngày) từ 19/11/2018 đến 18/3/2019 bao gồm lượng nước Demin tiêu thụ, sản lượng điện, lượng xả từ blowdown và dữ liệu về nhiệt độ môi trường cũng trong khoảng thời gian trên từ trạm quan trắc được đặt gần nhất với vị trí của nhà máy. Các thay đổi theo thời gian của các giá trị khảo sát trên được thể hiện trong các Hình 3 - 5.

Sau đó các bậc giá trị và khoảng lựa chọn của các yếu tố gây ảnh hưởng đến lượng hao hụt nước Demin được tính toán dựa trên biểu đồ phân phối (histogram) của từng yếu tố và phải phù hợp với yêu cầu của phương pháp lựa chọn Taguchi. Các giá trị này được thể hiện trong Bảng 2.

Trong đó với yếu tố (A) Nhiệt độ có 6 bậc giá trị và các yếu tố còn lại (B), (C),

53DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

01160116011601

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Lượ

ng n

ước

về b

low

dow

n tổ

ng (

m3 )

01160116011601

250

200

150

100

50

0

Lượ

ng n

ước

thất

tho

át k

hác

(m3)

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

01160116011601

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Lượ

ng n

ước

về b

low

dow

n tổ

ng (

m3 )

01160116011601

250

200

150

100

50

0

Lượ

ng n

ước

thất

tho

át k

hác

(m3)

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Năm

Tháng

Ngày

2019 2019 20192018

32112

Hình 5. Phân bổ lượng nước xả blowdown (a) và lượng thất thoát hơi (b) tại Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 trong giai đoạn khảo sát

Yếu tố Bậc giá trị Độ lớn của khoảng

(A) Nhiệt độBậc 1 2 3 4 5 6

1Giá trị 31 32 33 34 35 36

(B) Sản lượng điệnBậc (1) Mức thấp (2) Mức trung bình (3) Mức cao

110Giá trị 530 640 750

(C) Lượng nước xả blowdownBậc

0,5Giá trị 2 2,5 3

(D) Thất thoát hơiBậc

10Giá trị 40 50 60(1) Mức thấp

(1) Mức thấp (2) Mức trung bình

(2) Mức trung bình

(3) Mức cao

(3) Mức cao

Bảng 2. Các bậc giá trị và khoảng lựa chọn của các yếu tố

(D) có cùng 3 bậc giá trị là thấp, trung bình và cao. Ma trận thực nghiệm theo phương pháp Taguchi được thể hiện trong Bảng 3.

Dựa trên ma trận thực nghiệm, tiến hành 18 thực nghiệm theo yêu cầu về các bậc giá trị tương ứng trong từng hàng của ma trận. Ứng với mỗi loại

thực nghiệm sẽ tiến hành lập lại các thí nghiệm đó để lấy giá trị trung bình của lượng nước Demin. Chỉ cần trích xuất từ dữ liệu thực tế về lượng nước Demin tiêu thụ. Ma trận thực nghiệm Taguchi được xây dựng trên sơ đồ 4 x 3. Bởi vì mục đích của thực nghiệm là để xác định giá trị nhỏ nhất của lượng nước Demin tiêu thụ nên sẽ chọn tỷ số S/N (the signal to noise ratio) là nhỏ nhất (the smaller is better). Thêm vào đó khi xử lý phân tích, kiểm tra mối quan hệ phụ thuộc giữa các yếu tố A, B, C, D lẫn nhau (biểu diễn dưới dạng AB, AC, AD, BC, BD và CD) cũng được tiến hành.

3. Kết quả và thảo luận

Kết quả phân tích quy hoạch thực nghiệm theo phương pháp Taguchi cho thấy không có sự ảnh hưởng chung của các yếu tố A, B, C, D mà cụ thể là AB, AC, AD, BC, BD và CD đến lượng nước Demin tiêu thụ.

Để đánh giá sự ảnh hưởng của các yếu tố đến lượng nước Demin tiêu thụ, sử dụng 2 giá trị phản hồi đó là giá trị kỳ vọng toán và tỷ số S/N. Giá trị P-values được dùng để xác định độ ảnh hưởng của các yếu tố có mang ý nghĩa thống kê hay không và theo mức độ nào và dùng các hệ số để xác định mức độ ảnh hưởng.

Với số liệu thu được từ Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 trích xuất ra tương ứng với ma trận thực nghiệm cho thấy giá trị của các P-value < 1. Cụ thể là đối với tỷ số S/N, chỉ có giá trị P-value của

(a)

(b)

54 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Bảng 5. Kết quả phân tích ANOVA cho kỳ vọng toán học của các ảnh hưởng

TT A B C D 1 1 1 1 1 2 1 2 2 2 3 1 3 3 3 4 2 1 1 2 5 2 2 2 3 6 2 3 3 1 7 3 1 2 1 8 3 2 3 2 9 3 3 1 3

10 4 1 3 3 11 4 2 1 1 12 4 3 2 2 13 5 1 2 3 14 5 2 3 1 15 5 3 1 2 16 6 1 3 2 17 6 2 1 3 18 6 3 2 1

Bảng 3. Ma trận thực nghiệm Taguchi

Bảng 4. Kết quả phân tích ANOVA cho tỷ số S/N

Nguồn DF Seq SS Adj SS Adj MS F P S R-Sq R-Sq(adj)

A 5 2,6247 2,6247 0,5249 0,51 0,761 1,0140 81,40% 80,13%

B 2 0,4036 0,4036 0,2018 0,20 0,827

C 2 0,5763 0,5763 0,2881 0,28 0,765

D 2 23,3966 23,3966 11,6983 11,38 0,009

Sai số dư 6 6,1690 6,1690 1,0282

Tổng 17 33,1702

Nguồn DF Seq SS Adj SS Adj MS F P S R-Sq R-Sq(adj)

A 5 136,28 136,28 27,26 0,57 0,724 6,9229 81,61% 80,90%

B 2 20,46 20,46 10,23 0,21 0,814

C 2 36,72 36,72 18,36 0,38 0,697

D 2 1082,90 1082,90 541,45 11,30 0,009

Sai số dư 6 287,56 287,56 47,93

Tổng 17 1563,92

D là 0,009 < 0,05 thể hiện mức độ ảnh hưởng mang tính thống kê, điều này dễ hiểu bởi thất thoát do bay hơi là không thể tính được và do đó là phần trừ đi của lượng nước xả blowdown, lượng nước phân tích mẫu từ lượng nước Demin tiêu thụ.

Giá trị tuyệt đối của hệ số lấy từ Bảng 5 cho thấy giá trị trung bình của các đặc trưng phản hồi từ các yếu tố. Trong bảng cũng có xếp bậc dựa trên trị số thống kê Delta dùng để thể hiện độ lớn của sự ảnh hưởng. Trị số thống kê Delta

được lấy bằng giá trị ảnh hưởng lớn nhất trừ đi giá trị nhỏ nhất của các bậc giá trị. Ngoài ra các hệ số mô hình chỉ rõ hơn mức độ ảnh hưởng của từng bậc giá trị. Kết quả thực nghiệm cho thấy đối với cả chỉ số S/N và giá trị trung bình thất thoát hơi luôn gây ra ảnh hưởng lớn nhất, tiếp theo đó là ảnh hưởng của nhiệt độ rồi đến lượng xả blowdown và cuối cùng ít ảnh hưởng nhất trong 4 yếu tố trên là sản lượng điện.

55DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

363534333231

70

65

60

55

50

750640530 3.02.52.0 605040

A B C D

363534333231

-34.0

-34.5

-35.0

-35.5

-36.0

-36.5

750640530 3.02.52.0 605040

A

Trị t

rung

bìn

h

Trị t

rung

bìn

h

B C D

Sơ đồ các ảnh hưởng chính của các yếu tố đến lượng Demin cấp bùTrị phân bố của các yếu tố

Sơ đồ các ảnh hưởng chính của các SNR của các yếu tố đến lượng Demin cấp bùTrị phân bố của các SNR của các yếu tố

SNR: nhỏ nhất là tốt nhất; SNR - tỷ lệ tín hiệu/nhiễu

363534333231

70

65

60

55

50

750640530 3.02.52.0 605040

A B C D

363534333231

-34.0

-34.5

-35.0

-35.5

-36.0

-36.5

750640530 3.02.52.0 605040

A

Trị t

rung

bìn

h

Trị t

rung

bìn

h

B C D

Sơ đồ các ảnh hưởng chính của các yếu tố đến lượng Demin cấp bùTrị phân bố của các yếu tố

Sơ đồ các ảnh hưởng chính của các SNR của các yếu tố đến lượng Demin cấp bùTrị phân bố của các SNR của các yếu tố

SNR: nhỏ nhất là tốt nhất; SNR - tỷ lệ tín hiệu/nhiễu

Hình 6. Các ảnh hưởng chính đến lượng nước Demin bù

Trong thực nghiệm này mục đích mong muốn đạt được thất thoát lượng nước Demin là thấp nhất tương ứng với việc giá trị kỳ vọng toán là nhỏ nhất. Quan sát Hình 6 cho thấy giá trị nhỏ nhất của kỳ vọng toán đạt được ở: A - bậc 5 (35oC); B - bậc 3 (750); C - bậc 3 (3,0); D - bậc 1 (40) và cũng tương tự như vậy đối với tỷ số S/N, giá trị nhỏ nhất tìm thấy được ở điểm trên. Có thể dễ dàng thấy được mối quan hệ này trên đồ thị các ảnh hưởng chính đến kỳ vọng toán và tỷ số S/N.

