Tạp chí Dầu khí - Số 4 năm 2020

 SỐ 4 - 2020T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam 
Petro ietnam
ISSN 2615-9902
 SỐ 4 - 2020T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam 
Petro ietnam
ISSN 2615-9902
Giấy phép xuất bản số 100/GP - BTTTT cấp ngày 15/4/2013 của Bộ Thông tin và Truyền thông
TÒA SOẠN VÀ TRỊ SỰ
Tầng 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: tcdk@pvn.vn
TỔNG BIÊN TẬP
TS. Nguyễn Quốc Thập
PHÓ TỔNG BIÊN TẬP
TS. Lê Mạnh Hùng
TS. Phan Ngọc Trung
BAN BIÊN TẬP
TS. Trịnh Xuân Cường
TS. Nguyễn Minh Đạo
CN. Vũ Khánh Đông
TS. Nguyễn Anh Đức 
ThS. Nguyễn Ngọc Hoàn
ThS. Lê Ngọc Sơn
KS. Cao Tùng Sơn
KS. Lê Hồng Thái
ThS. Bùi Minh Tiến
ThS. Nguyễn Văn Tuấn
TS. Phan Tiến Viễn
TS. Trần Quốc Việt
TS. Nguyễn Tiến Vinh
THƯ KÝ TÒA SOẠN
ThS. Lê Văn Khoa
ThS. Nguyễn Thị Việt Hà
THIẾT KẾ 
Lê Hồng Văn
TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢN
Viện Dầu khí Việt Nam
Ảnh bìa: Nhà máy Đạm Cà Mau. Ảnh: PVCFC
NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
10 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
TIÊU ĐIỂM
Đ
ối tượng, phạm vi quy 
hoạch là hệ thống hạ 
tầng, kho chứa dầu 
thô, xăng dầu, khí đốt 
phục vụ cho sản xuất, 
dự trữ thương mại và dự trữ quốc 
gia (không bao gồm các kho nguyên 
liệu và sản phẩm của nhà máy lọc 
hóa dầu, nhà máy xử lý khí và nhà 
máy điện trong một dự án đầu tư 
tổng thể trên cả nước). Hệ thống các 
đường ống dẫn xăng dầu, khí đốt từ 
nguồn cung đến nơi tiêu thụ (không 
bao gồm đường ống dẫn khí từ mỏ 
khí ngoài biển vào đất liên và đường 
ống cấp khí cho các nhà máy lọc hóa 
dầu, nhà máy xử lý khí, nhà máy điện 
trong một dự án đầu tư tổng thể) 
trên phạm vi cả nước.
Mục tiêu là lập quy hoạch hạ 
tầng dự trữ dầu thô, xăng dầu, khí 
CUNG ỨNG XĂNG DẦU, KHÍ ĐỐT QUỐC GIA
Phó Thủ tướng Chính phủ Trịnh Đình Dũng đã ký Quyết định số 503/QĐ-TTg ngày 
10/4/2020 phê duyệt nhiệm vụ lập Quy hoạch hạ tầng dự trữ, cung ứng xăng dầu, khí 
đốt quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050.
QUY HOẠCH HẠ TẦNG DỰ TRỮ, 
12 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
TIÊU ĐIỂM
Trong năm 2020, PV GAS tập trung triển khai Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng 
chiến lược phát triển năng lượng 
quốc gia của Việt Nam đến năm 
2030, tầm nhìn đến năm 2045 và 
Quy hoạch phát triển ngành công 
nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, 
định hướng đến năm 2035 làm cơ 
sở để Tổng công ty phát triển bền 
vững; vận hành an toàn, hiệu quả 
và đảm bảo công tác an ninh an 
toàn các công trình khí; tìm kiếm cơ 
hội, đầu tư cơ sở vật chất, mở rộng 
thị trường và gia tăng thị phần tiêu 
thụ LPG, đặc biệt tại miền Bắc và 
miền Trung; đẩy mạnh phát triển 
bán lẻ LPG.
