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

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).
Ngày nhận bài: 6/12/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 9/12/2019 - 8/1/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/3/2020.
NGUYÊN NHÂN VÀ GIẢI PHÁP GIẢM THIỂU HAO HỤT 
VẬN CHUYỂN DẦU THÔ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2020, trang 41 - 47
ISSN-0866-854X
Đặng Thị Tuyết Mai, Nguyễn Hữu Lương, Nguyễn Thanh Sang, Lê Hồng Nguyên, Lê Thanh Phương
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: maidtt.pvpro@vpi.pvn.vn
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 n ... T 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
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
0,23 0,22
0,04
0,14
0,28
0,26
0,22
0,25
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
H
ao
 h
ụt
 (%
 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]
H
ao
 h
ụt
 (%
 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 1
oC 
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
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
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.
Tài liệu tham khảo
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 Phuong
Vietnam Petroleum Institute
Email: maidtt.pvpro@vpi.pvn.vn
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.