Sử dụng module quy hoạch thực nghiệm trong DOE có thể dự đoán về chỉ số S/N và giá trị trung bình của lượng nước Demin tiêu thụ tại những bậc giá trị cụ thể của các yếu tố. Bảng 6 là kết quả từ việc dự đoán tại các bậc giá trị ghi nhận giá trị nhỏ nhất của kỳ vọng toán và tỷ số S/N.

Có thể kết luận ở điều kiện nhiệt độ 35oC, để đạt được công suất tối đa là 750MW, với lượng nước xả về blowdown là 3m3/ngày và lượng thất thoát hơi trong chu trình nước - hơi nước là 40m3 thì lượng nước Demin tiêu thụ của nhà máy sẽ là thấp nhất và đạt giá trị là 43,8m3. Với giá trị này

thì lượng nước thất thoát do lấy mẫu được nhà máy cung cấp là 2,88m3 chiếm 6,5% lượng nước Demin tiêu thụ. Trong khi đó lượng nước thất thoát do lấy mẫu đo đạt được từ Nhà máy Điện Cà Mau 1 là 13,84m3 chiếm 27,7% lượng Demin tiêu thụ trung bình của nhà máy (50m3). Lượng nước thất thoát do lấy mẫu ở Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1, Nhà máy Điện Cà Mau 2 và Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 cũng lần lượt là 13,42m3, 13,84m3, 24m3 cho thấy có sự dao động và chiếm tỷ trọng lớn trong lượng nước Demin tiêu thụ. Các kết quả phân tích quy hoạch thực nghiệm tại các nhà máy nhiệt điện được tổng hợp trong Bảng 7.

Có thể thấy là với cùng công nghệ turbine hơi SST5-5000, chu trình nước và hơi nước của Siemens thì lượng nước khử khoáng tiêu thụ ở Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2 và Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 theo thiết kế lần lượt là 50 và 60m3/ngày ứng với sản lượng điện là 750MW. Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 đi vào vận hành từ năm 2010 với công nghệ điều khiển tiên tiến giúp cho việc vận hành của nhà máy luôn ở trạng thái vận hành ổn định. Kết quả thu được từ quy hoạch thực nghiệm cũng cho thấy với sản lượng điện vận hành ổn định là 750MW thì lượng Demin tiêu thụ thực tế là 43,8m3/ngày. Trong khi đó, Nhà máy Điện Cà Mau 1 - 2 với sản lượng điện vận hành ở mức thấp hơn so với thiết kế là 300 và 400MW, lượng Demin tiêu thụ tương ứng là 21,3 và 22,9m3/ngày. Công nghệ được sử dụng ở Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 cũng cho thấy với sản lượng điện là 1.000MW thì lượng Demin tiêu thụ nhỏ nhất, hay nói cách khác là lượng Demin tiêu thụ khi hệ thống vận hành ổn định không xảy ra sự cố là 937,7m3/ngày. Trong khi đó với số liệu thiết kế 1.200MW thì lượng Demin tính toán được từ chu trình nước - hơi nước là 1.200m3/ngày. Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng 1 sử dụng turbine hơi TC4F-36 của Toshiba vận hành ở áp suất hơi 167

56 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Hình 7. Mô tả phần dư của mô hình hồi quy

Tỷ số S/NGiá trị

trung bình

Giá trị thiết lập

A B C D

-33,0223 43,7833 35 750 3 40

Bảng 6. Giá trị dự đoán tại các bậc giá trị

Sơ đồ phần dư của các trị trung bình

Sơ đồ phân bố chuẩn

Phần dư

Phần dư

Biểu đồ tần số

%Tầ

n số

Phần

dư

Phần

dư

Phân bố giá trị

Giá trị được lựa chọn

Bậc quan sát

Phân bố bậc

10- 1

99

90

50

10

1- 33- 34- 35- 36- 37

1.0

0.5

0.0

- 0.5

- 1.0

1.00.50.0- 0.5

4.8

3.6

2.4

1.2

0.018161412108642

1.0

0.5

0.0

- 0.5

- 1.0

Sơ đồ phần dư của các SNRSơ đồ phân bố chuẩn

Phần dư

Phần dư

Biểu đồ tần số

%Tầ

n số

Phần

dư

Phần

dư

Phân bố giá trị

Giá trị được lựa chọn

Bậc quan sát

Phân bố bậc

57DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Bảng 7. Kết quả quy hoạch thực nghiệm tại các nhà máy nhiệt điện

bar và nhiệt độ hơi là 538oC. Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1 sử dụng công nghệ turbine hơi của GE tiêu thụ một lượng lớn nước Demin theo thiết kế là 400 m3/ngày, sản lượng điện thiết kế là 450MW. Với sản lượng điện là 235MW theo tính toán của phương pháp quy hoạch thực nghiệm dựa trên số liệu vận hành thực tế của nhà máy thì lượng Demin tiêu thụ là 342,1m3/ngày. So sánh với Nhà máy Ashuganj 400MW (nằm ở phía Đông của Bangladesh) chu trình hỗn hợp, cùng công nghệ của GE, với lượng Demin tiêu thụ là 11 m3/giờ cho công suất 225MW tương đương với 264 m3/ngày [13]. Các tính toán của quy hoạch thực nghiệm cho ra con số chính xác của lượng Demin tiêu thụ ứng với thời điểm vận hành ổn định và không xảy ra sự cố, đồng thời cũng chỉ ra được yếu tố ảnh hưởng về mặt công nghệ đến lượng Demin tiêu thụ này.

4. Kết luận

Quá trình phân tích quy hoạch thực nghiệm theo dữ liệu vận hành của Nhà máy Điện Nhơn Trạch 2 rút ra kết luận như sau:

- Kết quả trích xuất từ ảnh hưởng của các biến khảo sát chính đến lượng nước Demin (Hình 6) cho thấy sự ảnh hưởng của nhiệt độ là đáng kể. Mức ảnh hưởng từ 55 - 63%. Nhiệt độ trên 36oC có ảnh hưởng rất lớn đến lượng nước Demin tiêu thụ.

- Lượng nước Demin tiêu thụ trên sản lượng điện có sự phụ thuộc vào sản lượng điện và phân bố theo tháng đạt giá trị lớn nhất từ tháng 2 - 4 và thấp nhất là vào tháng 7.

- Lượng nước Demin nhỏ nhất có thể đạt được dựa trên số liệu từ nhà máy là 43,8m3/ngày, số này khá sát với giá trị thiết kế của nhà máy (50m3/ngày) với cùng công suất là 750MW.

- Ảnh hưởng đến lượng nước Demin tiêu thụ xếp theo thứ tự: thất thoát hơi → nhiệt độ → xả blowdown → sản lượng điện.

Từ kết luận trên, cần chú ý trong công tác vận hành

nhà máy theo các phương án sau:

- Tổn thất do khởi động lò hơi: Tối ưu hóa quá trình vận hành, hạn chế thấp nhất số lần phải khởi động lò hơi; huấn luyện, nâng cao tay nghề kỹ sư vận hành quá trình khởi động lò hơi.

- Giảm tổn thất nước - hơi nước từ hệ thống phân tích (SWAS): Huấn luyện đội ngũ kỹ thuật viên định kỳ về công tác phân tích mẫu và tầm quan trọng của nước khử khoáng; cân nhắc việc đóng hệ thống lẫy mẫu nước sau khi lấy mẫu xác định thời gian mở van trước khi lấy mẫu nước lần kế tiếp để bảo đảm độ chính xác và tránh tổn thất nước khử khoáng.

- Giảm tổn thất nước - hơi nước qua hệ thống van (bình chứa và đường ống): Sử dụng kết hợp hệ thống van tự động với các điều khiển mức trong bình chứa; tổng kiểm tra định kỳ hệ thống van và bình chứa ít nhất 4 lần/năm; kiểm tra và phát hiện sớm các bất thường trong báo cáo hao hụt nước khử khoáng hằng ngày để xử lý kịp thời nếu có sự cố; kiểm tra định kỳ hệ thống đường ống; đối với các đường ống hơi cao áp, công ty cần phải có kế hoạch bảo trì hằng năm.

- Hệ thống blowdown: Thiết kế tái sử dụng nước từ bồn blowdown.

- Hệ thống bơm: Kiểm tra định kỳ, gia cố các đầu nối, đầu xả và điểm có nguy cơ rò rỉ nước khử khoáng trên bơm.


1. Gary J.Stiege, James R.Longanbach, Michael D.Rutkowski. Power plant water usage and loss study. The United States Department of Energy National Energy Technology Laboratory. 2007.

2. Tạp chí Năng lượng Việt Nam. Nước tuần hoàn trực lưu nhà máy nhiệt điện: “Đóng thuế môi trường là vô lý”. 28/11/2012.

Tính chất Cà Mau 1 Cà Mau 2 Nhơn Trạch 1 Nhơn Trạch 2 Vũng Áng 1 Nhiệt độ (oC) 27 29 33 35 31 Sản lượng điện (MW) 300 400 235 750 1.000 Xả blowdown (m3/ngày) 4 2 85 3 200 Thất thoát hơi (m3/ngày) 6 30 310 40 900 Lượng Demin tiêu thụ nhỏ nhất (m3/ngày) 21,3 22,9 342,1 43,8 937,7

Sản lượng điện thiết kế (MW) 750 750 450 750 2 × 600 Lượng Demin tiêu thụ theo thiết kế (m3/ngày) 50 50 400 60 2 × 600

58 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


3. Ana Delgado, Howard J.Herzog. A simple model to help understand water use at power plants. Massachusetts Institute of Technology. 2012.