HOÀN CHỈNH MÔ HÌNH KINH DOANH, PHÁT TRIỂN HẠ TẦNG CÔNG NGHIỆP KHÍ 
Tại Đại hội đồng cổ đông thường niên năm 2020, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu 
khí Việt Nam yêu cầu Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) tập trung thực hiện 
4 nhiệm vụ trọng tâm là: Minh bạch, rõ ràng các yếu tố thuộc về nền tảng trong 
hoạt động, hoàn chỉnh mô hình kinh doanh; tiếp tục đẩy nhanh việc hoàn chỉnh 
hạ tầng công nghiệp khí nhằm tạo lợi thế cạnh tranh trên thị trường; đẩy mạnh gia 
tăng thị phần, phát triển thị trường bán lẻ, đặc biệt là LNG; đẩy mạnh số hóa gắn 
với an ninh mạng.
PV GAS
10 12
14. Phân tích thành phần khoáng 
vật sét bằng phương pháp nhiễu 
xạ tia X và minh giải hình ảnh từ 
kính hiển vi điện tử quét để tái 
hiện điều kiện khí hậu cổ địa lý 
tập D Lô 15-2 & 15-2/01 bể Cửu 
Long
20. Áp dụng phương pháp đồ thị 
Hall để theo dõi và dự báo hiệu 
quả giếng bơm ép nước
24. Tối ưu, nâng cao hiệu quả 
hoạt động hệ thống công nghệ 
thu gom, vận chuyển dầu khí tại 
các mỏ của Vietsovpetro
32. Nhựa sinh học và khả năng 
triển khai tại Việt Nam
40. Nghiên cứu, đánh giá thực 
trạng và giải pháp nâng cao hiệu 
quả hoạt động của máy biến áp 
chính trong các nhà máy nhiệt 
điện
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ CÔNG NGHIỆP ĐIỆN
50. Xử lý chiến lược khủng hoảng 
COVID-19: Một vài khuyến nghị 
cho doanh nghiệp dầu khí
NGHIÊN CỨU - TRAO ĐỔI
14 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
trường [1]. Phân tích XRD và SEM được thực hiện trên 29 mẫu gồm 
mẫu lõi và mẫu vụn các giếng khoan DD-1X, DD-2X, RD-5X, RD-6X, 
HSD-4X & HSN-1X ở tập D của Lô 15-2 & 15-2/01. Việc xác định thành 
phần khoáng vật và thành phần khoáng vật sét trong tập D sẽ giúp 
minh giải khí hậu, môi trường cổ địa lý và hiểu hơn các mối quan hệ 
của tập D ở điều kiện vỉa.
Ngày nhận bài: 5/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 5 - 26/3/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 14/4/2020.
PHÂN TÍCH THÀNH PHẦN KHOÁNG VẬT SÉT BẰNG PHƯƠNG PHÁP 
NHIỄU XẠ TIA X VÀ MINH GIẢI HÌNH ẢNH TỪ KÍNH HIỂN VI ĐIỆN TỬ QUÉT 
ĐỂ TÁI HIỆN ĐIỀU KIỆN KHÍ HẬU CỔ ĐỊA LÝ TẬP D LÔ 15-2 & 15-2/01 
BỂ CỬU LONG
Hình 1. Vị trí bể Cửu Long và khu vực nghiên cứu
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 4 - 2020, trang 14 - 19
ISSN 2615-9902
Hồ Minh Toàn, Võ Đăng Hiển
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: toanhm@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo trình bày kết quả phân tích nhiễu xạ tia X (X-ray diffraction) định lượng cho thành phần khoáng vật tạo đá và thành phần sét 
thực hiện trên 29 mẫu gồm mẫu lõi và mẫu vụn các giếng khoan ở tập D của Lô 15-2 & 15-2/01. Kết quả phân tích thành phần đá chủ yếu 
là thạch anh, kali-feldspar và plagiocla. Thành phần xi măng gồm calcite, dolomite, siderite và pyrite. Thành phần khoáng vật sét có vai 
trò quan trọng trong tập D, kết quả phân tích XRD và minh giải hình ảnh từ kính hiển vi điện tử quét (SEM) cho thấy thành phần sét trong 
tập này chủ yếu là illite, kaolinite, chlorite và hỗn hợp lớp illite-smectite... 