4. R.Ramkumar, A.Ragupathy. Optimization of cooling tower performance with different types of packings using Taguchi approach. Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering. 2015; 37: p. 929 - 936.

5. Ramkumar Ramakrishnan, Ragupathy Arumugam. Optimization of operating parameters and performance evaluation of forced draft cooling tower using response surface methodology (RSM) and artificial neural network (ANN). Journal of Mechanical Science and Technology. 2012; 26(5): p. 1643 - 1650.

6. Mustafa Bahadır Özdemir. Optimization of process parameters of ground source heat pumps for space heating applications with Taguchi method. Journal of Polytechnic. 2018; 21(4): p. 991 - 998.

7. M.Muthuraman. Reduction in power plant specific water consumption. International Power Plant O & M Conference. 2016.

8. Ram Kumar, Ragupathy Arumugam. Optimization

of cooling tower performance analysis using Taguchi method. Thermal Science. 2013.

9. Central Electricity Authority New Delhi. Report on minimisation of water requirement in coal based thermal power stations. 2012.

10. T.Sudhakar, B.Anjaneya prasad, K.Prahladarao. Implementation of Six Sigma for improved performance in power plants. Journal of Mechanical and Civil Engineering. 2015; 12(5), p. 15 - 23.

11. Himanshu Kumar, Anurag Singh. DM make up water reduction in power plants using DMAIC methodology a Six Sigma approach. International Journal of Scientific and Research Publications. 2014; 4(2).

12. Prabhakar Kaushik, Dinesh Khanduja. Application of Six Sigma DMAIC methodology in thermal power plants: A case study. Total Quality Management. 2009; 20(2): p. 197 - 207.

13. Environmental Impact Assessment. Bangladesh: Power system expansion and efficiency improvement investment program (Tranche 3). Ashuganj 400MW Combined Cycle Power Plant (East). 2016.

Summary

Demineralised water directly affects the cost of electricity production and the efficiency of the thermal power plant and depends on a lot of technological parameters and plant operation process. Researching and evaluating the use of demineralised water help save production costs and improve the efficiency of thermal power plants’ operation. In this paper, the operational parameters affecting the amount of demineralised water were studied and analysed as the basis for the DOE analysis. The data input was investigated at the thermal power plants in Vietnam. The results of empirical statistical analysis identify the factors that influence the consumption of demineralised water, from which recommendations are made for measures to optimise the amount of demineralised water used in each plant. .

Key words: Demineralised water, DOE, thermal power plant, water consumption, water environment.

STUDYING AND EVALUATING THE USE OF DEMINERALISED WATER IN THERMAL POWER PLANTSLe Van Sy1, Nguyen Phan Anh1, Vu Minh Hung1, Nguyen Ha Trung2

1Petrovietnam University2Hanoi University of Science and TechnologyEmail: [email protected]

59DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: VPI

Thu Huyền

Kiến nghị ngừng nhập khẩu xăng dầu để giải quyết tồn kho trong nước

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã gửi văn bản kiến nghị Bộ

Công Thương và Bộ Tài chính xem xét việc ngừng nhập khẩu xăng dầu để tránh tình trạng tồn kho vượt ngưỡng giới hạn tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn.

Trong Quý I/2020, tình hình dịch bệnh diễn biến phức tạp và giá dầu thô, xăng dầu biến động giảm liên tiếp, gây áp lực rất lớn cho cả đơn vị sản xuất và đơn vị phân phối. Theo tính toán, tổng nhu cầu tiêu thụ xăng dầu trong nước Quý I/2020 giảm khoảng 30% và dự kiến còn tiếp tục giảm trong thời gian tới.

Ngày 30/3/2020, tồn kho các sản phẩm của 2 nhà máy lọc dầu (trừ DO) đều vượt ngưỡng nguy cơ vượt giới hạn tồn trữ (tank top). Cụ thể, tồn kho dầu thô tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn lần lượt là 384.256m3 và 533.500m3 với tỷ lệ tồn kho lần lượt là 76% và 64%; tồn kho xăng tại Nhà

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Petrolimex họp trực tuyến về kinh doanh sản phẩm xăng dầu. Ảnh: PVN

Nguyễn Huyền

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Petrolimex ứng phó với giá dầu giảm sâu

Ngày 3/4/2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn

Xăng dầu Việt Nam (Petrolimex) đã họp trực tuyến để thảo luận, trao đổi các giải pháp hợp tác trong hoạt động kinh doanh các sản phẩm xăng dầu.

Hai bên đã chia sẻ thông tin về hoạt động sản xuất tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, trao đổi các giải pháp giải quyết tình trạng tồn kho trong bối cảnh thị trường trong nước dư cung.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Petrolimex mong muốn tiếp tục tăng cường hợp tác, trao đổi thông tin nhằm ứng phó kịp thời với

diễn biến của thị trường, tìm kiếm, tăng cường cơ hội hợp tác. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Petrolimex cam kết sẽ tiếp tục thực hiện tốt, đúng nghĩa vụ, trách nhiệm trong hợp tác

giữa 2 bên, đồng thời sẵn sàng tạo điều kiện, chia sẻ các khó khăn, đảm bảo hoạt động sản xuất kinh doanh ổn định.

máy Lọc dầu Dung Quất là 138.242m3 (chiếm tỷ lệ 87%), tại Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn là 167.520m3 (chiếm tỷ lệ 81%). Trong khi đó, tổng lượng xăng dầu nhập khẩu trong 3 tháng đầu năm 2020 đạt khoảng 1,85 triệu tấn, gây khó khăn trong việc tiêu thụ sản phẩm xăng dầu sản xuất trong nước.

Trên cơ sở đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã chủ động điều phối sản xuất, công tác bao tiêu, giảm công suất các nhà máy lọc dầu, xây dựng

và triển khai gói giải pháp tổng thể để giảm thiểu thiệt hại do tác động của dịch bệnh và giá dầu giảm sâu. Đồng thời, kiến nghị các bộ/ngành xem xét các cơ chế chính sách hạn chế tối đa/tạm cấm nhập khẩu các sản phẩm xăng dầu trong nước sản xuất được trong giai đoạn hiện nay; tiếp tục kiểm soát chặt chẽ chất lượng xăng dầu lưu thông trên thị trường, tăng cường các giải pháp phòng chống gian lận thương mại và bán phá giá xăng dầu...

TIN TRONG NƯỚC

60 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

TIN TỨC - SỰ KIỆN

PV Power ký Hợp đồng tín dụng hạn mức ngắn hạn 1.400 tỷ đồng

Ngày 5/3/2020, tại Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Dầu

khí Việt Nam - CTCP (PV Power) và Ngân hàng TNHH MTV HSBC Việt

Nam đã ký Hợp đồng tín dụng hạn mức ngắn hạn trị giá 1.400 tỷ đồng Việt Nam. Thúy Hằng

Phó Tổng giám đốc PV Power Nguyễn Duy Giang ký Hợp đồng với HSBC. Ảnh: PV Power

Theo Chủ tịch HĐQT PV Power Hồ Công Kỳ, PV Power là doanh nghiệp sản xuất và cung cấp điện năng lớn thứ 2 cả nước chỉ sau Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), là đơn vị có các chỉ số tài chính tốt nhất trên thị trường điện năng Việt Nam. Bên cạnh nguồn vốn dài hạn cho các dự án, PV Power luôn chủ động tìm kiếm các nguồn vốn ngắn hạn cạnh tranh trên thị trường để nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh.

HSBC là tổ chức dịch vụ tài chính và ngân hàng lớn trên thế giới với các chi nhánh tại châu Âu, châu Á - Thái Bình Dương, châu Mỹ, Trung Đông và châu Phi.

Lắp dựng Panel Row A chân đế giàn khai thác BK-21

Ngày 3/4/2020, Xí nghiệp Xây lắp, Khảo sát và Sửa chữa

các Công trình Khai thác Dầu khí đã quay lật và lắp dựng thành công Panel Row A (trọng lượng 210,8 tấn) thuộc chân đế giàn khai thác BK-21.

Giàn BK-21 là giàn đầu giếng không người (unmanned) do Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” xây

dựng ở mỏ Bạch Hổ, thềm lục địa Việt Nam, cách Tp. Vũng Tàu khoảng 145km về phía Đông Nam. Vị trí giàn BK-21 gần giàn cố định MSP6, MSP7. Sản phẩm khai khác từ BK-21 được vận chuyển qua giàn MSP6 bằng đường ống ngầm. Giàn BK-21 nhận khí gaslift và nước ép vỉa từ giàn MSP7 và được cung cấp điện từ giàn MSP6.

Nguyễn Thanh

Giàn BK-21 do Vietsovpetro thiết kế và thi công gồm: Kết cấu chân đế có bến cập tàu, sàn khoan tạm, các tuyến ống riser và J-tube, khối thượng tầng… được thiết kế cho 9 giếng khai thác. Trong đó, Xí nghiệp Xây lắp, Khảo sát và Sửa chữa các Công trình Khai thác Dầu khí đã phát huy nội lực cuốn toàn bộ ống chủ cho chân đế và cọc của giàn BK-21 (trọng lượng 1.040 tấn) theo tiêu chuẩn quốc tế API-2B, giúp tiết giảm chi phí, rút ngắn được thời gian chế tạo chân đế từ 4 tháng xuống còn 3,2 tháng.

Sau khoảng 3 tháng thi công (từ ngày 6/1/2020 đến nay), tiến độ dự án đã đạt 64,11%, trong đó riêng khối chân đế đã đạt 73,45%. Theo kế hoạch, Vietsovpetro sẽ hoàn thành chế tạo trên bờ khối chân đế vào ngày 29/5/2020 và khối thượng tầng vào ngày 9/9/2020, để đón dòng dầu đầu tiên vào ngày 30/10/2020.

Panel Row A có trọng lượng 210,8 tấn được lắp dựng thành công. Ảnh: Vietsovpetro

61DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Vietsovpetro là thành viên Hiệp hội các nhà thầu hàng hải quốc tế

Thanh Cảnh

Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” cho biết đã chính thức trở thành thành viên của Hiệp hội Các nhà thầu Hàng hải Quốc tế (IMCA), khẳng định chất lượng dịch vụ và uy tín thương hiệu của Vietsovpetro ở thị trường trong nước và quốc tế.

IMCA đại diện cho hơn 800 thành viên trên thế giới hoạt động trong các ngành công nghiệp dầu khí và năng lượng tái tạo. IMCA cung cấp dịch vụ cho 5 khu vực trên thế giới gồm: châu Á - Thái Bình Dương, Bắc Mỹ, châu Âu và châu Phi, Trung Đông và Ấn Độ, Nam Mỹ.

Trong giai đoạn 2016 - 2019, Vietsovpetro đã tham gia đấu thầu và thắng thầu cung cấp dịch vụ khảo

Cảng Vietsovpetro. Ảnh: VSP

sát ROV cho các đối tác như: Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS), Hoàng Long - Hoàn Vũ JOC, PVEP

POC, PVEP Block 01&02, KNOC… khẳng định chất lượng dịch vụ trong lĩnh vực khảo sát ngầm.

Hiệu suất sử dụng giàn tự nâng đạt 100%

Hồng Minh

Giàn khoan tự nâng PV Drilling II. Ảnh: PVN

Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí

(PV Drilling) cho biết trong Quý I/2020 ước đạt doanh thu 1.650 tỷ đồng (vượt kế hoạch 45%), lợi nhuận sau thuế 27 tỷ đồng (vượt kế hoạch 80%).

Các giàn khoan tự nâng của PV Drilling có hiệu suất hoạt động 100%, trong đó 4 giàn tự nâng sở hữu (PV Drilling I, II, III và VI) đang hoạt động tại Malaysia và 3 giàn

khoan thuê (Hakuryu 11, Idun và Saga) đang hoạt động tại Việt Nam.

Ngoài ra, giàn khoan đất liền PV Drilling 11 đang chuẩn bị cho chiến dịch khoan của GBRS trong năm 2020, giàn khoan nước sâu PV Drilling V đang được tái khởi động và đầu tư cụm thiết bị khoan DES có tải trọng phù hợp để bắt đầu chiến dịch khoan tại Brunei cho Shell Brunei Petroleum (dự kiến từ năm 2021).

Giàn khoan tự nâng PV Drilling I. Ảnh: PVN

Hồng Minh

Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí (PV Drilling) cho biết tính đến 12 giờ ngày 9/3/2020, giàn khoan tự nâng PV Drilling I đã vượt qua mốc 13 năm liên tục vận hành an toàn, không để xảy ra sự cố gây mất thời gian lao động (Zero LTI), được công nhận bởi Hiệp hội các Nhà thầu khoan Dầu khí Quốc tế (IADC).

Đây là giàn khoan tự nâng đầu tiên của PV Drilling, được đưa vào hoạt động từ ngày 10/3/2007, đến nay đã đạt trên 5,5 triệu giờ công an toàn và 126 nghìn thẻ quan sát an toàn. PV Drilling I cũng là giàn khoan đầu tiên của PV Drilling thực hiện dịch vụ khoan tại nước ngoài.

GIÀN KHOAN PV DRILLING I VẬN HÀNH AN TOÀN LIÊN TỤC TRONG 13 NĂM

62 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Cảng xuất sản phẩm của PVCFC. Ảnh: PVCFC

PVCFC vượt kế hoạch lợi nhuận 18%

Công ty CP Phân bón Dầu khí Cà Mau (PVCFC) cho

biết trong Quý I/2020, sản lượng sản xuất urea đạt 230.490 tấn (vượt kế hoạch 12%), sản lượng tiêu thụ urea

ước đạt 177.440 tấn (vượt kế hoạch 9%). Về chỉ tiêu tài chính, PVCFC ước đạt tổng doanh thu 1.306 tỷ đồng, lợi nhuận trước thuế 64,69 tỷ đồng (vượt kế hoạch 18%). Lợi nhuận của Thúy Hằng

PVCFC tăng cao là do thực hiện hiệu quả các giải pháp tối ưu hóa chi phí năng lượng, sản lượng sản xuất gia tăng, giá khí đầu vào giảm dẫn đến chi phí vốn trong kỳ thấp.

Trong Quý II/2020, PVCFC tập trung vận hành Nhà máy Đạm Cà Mau an toàn, ổn định, hiệu quả, tối ưu công suất và năng lượng; phối hợp với nhà thầu chuẩn bị cho công tác chạy thử và đưa dự án NPK vào vận hành thương mại.

Đồng thời, PVCFC chuẩn bị cho đợt bảo dưỡng tổng thể; tiếp tục nâng cao công tác quản trị, tiết kiệm hợp lý và hiệu quả thông qua việc đẩy mạnh ứng dụng công nghệ vào sản xuất, phân phối và nghiên cứu để tối ưu chuỗi giá trị sản phẩm phù hợp tình hình thực tế.

Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ. Ảnh: PVN

Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ:8 dây chuyền sản xuất sợi DTY vận hành ở công suất tối đa

Công ty CP Hóa dầu và Xơ sợi Việt Nam (VNPoly) cho biết,

trong Quý I/2020 đã sản xuất được hơn 750 tấn sợi DTY và 8 dây chuyền sản xuất sợi DTY của Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ đang vận hành ở công suất tối đa.

Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ đang chuẩn bị đưa thêm 2 dây chuyền mới vào vận hành. VNPoly là đơn vị sản xuất sợi nguyên liệu chính cung cấp cho các đơn vị sản xuất khẩu trang phục vụ công tác phòng, chống dịch Covid-19.

Nguyễn Thu

Thực hiện Hợp đồng Hợp tác sản xuất sợi DTY với Shinkong Synthetic Fibers (SSFC - Đài Loan), VNPoly đã tiến hành sản xuất thử nghiệm sợi DTY bằng nguyên liệu POY tái chế. Dự kiến trong tháng 4/2020, SSFC và VNPoly sẽ chính thức thực hiện kế hoạch chạy đại trà lên 10 dây chuyền sản xuất sợi DTY.

Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ là nhà máy sản xuất xơ sợi đầu tiên của Việt Nam, có tổng mức đầu tư 350 triệu USD, công nghệ tiên tiến. Phân xưởng Polycondensation sử dụng công nghệ bản quyền của Uhde Inventa Fischer (Thụy Sỹ), Phân xưởng sản xuất xơ ngắn (FSF) sử dụng công nghệ bản quyền của Neu-mag (Đức), Phân xưởng sản xuất sợi DTY sử dụng công nghệ bản quyền của Barmag (Đức)...

63DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Cửa hàng xăng dầu Đồng Tiến được PVOIL đưa vào hoạt động từ ngày 31/3/2020. Ảnh: PVOIL

PVOIL đưa vào vận hành 2 cửa hàng xăng dầu mới

Tổng công ty Dầu Việt Nam - CTCP (PVOIL) đã đưa vào vận

hành 2 cửa hàng xăng dầu mới tại Thái Nguyên và Phú Yên, đưa tổng số cửa hàng xăng dầu đang hoạt động trong toàn hệ thống lên 576 cửa hàng.

Trong đó, cửa hàng xăng dầu Đồng Tiến (Thái Nguyên) với sản lượng kinh doanh dự kiến 150m3/tháng, đưa tổng số cửa hàng xăng dầu của PVOIL Hà Nội quản lý lên 39 cửa hàng.

PVOIL Phú Yên đưa vào hoạt động cửa hàng xăng dầu Xuân Long (diện tích 1.400m2), kinh doanh xăng khoáng RON95-III, xăng sinh học E5

RON92-II, DO 0,05S-II với kế hoạch sản lượng tối thiểu 60m3/tháng, cùng

các sản phẩm dầu mỡ nhờn PVOIL Lube.

Sản lượng kinh doanh xăng dầu của PVOIL cho khách hàng công nghiệp tăng 9% so với cùng kỳ. Ảnh: PVOIL

Thu Huyền

PVOIL tối ưu chi phí khi sản lượng kinh doanh xăng dầu sụt giảm

Tổng công ty Dầu Việt Nam - CTCP (PVOIL) cho biết đã

tiến hành rà soát, xây dựng kế hoạch hành động ứng phó và tiết giảm chi phí theo 3 kịch bản, tương ứng với sản lượng kinh doanh sụt giảm tới 10% so với kế hoạch; sụt giảm tới 20% so với kế hoạch; sụt giảm tới 30% và thậm chí hơn 30% so với kế hoạch.