Sự kết hợp các khoáng vật sét có thể được chia thành 3 loại: (I) illite và hỗn hợp lớp illite-smectite chiếm chủ yếu; (II) kaolinite chiếm 
chủ yếu; (III) illite, hỗn hợp lớp illite-smectite, kaolinite và chlorite tương đồng. Sự thay đổi hàm lượng khoáng vật sét trong từng độ sâu 
của từng giếng khoan trong tập D cho thấy  ... dầu mỏ để giảm thiệt hại. Tuy 
nhiên, các hợp đồng bán dầu WTI 
giao sau vẫn gặp khó khăn do nhu 
cầu năng lượng giảm mạnh. Riêng 
dầu thô Brent sẽ có lợi thế hơn do 
được vận chuyển bằng đường biển 
và các thương nhân vẫn có thể thuê 
được các tàu chở dầu siêu lớn.
Theo Quỹ Tiền tệ Quốc tế (IMF), 
tình trạng giá dầu sụt giảm mạnh 
như hiện nay là đợt suy thoái tồi tệ 
nhất kể từ những năm 1930 đối với 
ngành dầu khí thế giới. IMF cảnh báo 
GDP toàn cầu sẽ giảm 3% vào năm 
2020.
Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu 
mỏ và một số nước sản xuất dầu 
lớn (OPEC+) đã đồng ý cắt giảm sản 
lượng trong 2 năm bắt đầu từ đầu 
tháng 5/2020 cụ thể 9,7 triệu thùng/
ngày trong tháng 5 - 6/2020, 7,7 
triệu thùng/ngày giai đoạn tháng 7 
- 12/2020, 5,8 triệu thùng/ngày giai 
đoạn tháng 1/2021 - 4/2022. Cùng 
với việc các quốc gia không thuộc 
OPEC cắt giảm sản lượng bổ sung, 
sản lượng dầu trên toàn thế giới có 
thể giảm tới gần 20 triệu thùng/ngày 
trong tháng 5/2020. 
Các nhà phân tích cho biết việc 
thực hiện thỏa thuận cắt giảm sản 
lượng của OPEC+ từ đầu tháng 
5/2020 là quá ít và quá muộn để 
có thể vực dậy thị trường dầu mỏ. 
Với mức cắt giảm 9,7 triệu thùng/
ngày của OPEC+ sẽ không đủ để 
ngăn chặn tình trạng dư cung trên 
thị trường. Chuyên gia Goldman 
ước tính rằng ngay cả khi tuân thủ 
nghiêm túc thỏa thuận cắt giảm của 
OPEC+, cung dầu thô toàn cầu trong 
tháng 5/2020 có thể sẽ vẫn cần cắt 
giảm thêm 4,1 triệu thùng/ngày. 
Rystad Energy đánh giá mức cắt 
giảm sản lượng của OPEC+ không đủ 
để đẩy giá dầu lên mà chỉ đủ duy trì 
giá không xuống thấp hơn. 
Tuy nhiên, nếu G20 tham gia với 
mức cắt giảm thêm lên tới 10 triệu 
thùng/ngày thì có thể giá dầu có thể 
phục hồi tương đối. Thị trường đang 
phản ứng thận trọng hơn và chờ đợi 
các thỏa thuận cụ thể có khả năng 
tăng giá đến các mức khác nhau.
OPEC+ đã thống nhất thỏa 
thuận cắt giảm sản lượng có hiệu lực 
trong 2 năm để thị trường ổn định. 
Tuy nhiên, các chuyên gia phân tích 
cũng đặt câu hỏi về sự bền vững của 
cam kết này. Theo ông B. Schieldrp, 
Trưởng phòng phân tích hàng hóa 
của SEB thì thỏa thuận có nhiều khả 
năng sẽ “sụp đổ” theo thời gian. Nền 
kinh tế của Saudi Arabia cần sản 
lượng 12 - 13 triệu thùng/ngày với 
giá bán ít nhất 50 USD/thùng mới 
đáp ứng được nhu cầu trong nước. 