Về giải pháp kinh doanh, PVOIL linh hoạt trong các khâu tạo/cấp nguồn xăng dầu cho các đơn vị kinh doanh; kiểm soát chặt chẽ lượng hàng tồn kho để giảm thiểu đến mức thấp nhất thiệt hại do giảm giá; tối ưu hiệu quả kinh doanh trong các khâu pha chế, vận chuyển, giao nhận, tồn chứa.

Về giải pháp tiết giảm chi phí hoạt động, PVOIL giãn/giảm các chi phí không trực tiếp liên quan đến sản xuất kinh doanh, ưu tiên các chi phí giúp gia tăng sản lượng và hiệu quả kinh doanh.

Trong Quý I/2020, sản lượng kinh doanh xăng dầu cho khách hàng

công nghiệp tăng 9% so với cùng kỳ năm 2019. Sản lượng kinh doanh qua PVOIL Easy (thanh toán điện tử sử dụng mã QR trên điện thoại di động cho khách hàng doanh nghiệp

và khách hàng cá nhân) trong tháng 3/2020 đạt trung bình 146m3/ngày, tăng gần 12% so với tháng 12/2019 (132m3/ngày).

Thu Huyền

64 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Bowleven đã giao cho TechnipFMC thực hiện

hợp đồng thiết kế kỹ thuật tổng thể (FEED) để phát triển mỏ khí condensate Isongo Marine (IM) thuộc khu vực được cấp phép Etinde, ngoài khơi Cameroon.

Phạm vi công việc của dự án phát triển mỏ Isongo Marine gồm: xây dựng nhà máy chế biến khí trên bờ, kho chứa và cơ sở xuất khẩu kết nối với giàn đầu giếng không người điều khiển và hệ thống đường ống.

Xây dựng dự án Northern Lights cất giữ CO2

Bowleven phát triển mỏ condensate Isongo Marine

Equinor cùng các đối tác Royal Dutch Shell và Total đã

khoan xong giếng 31/5-7 phía Nam mỏ Troll, Biển Bắc, nhằm đánh giá vỉa chứa thành tạo Johansen có phù hợp để cất giữ CO2.

Kết quả khoan sẽ được phân tích kỹ trước khi đưa ra kết luận, song sơ bộ đã phát hiện tầng đá phiến và vỉa cát kết chất lượng tốt.

Giếng 31/5-7 được khoan bằng giàn khoan West Hercules, với tổng chiều sâu mét khoan đạt 2.884m, ở độ sâu 307m nước thuộc kỷ Jurassic sớm. Đây là giếng thăm dò đầu tiên thuộc giấy phép khai thác E001 ngày 11/1/2019.

Tuấn Linh (theo Eni)

Dự án Northern Lights gồm vận chuyển, thu gom và cất giữ vĩnh viễn CO₂ trong vỉa chứa ở khu vực phía Bắc Biển Bắc. Nếu thành công, Northern

Lights sẽ trở thành kho cất giữ CO2 công nghiệp đầu tiên trên thế giới, có tiềm năng tiếp nhận CO2 từ Na Uy và châu Âu.

Vị trí khu vực được cấp phép Etinde, ngoài khơi Cameroon. Nguồn: New Age Ltd.

Trần Anh (theo Bowleven)

Eni cho biết đã hoàn thành đường ống dẫn khí kết nối giữa mỏ Bir Rebaa Nord (BRN) và mỏ Menzel Ledjmet Est (MLE), thuộc bể Berkine, phía Đông Nam Algeria. Đường ống có chiều dài 185km, đường kính 16inches với công suất vận chuyển đạt 7 triệu m3 khí/ngày.

Dự án này cho phép xuất khẩu khí đồng hành được sản xuất tại Lô 403 (BRN và BRSW), cũng như phát triển các mỏ khí thuộc các lô phía Bắc bể Berkine. Khu vực này đã hoàn thành khoan và kết nối 4 giếng chỉ 1 năm sau khi các thỏa thuận chuyển nhượng Sif Fatima II, Zemlet El Arbi và Ourhoud II có hiệu lực từ tháng 2/2019.

Sau khi hoàn thành, dự án khí Berkine Nord sẽ khai thác được 6,5 triệu m3 khí và 10.000 thùng sản phẩm lỏng/ngày; cùng với dầu sẽ nâng tổng sản lượng khai thác lên mức 65.000 thùng dầu quy đổi/ngày vào năm 2020.

ENI VÀ SONATRACH HOÀN THÀNH ĐƯỜNG ỐNG DẪN KHÍ 185KM NGOÀI KHƠI ALGERIA

Linh Chi (theo Equinor)

TIN THẾ GIỚI

Đường ống dẫn khí. Nguồn: Fico

Dự án Northern Lights trước khi lắp đặt. Nguồn: Equinor

Quyết định đầu tư cuối cùng (FID) sẽ được đưa ra trong năm nay, dự kiến bắt đầu khai thác thương mại vào năm 2022.

Khu vực được cấp phép Etinde (Lô 7 cũ) nằm trong vùng nước nông thuộc bể Rio del Rey gồm 4 vỉa chứa nằm giữa thành tạo Pliocene và Miocene. Dự án được điều hành bởi New Age Ltd. (37,5%) cùng các đối tác Lukoil (37,5%) và Bowleven (25%).

65DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

BP Angola đã giao Tech-nipFMC thực hiện hợp

đồng EPCI cho dự án phát triển mỏ Platina, thuộc Lô 18, ngoài khơi Angola.

Phạm vi công việc của Tech-nipFMC là sản xuất, cung cấp và lắp đặt các thiết bị ngầm gồm subsea trees, cụm đường ống dẫn sản phẩm, hệ thống kết nối và điều khiển ngầm...

SDX công bố phát hiện mới tại West Gharib, Ai Cập

TechnipFMC thực hiện hợp đồng EPCI phát triển mỏ Platina

SDX Energy công bố kết quả khoan giếng Rabul-3, thuộc

khu vực nhượng quyền West Gharib, Ai Cập.

Giếng Rabul-3 được khoan đến tổng chiều sâu mét khoan là 5.129m, bắt gặp vỉa chứa dầu nặng với chiều dày tầng sản phẩm đạt khoảng 116ft tại thành tạo Yusr và Bakr. Vỉa chứa tại 2 thành tạo này có chất lượng tốt với độ rỗng trung bình 21%.

Giếng Rabul-3 được hoàn thiện và đưa vào khai thác cuối tháng 3/2020, kết nối với cơ sở chế biến trung tâm tại Meseda. Dự kiến sản lượng khai thác trung bình ổn định ở mức 300 thùng dầu/ngày.

Khu vực nhượng quyền West Gharib được điều hành chung bởi SDX Energy (50%) và Dublin International Petroleum.

Khu vực nhượng quyền West Gharib, ngoài khơi Ai Cập. Nguồn: SDX

Vị trí giếng Isabella 30/12d-11. Nguồn: Total

Tàu FPSO Greater Plutonio. Nguồn: Aukevisser

Tuấn Linh (theo TechnipFMC)

Linh Chi (theo Total)

Nhà điều hành Total và các đối tác công bố phát hiện mới tại giếng Isabella 30/12d-11 thuộc giấy phép P1820, tại trung tâm Biển Bắc, ngoài khơi Vương quốc Anh. Phát hiện này cách mỏ Elgin-Franklin 40km về phía Nam và mỏ Aberdeen 170km về phía Đông.

Giếng được khoan đến độ sâu 80m nước, gặp vỉa chứa khí khô, condensate và dầu nhẹ chất lượng tốt có chiều dày tầng sản phẩm đạt 64m tại vỉa cát kết tuổi Jurassic muộn và Triassic.

Giấy phép P1820 điều hành bởi Total (30%) cùng các đối tác Neptune Energy (50%), Ithaca Energy (10%) và Euroil Exploration (10%).

TOTAL PHÁT HIỆN KHÍ VÀ CONDENSATE TẠI BIỂN BẮC

Trần Anh (theo SDX)

Mỏ nằm ở khu vực nước sâu 1.200 - 1.500m, dự kiến đưa vào khai thác từ năm 2021 và được kết nối với FPSO Greater Plutonio.

Mỏ Platina được điều hành bởi BP (46%) cùng đối tác Sonan-gol International Ltd. (54%).

66 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

Cuộc khủng hoảng giá dầu

Giá dầu trượt dốc khi thị trường mở cửa giao dịch phiên ngày 9/3/2020. Đến ngày 18/3, giá dầu WTI chỉ còn khoảng 20 USD/thùng - giá thấp nhất kể từ năm 2002 và giá dầu Brent giảm xuống mức thấp nhất trong 16 năm qua (dưới 25 USD/thùng).

Giá dầu bị ảnh hưởng từ cung và cầu do Liên bang Nga và Saudi Arabia tăng sản lượng trong khi các hoạt động thương mại, du lịch toàn cầu giảm do ảnh hưởng của đại dịch viêm đường hô hấp cấp do virus Corona chủng mới (Covid-19).

Goldman Sach cho biết do dịch bệnh lan rộng trên toàn cầu, dự báo giá dầu Brent sẽ giảm xuống 20 USD/thùng trong Quý II/2020. Chính phủ các nước trên thế giới áp dụng biện

pháp giãn cách xã hội dẫn tới nhu cầu dầu toàn cầu tiếp tục giảm 8 - 9 triệu thùng/ngày vào cuối tháng 3/2020.

IHS dự báo nhu cầu dầu trong tháng 3 và 4 có thể giảm 10 triệu thùng/ngày. Dư cung dầu toàn cầu từ tháng 2 - 5/2020 có thể dao động từ 4 - 10 triệu thùng/ngày và chuyển sang dự trữ từ 800 triệu đến 1,3 tỷ thùng trong 6 tháng đầu năm 2020.

Chuyên gia nghiên cứu của Energy Intelligence cho biết, giá dầu thô có thể chạm đáy ở mức 10 USD/thùng. Thị trường toàn cầu sẽ chứng kiến tình trạng dư cung hơn 10 triệu thùng/ngày.

Rystad Energy dự báo giá dầu có thể rơi xuống mức 20 USD/thùng cho đến khi thị trường toàn cầu cân bằng trở lại. Sản lượng toàn cầu sẽ

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍbắt đầu tăng trong 3 tháng tới khi Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC) và Nga có khả năng sản xuất tăng thêm 1,5 - 2,5 triệu thùng/ngày sau khi thỏa thuận cắt giảm sản lượng của OPEC+ hết hiệu lực. Giá dầu rơi tự do khi cả Saudi Arabia và UAE có ý định tăng sản lượng trở lại vào tháng 4/2020. Espen Erlingsen,

Hình 1. Diễn biến giá dầu đầu năm 2020. Nguồn: EIA, OPEC

0

10

20

30

40

50

60

70

80

02/0

104

/01

06/0

108

/01

10/0

112

/01

14/0

116

/01

18/0

120

/01

22/0

124

/01

26/0

128

/01

30/0

101

/02

03/0

205

/02

07/0

209

/02

11/0

213

/02

15/0

217

/02

19/0

221

/02

23/0

225

/02

27/0

229

/02

02/0

304

/03

06/0

308

/03

10/0

312

/03

14/0

316

/03

18/0

320

/03

22/0

324

/03

26/0

328

/03

30/0

301

/04

03/0

405

/04

07/0

4

WTI Brent OPEC

Đơn vị tính: USD/thùng

67DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Trưởng nhóm nghiên cứu thượng nguồn của Rystad Energy cho biết, không có OPEC+, thị trường dầu mỏ toàn cầu đã mất đi sự điều tiết và chỉ có các cơ chế thị trường mới có thể quyết định sự cân bằng giữa cung và cầu.

Theo Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA), dự trữ dầu thô của Mỹ kết thúc tuần 13/3/2020 tăng 2 triệu thùng so với tuần trước, không tính dự trữ dầu mỏ chiến lược. Ở mức 453,7 triệu thùng, dự trữ dầu thô của Mỹ thấp hơn khoảng 3% so với trung bình 5 năm. Ngành công nghiệp dầu đá phiến có thể phải đối mặt với khoản nợ hàng tỷ USD và nguy cơ hàng triệu lao động thất nghiệp. Theo dữ liệu thực địa do Rystad

Energy cung cấp, chỉ có 16 doanh nghiệp dầu đá phiến của Mỹ có chi phí khai thác giếng mới dưới 35 USD/thùng.

Cuộc đua giành thị phần

Trong 3 năm qua có 2 yếu tố ảnh hưởng lớn đến thị trường dầu mỏ: sản lượng dầu đá phiến của Mỹ bùng nổ và Liên minh OPEC+ ra đời, đồng thuận cắt giảm sản lượng. Tuy nhiên, sự hợp tác Liên bang Nga - Saudi Arabia có thời điểm bị gián đoạn, giá dầu đã xuống mức thấp nhất trong gần 2 thập kỷ qua do nhu cầu dầu trên toàn thế giới liên tục giảm do đại dịch Covid-19. Giá dầu tiếp tục xuống thấp do Liên bang Nga và Saudi Arabia đều chạy

đua tăng sản lượng trong nỗ lực giữ thị phần toàn cầu.

Ngày 6/3/2020, Liên bang Nga từ chối phương án cắt giảm sản lượng. Các đồng minh OPEC+ không đạt được thỏa thuận giảm sản lượng mới. Ngày 7/3/2020, Saudi Arabia đã giảm giá dầu và tăng sản lượng với hy vọng lấy lại thị phần và có thể đưa Liên bang Nga trở lại bàn đàm phán. Đến ngày 9/3/2020, giá dầu thô WTI đã giảm xuống dưới 30 USD/thùng, giảm hơn 30%, mức giảm lớn nhất kể từ chiến tranh vùng Vịnh năm 1991. Dầu thô Brent giảm xuống 32,27 USD/thùng (giảm 28,8%). Ngày 10/3/2020, Saudi Arabia cho biết nguồn cung dầu thô tháng 4 của quốc gia này sẽ tăng lên 12,3

Dự án nhà máy lọc dầu xanh (Green Refinery) của Eni tại Porto Marghera, Venezia. Ảnh: Eni

68 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


triệu thùng/ngày. Ngày 11/3/2020, Saudi Arabia thông báo sẽ tăng công suất sản xuất dầu thô lên công suất tối đa đến 13 triệu thùng/ngày. Tiếp sau Saudi Arabia, Iraq, Kuwait và UAE tuyên bố tăng sản lượng dầu trong tháng 4/2020. Phản ứng lại động thái này, Liên bang Nga cho biết sẽ tăng sản lượng dầu thêm 500.000 thùng/ngày lên mức kỷ lục 11,8 triệu thùng/ngày. Điều này tạo ra nguy cơ thừa dầu trên thị trường càng tăng, ảnh hưởng xấu đến giá dầu toàn cầu. Nếu không có gì ngăn cản, trong 3 - 5 năm tới giá dầu sẽ giảm xuống mức thấp nhất kể từ năm 2014. Badr Jafar - Chủ tịch Crescent Petroleum, UAE cho rằng các nước sẽ phải chuẩn bị cho “cú sốc” lớn về kinh tế - địa chính trị. Giá dầu giảm mạnh sẽ làm tổn thương các nước xuất khẩu dầu lớn, trong đó Iran và Venezuela bị ảnh hưởng nặng nề nhất.

Các nhà phân tích thị trường cho rằng mục tiêu này nhằm vào Mỹ vì giá thành sản xuất dầu đá phiến cao hơn nhiều so với dầu của các nước OPEC. Chris Midglley, người đứng đầu phòng nghiên cứu thị trường dầu khí toàn cầu tại S&P Global Platts cho rằng Nga có thể chỉ đơn giản là làm cho đồng RUB mất giá khi tăng sản lượng để ngành dầu phi truyền

Nguồn: World Oil số 2/2020

Khu vực Năm 2019 (triệu USD)

Dự báo năm 2020 (triệu USD)

So với năm 2019 +/- triệu USD %

Mỹ 107.261 99.610 - 7.651 - 7,1 Canada 21.162 21.291 129 0,6 Tổng cộng Bắc Mỹ 128.423 120.901 - 7.522 - 5,9 Trung Đông 44.200 47.828 3.628 8,2 Mỹ Latinh 33.766 32.670 - 1.096 -3,2 Nga/Liên Xô cũ 49.400 52.479 3.079 6,2 Châu Âu 30.293 30.425 132 0,4 Ấn Độ, châu Á, Australia 82.133 82.820 687 0,8 Các tập đoàn dầu khí quốc tế lớn 70.479 80.200 9.721 13,8 Châu Phi 11.125 11.489 364 3,3 Các nước Bắc Mỹ khác 5.186 4.808 -378 -7,3 Các nước còn lại 13.900 14.499 599 4,3 Tổng cộng đầu tư toàn cầu 340.482 357.218 16.736 4,9

Bảng 1. Đầu tư cơ bản đối với hoạt động thượng nguồn của ngành dầu khí toàn cầu năm 2019 và 2020

69DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

thống Mỹ, Canada, Trung Quốc phải hứng chịu.

Theo IHS Markit, nhu cầu dầu mỏ sẽ giảm 3,8 triệu thùng/ngày trong Quý I/2020, mức giảm lớn nhất trong lịch sử và dự báo sẽ tiếp tục giảm trong suốt năm 2020.

Ngày 12/4/2020, tại Hội nghị trực tuyến về ổn định thị trường dầu, các nước sản xuất dầu hàng đầu thế giới đã đồng ý cắt giảm sản lượng 9,7 triệu thùng/ngày từ ngày 1/5/2020. Chủ trì cuộc họp là Bộ trưởng Năng lượng Saudi Arabia Abdulaziz bin

Salman và đồng cấp của Liên bang Nga Alexander Novak.

Lãnh đạo các nước trên thế giới như Mỹ, Canada, Iraq, Mexico... đã lên tiếng ca ngợi kết quả của cuộc họp của OPEC+. Tổng thống Mỹ Donald Trump viết trên Twitter: "Thỏa thuận dầu lớn của OPEC+ đã đạt được. Thỏa thuận này sẽ giúp bảo vệ hàng trăm nghìn việc làm trong ngành năng lượng ở Mỹ".

Đầu tư cơ bản theo từng khu vực địa lý

Theo số liệu do Evecore ISI

Reseach công bố, ngân sách đầu tư cơ bản trong năm 2020 cho lĩnh vực thượng nguồn (ngoại trừ một số công ty độc lập ở Bắc Mỹ và Mỹ Latinh) đều tăng so với năm 2019. Mức tăng lớn nhất thuộc về các công ty dầu khí quốc tế lớn (13,8%), các nước Trung Đông (8,2%) và Liên bang Nga cùng các nước thuộc Liên Xô cũ (6,2%). Mức tăng thấp nhất ở châu Âu (0,4%), Ấn Độ, một số nước châu Á và Australia (0,8%). Mức giảm lớn nhất thuộc về các công ty dầu khí độc lập ở Bắc Mỹ (-7,3%) liên quan chủ yếu với các đề án trên

Dự án dầu khí của Saudi Aramco. Ảnh: Investo

70 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


đất liền, nhất là các mỏ dầu khí phi truyền thống (Bảng 1).

Bức tranh tăng/giảm đầu tư trong năm 2020 rất khác nhau. Với mức đầu tư tuy giảm so với năm 2019 nhưng vẫn còn rất cao ở Mỹ (xét về giá trị) nhằm duy trì sản lượng dầu khí đá phiến, các nhà phân tích thị trường cho rằng sản lượng dầu thô toàn cầu năm 2020 sẽ tăng 4,9% so với cùng kỳ, tức là mức dư thừa dầu thô trên thị trường không những không giảm mà còn cao hơn năm 2019.

Hệ quả của tình trạng dư cung: Khi nguồn cung dư thừa, các công ty điều hành mỏ (operators) và các công ty dịch vụ dầu khí đều có nguy cơ phá sản. Năm 2019, cả 2 nhóm công ty này đã nợ đến 20 tỷ USD. Do đó, công tác quản lý/điều hành phải tìm được các giải pháp ứng phó rất sớm trước khi sự kiện xảy ra.

Các nghiên cứu cho thấy sự không chắc chắn về sản lượng dầu khí Mỹ tăng cao trong năm 2020 như đã diễn ra trong giai đoạn khủng hoảng giá dầu năm 2014. Các doanh nghiệp dầu khí sẽ tăng áp lực đối với các công ty dịch vụ (OFS) để thích nghi với công tác phát triển mỏ phi truyền thống theo chu kỳ ngắn. Những thách thức chính đối với đá phiến ở Mỹ là: việc sáp nhập/giải thể doanh nghiệp mất nhiều thời gian đã làm chậm sự phát triển theo kế hoạch; có quá nhiều tài sản (DUC) và công ty hoạt động trong lĩnh vực này nên xử lý các khác biệt không đơn giản.

Cách mạng công nghệ đóng vai trò lớn trong công nghiệp dầu khí. Ở các nước đang phát triển hoặc phát triển thấp, việc tiếp nhận công nghệ mới rất chậm do không chủ động được các sáng kiến, sáng chế, phát minh… cũng như sự phức tạp về thủ tục hành chính, pháp lý giữa đơn vị

cung cấp và sử dụng công nghệ mới trong lĩnh vực chuyển giao công nghệ. Quỹ nghiên cứu và phát triển công nghệ mới chiếm tỷ lệ rất nhỏ, chỉ chiếm khoảng 0,5% tổng doanh thu. Khi giá dầu xuống thấp, các doanh nghiệp thượng nguồn phải khắc phục tình trạng này bằng cách

đổi mới công nghệ, để vượt nhanh khỏi giai đoạn khủng hoảng và có đủ điều kiện gia tăng trữ lượng cần thiết cho giai đoạn phát triển trong tương lai. Các hoạt động dầu khí biển được dự báo sẽ tiếp tục phát triển và đầu tư trong lĩnh vực này có thể tăng 10,3% so với năm 2019.

71DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Dự án LNG Sakhalin-2. Ảnh: Gazprom

Năng lực kỹ thuật, cơ sở hạ tầng và nguồn nhân lực trình độ cao sẽ là đối tượng ưu tiên đầu tư trong các năm tới để sẵn sàng cho cuộc đua dài, mạnh mẽ.

Mặc dù các dự báo thị trường trong tương lai gần không mấy

thuận lợi đối với hoạt động dầu khí, nhưng các tập đoàn dầu khí lớn trên thế giới vẫn tiếp tục tăng đầu tư cơ bản vào lĩnh vực thượng nguồn để chuẩn bị điều kiện phát triển sản xuất - kinh doanh trong các kế hoạch trung hạn và dài hạn sau khi khủng hoảng giá dầu chấm dứt.

Hai tập đoàn dầu khí quốc tế lớn là Exxon Mobil và Chevron vẫn giữ nguyên ngân sách chi tiêu năm 2020 đã duyệt cách đây 2 năm mặc dù áp lực của cổ đông đòi giảm đầu tư cho tìm kiếm - thăm dò - khai thác để bảo đảm lợi nhuận.

72 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020


Bắc Mỹ: Số lượng giàn khoan ở Mỹ giảm mạnh, đầu tư của các chủ mỏ và các doanh nghiệp thượng nguồn giảm 6% với các mức độ khác nhau. Ở Canada, đầu tư cơ bản năm 2020 dự báo sẽ tăng 0,4% và số lượng giàn khoan hoạt động vào khoảng 128 giàn.

Trung Đông: Vốn đầu tư dự báo tăng 8% trong năm 2020. Khu vực này được dự báo sẽ tạo ra cơ hội phát triển cho các doanh nghiệp cung cấp dịch vụ dầu khí, tuy nhiên tiềm ẩn rủi ro địa chính trị.

Nga/FSU: Đầu tư capex ở Liên bang Nga và các nước thuộc Liên Xô cũ sẽ tăng trưởng 6% năm 2020, thấp hơn mức 8% dự báo trong năm 2019 nhưng tiềm ẩn rủi ro cao liên quan với các thỏa thuận của OPEC+. Lukoil, Gazprom và Rosneft được hy vọng sẽ đáp ứng các mục tiêu sản xuất và kế hoạch đầu tư, mặc dù quota về sản lượng gần đây có thể ảnh hưởng tới chi đầu tư trong năm 2020. Liên bang Nga đang trở thành quốc gia hàng đầu về sản lượng LNG cũng như sản lượng xuất khẩu khí khô qua đường

ống tới châu Âu và Trung Quốc đã đạt mức kỷ lục. EIA dự báo sản lượng khí đốt của Liên bang Nga và FSU sẽ tăng 40% sau năm 2050 và sẽ đáp ứng nhu cầu năng lượng cho Trung Quốc và châu Âu.

Mỹ Latinh: Mức đầu tư cơ bản ở Mỹ Latinh đã tăng (năm 2019 tăng 3%) sau khi cắt giảm Capex. Các quốc gia chủ chốt của khu vực Mỹ Latinh (Mexico, Brazil và Venezuela) đang trong tình trạng chính trị mất ổn định và lạm phát.

Châu Âu: Đầu tư vào lĩnh vực thượng nguồn năm 2019 tăng 11% so với năm trước. Động lực thúc đẩy gia tăng đầu tư cơ bản ở châu Âu là các công ty dầu khí tư nhân mới mua lại các tài sản dầu khí. Tuy nhiên, World Oil dự báo đầu tư cơ bản của châu Âu trong năm 2020 chỉ tăng 1%.

Châu Á/Australia: Đầu tư cơ bản ở châu Á/Australia năm 2020 được dự báo chỉ tăng 1% sau khi đã tăng 13% vào năm 2019. Xu hướng tích cực như: gia tăng số lượng giàn khoan trên biển và các đề án mới.

Nhiều công ty có tiềm năng lớn như Woodside, CNOOC, Medco Energi, Premier Oil, Shell đã đầu tư và thành công ngay cả khi một số doanh nghiệp lớn khác đã rút lui khỏi khu vực.

Châu Phi: Dự báo đầu tư cơ bản vào hoạt động dầu khí thượng nguồn và các đề án LNG ở châu Phi sẽ tăng 3% trong năm 2020 sau khi đã tăng 9% trong năm 2019. Chính sách thu hút đầu tư mềm dẻo, linh hoạt của chính quyền địa phương, kết hợp với các chiến dịch khoan ngoài khơi đang được các công ty dầu khí độc lập và các công ty dầu khí quốc tế thực hiện làm cho hoạt động thăm dò - khai thác ở châu lục này rất sôi động như tăng đầu tư cho các dự án LNG ở Mozambique, Nigeria LNG Train 7 và Rovuma. Tuy nhiên, các rủi ro chính trị vẫn tồn tại như ở Nigeria, an ninh bất ổn và luật pháp còn nhiều điểm không thuận lợi cho hoạt động thượng nguồn.

Trần Ngọc Toản (tổng hợp)

73DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chú trọng

công tác phòng ngừa và ứng phó sự cố tràn dầu từ các hoạt động dầu khí. Đến nay, PVN đã xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường cho dải ven biển từ Đà Nẵng đến biên giới Campuchia nhằm phục vụ công tác hoạch định, triển khai ứng phó khi có sự cố tràn dầu xảy ra.

Khu vực miền Bắc và miền Trung Việt Nam có các đảo/cụm đảo với độ đa dạng sinh học cao và nổi tiếng với các kỳ quan vịnh đảo mang tầm quốc gia và khu vực như: các đảo trong Di sản thiên nhiên thế giới vịnh Hạ Long, vườn quốc gia Bái Tử Long (tỉnh Quảng Ninh), vườn quốc gia đảo Cát Bà, khu bảo tồn biển đảo Bạch Long Vĩ (Tp. Hải Phòng), khu bảo tồn biển đảo Cồn Cỏ (tỉnh Quảng Trị)...

Trong trường hợp xảy ra sự cố tràn dầu, các khu vực đảo sẽ bị ảnh hưởng rất lớn, đặc biệt là hoạt động du lịch, dân sinh, ngư nghiệp và đe dọa các nguồn tài nguyên môi trường, các loài sinh vật nhạy cảm, quý hiếm có giá trị bảo tồn cao nơi đây (như các hệ sinh thái san hô, cỏ biển, rừng ngập mặn…). Chính vì thế, PVN đã giao Viện Dầu khí Việt

XÂY DỰNG BẢN ĐỒ NHẠY CẢM MÔI TRƯỜNG TỶ LỆ 1:50.000 CHO CÁC ĐẢO CÓ NGUY CƠ BỊ ẢNH HƯỞNG BỞI HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ

Nam thực hiện nhiệm vụ "Xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường tỷ lệ 1:50.000 cho các đảo có nguy cơ bị ảnh hưởng bởi hoạt động dầu khí”.

Nhóm tác giả VPI đã xác định chỉ số nhạy cảm môi trường cho các lớp bản đồ chuyên đề (như đường bờ, san hô, ngư trường đánh bắt, rừng ngập mặn, khu bảo tồn biển, khu du lịch, nuôi trồng thủy sản…) và thành lập bản đồ nhạy cảm môi trường vùng biển đảo trong phạm vi nghiên cứu. Trên cơ sở đó, VPI đã xây dựng bản đồ phân vùng ưu tiên khu vực các đảo; tích hợp với

bản đồ nhạy cảm môi trường cho các đảo đã được thiết lập trong vùng biển từ Đà Nẵng đến biên giới Campuchia, để thành lập bản đồ nhạy cảm môi trường tổng thể cho các khu vực đảo có nguy cơ bị ảnh hưởng bởi hoạt động dầu khí.

Xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường giúp nâng cao hiệu quả công tác lập và triển khai kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu của PVN, các trung tâm ứng phó sự cố tràn dầu khu vực, các cơ quan quản lý môi trường địa phương và các nhà thầu dầu khí.

Nguyễn Lệ Mỹ Nhân (giới thiệu)

Hình 1. Bản đồ nhạy cảm môi trường các đảo thuộc khu vực tỉnh Quảng Ninh, Hải Phòng

74 DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN

GIẢI PHÁP RỬA ONLINE CHO THÁP DEBUTANIZER TẠI PHÂN XƯỞNG REFORMING XÚC TÁC NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

Tháp tách butane T-1301 của Phân xưởng reforming xúc

tác CCR, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất được thiết kế để tách các cấu tử nhẹ C4- trong dòng sản phẩm lỏng sau phản ứng nhằm điều chỉnh áp suất hơi bão hòa Reid (RVP) của dòng sản phẩm reformate ở đáy tháp và kiểm soát hàm lượng C5+ trong dòng sản phẩm LPG ở đỉnh tháp. Tháp T-1301 hoạt động không ổn định đã làm giảm hiệu suất phân tách, sản phẩm sau khi tách không đạt tiêu chuẩn chất lượng: thành phần cấu tử C5+ trong LPG tăng cao, khoảng 10 - 20%mol (tiêu chuẩn < 2%mol); áp suất hơi bão hòa RVP của xăng reformate cũng tăng cao 35 - 45kPa (tiêu chuẩn < 35kPa).

Nhằm mục đích đưa tháp T-1301 về điều kiện vận hành ổn định, đáp ứng được các chỉ tiêu về chất lượng sản phẩm; tạo điều kiện thuận lợi để tăng công suất chế biến của Phân xưởng CCR lên 105% so với công suất thiết kế, nhóm tác giả đã tiến hành phân tích dữ liệu, nghiên cứu và tìm ra nguyên nhân gây ngập lụt các đĩa bên trong tháp T-1301 là do hiện tượng đóng cặn của muối ammonium chloride (NH4Cl) trên bề mặt các đĩa phân tách.

Theo báo cáo đến nay đã có một số nhà máy lọc dầu trên thế giới cũng gặp trường hợp tháp tách butane bị đóng muối NH4Cl và chỉ thực hiện công việc rửa tháp khi dừng hoàn toàn phân xưởng (rửa offline). Tuy nhiên, nếu áp dụng giải pháp rửa tháp offline sẽ gây thiệt hại rất lớn cho Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) do phải dừng quá trình sản xuất phân xưởng CCR dẫn đến làm gián đoạn các phân xưởng công nghệ khác do mất nguồn H2 cung

cấp; đồng thời khi thực hiện công tác dừng và khởi động lại phân xưởng sẽ gặp nhiều rủi ro về rò rỉ lưu chất cháy nổ ảnh hưởng đến an toàn của nhà máy. Để khắc phục hiện trạng đóng cặn muối tại tháp T-1301, nhóm tác giả đã đề xuất giải pháp rửa online cho tháp T-1301 (rửa tháp mà không cần dừng phân xưởng).

Theo đó, BSR đã phát hành qui trình chi tiết cho quá trình rửa nước online số PRD-PRO-013-418 với các bước chính như sau: Giảm công suất Phân xưởng CCR xuống 60%, giảm nhiệt độ phản ứng RIT xuống 482oC và giảm nhiệt độ đáy tháp T-1301 xuống 130oC trong khi duy trì áp suất của tháp khoảng 6.0bar. Nước rửa được đưa vào đường nạp liệu vào

tháp T-1301 với lưu lượng 4 - 6m3/giờ trong khoảng 4 giờ sau đó nước rửa được chuyển sang đường hồi lưu đỉnh với lưu lượng 6- 8m3/giờ liên tục trong 6 giờ để rửa muối ở phần đỉnh của tháp; tiến hành xả nước rửa liên tục trong suốt quá trình phun nước và duy trì tiếp tục sau khi dừng nước rửa khoảng 3 - 4 giờ để loại bỏ hoàn toàn nước trong hệ thống trước khi nâng nhiệt độ của tháp và thiết lập phân xưởng về lại điều kiện vận hành bình thường.

Trong suốt quá trình rửa tháp, mẫu xăng reformate ở đáy tháp được lấy định kỳ 30 phút/lần để quan sát màu cũng như kiểm tra các thành phần Cl, pH, ammonia và độ dẫn điện trong nước rửa. Các mẫu reformate

75DẦU KHÍ - SỐ 3/2020

PETROVIETNAM

Vương Ngọc Trai (giới thiệu)

trong giai đoạn đầu của quá trình rửa nước có màu đen đậm và rất bẩn, có nồng độ Cl- rất cao (~ 24.661mg/L) và độ dẫn điện cũng rất cao (~52.000μS/cm). Sau thời gian rửa, các mẫu có màu sáng dần và nồng độ các tạp chất cũng giảm theo, dấu hiệu cho thấy cặn muối NH4Cl trong tháp đã được rửa một cách hiệu quả.

Quá trình rửa tháp kết thúc khi hàm lượng Cl- và độ dẫn điện của nước xả ở đáy tháp giảm xuống đáng kể và dao động ở mức thấp trong vài giờ (Cl- khoảng 50mg/L và độ dẫn điện khoảng 200μS/cm), đồng thời mẫu nước xả ra có màu trong suốt như nước đưa vào.

Việc kiểm soát mối nguy tăng đột ngột áp suất hệ thống khi đưa nước vào tháp đã được thực hiện

rất tốt bằng cách giảm nhiệt độ vận hành của tháp T-1301 xuống dưới nhiệt độ sôi của nước. Việc kiểm soát mối nguy ăn mòn trong và sau quá trình rửa nước của tháp và hệ thống đường ống được kiểm soát rất chặt chẽ, các điểm thấp (low point) trong hệ thống đã được xả lỏng nhằm tránh đọng các lưu chất gây ăn mòn, đảm bảo chắc chắn không còn nước đọng trong hệ thống.

Trong quá trình thực hiện rửa online cho tháp T-1301 đã tận dụng lại được vật tư để lắp đặt hệ thống nước rửa BFW từ bơm P-1202A/B đến tháp T-1301 nên không tốn chi phí đầu tư; chi phí nhân công để lắp đặt hệ thống cải hoán này rất nhỏ, không đáng kể và do BSR tự thực hiện.

Nhờ quá trình rửa muối NH4Cl

hiệu quả đã giúp tháp T-1301 hoạt động trở lại bình thường và Phân xưởng CCR được duy trì vận hành ở công suất cao 100% công suất thiết kế với các sản phẩm xăng reformate và LPG đạt tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm.

Giải pháp rửa online cho tháp T-1301 đã làm lợi cho BSR khoảng 1.066.000 USD/năm; nâng cao độ tin cậy của thiết bị trong quá trình vận hành; tạo điều kiện thuận lợi để tăng công suất chế biến của Phân xưởng CCR lên 105% mà không gặp trở ngại trong quá trình vận hành của tháp T-1301. Giải pháp này đã được công nhận Sáng kiến cấp Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và có thể áp dụng cho Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Documents

Transcript of Tập đoàn Dầu khí Việt Nam