Các nước G20 cho biết sẽ hỗ trợ 
nỗ lực cắt giảm sản lượng của OPEC+ 
70 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ
để ổn định thị trường dầu mỏ và 
trong một số trường hợp, thảo luận 
về việc cắt giảm sản lượng sẽ diễn 
ra ngay lập tức hoặc theo thời gian. 
Theo IEA, thỏa thuận của OPEC+ và 
G20 sẽ tác động đến thị trường dầu 
theo 3 hướng.
Một là, để đạt được mức cơ bản, 
sản lượng cắt giảm của OPEC+ sẽ là 
10,7 triệu thùng/ngày trong tháng 
5 (chứ không chỉ là 9,7 triệu thùng/
ngày do sản lượng tháng 4 cao). 
Hai là, 4 quốc gia (Trung Quốc, 
Ấn Độ, Hàn Quốc và Mỹ) mở kho dự 
trữ chiến lược để tạm thời chứa dầu 
còn đang trôi nổi hoặc xem xét tăng 
dự trữ chiến lược để tận dụng cơ hội 
giá dầu thấp. Điều này sẽ giúp thị 
trường vượt qua giai đoạn dư thừa 
nguồn cung.
Ba là, các nhà sản xuất khác cùng 
với Mỹ và Canada cắt giảm khoảng 
3,5 triệu thùng/ngày trong thời gian 
tới tới do tác động của giá thấp hơn. 
Theo ước tính của Cơ quan Năng 
lượng Quốc tế (IEA), sản lượng cắt 
giảm này kết hợp với sản lượng cắt 
giảm OPEC+ sẽ giúp chấm dứt tình 
trạng đầy kho chứa và đưa thị trường 
trở lại bình thường.
Hoạt động khoan trên bờ của 
Mỹ trong tuần 20/4/2020 giảm mạnh 
nhất trong 14 năm qua, theo dữ liệu 
được công bố chỉ vài ngày sau khi giá 
dầu WTI rơi xuống âm. Các công ty 
khoan tại Mỹ đã dư thừa 45% công 
suất và có 60 giàn khoan không có 
việc, theo dữ liệu từ Baker Hughes 
Co. 
Báo cáo mới nhất của EIA cho 
thấy, trong tháng 5/2020, sản lượng 
tại các bồn trũng dầu đá phiến chính 
ở Mỹ đều giảm mạnh. Bồn trũng 
Permian sẽ giảm sản lượng khoảng 
76.000 thùng/ngày trong tháng 
5/2020, kết thúc một thập kỷ sản 
lượng tăng trưởng liên tục gần như 
không bị gián đoạn. Sản lượng khí đốt 
71DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
Giàn nhà ở Borgholm Dolphin. Ảnh: Pixabay - pexels.co
tự nhiên ở đây cũng bắt đầu giảm 32 
triệu ft3/ngày. Bồn trũng Appalachia 
lớn hơn nhiều sẽ giảm 326 triệu ft3/
ngày trong tháng 5/2020.
Giá dầu WTI trong các hợp đồng 
tương lai được giao dịch quanh mức 
17 USD/thùng theo công bố mới đây 
của Baker Hughes.
Tác động đến ngành dầu khí châu Á
Vấn đề thứ 1 là các chuyến tàu 
chở dầu thô, khí hóa lỏng và sản 
phẩm lọc - hóa dầu bị hủy bỏ hoặc 
thay đổi phương tiện vận tải và 
chuyển hướng lộ trình. Đây là kết quả 
từ tình trạng biến động thị trường 
cung - cầu cũng như thiếu điều kiện 
để đối phó với dịch bệnh và thiếu 
nhân lực cần thiết để vận hành thiết 
bị bốc dỡ hàng hóa ở nơi đi - nơi 
đến tương thích với cơ sở hạ tầng ở 
nơi giao/nhận hàng. Bộ Năng lượng 
Qatar cho biết đã sắp xếp lại hoặc 
chuyển hướng các lô hàng LNG và 
dầu thô đến Trung Quốc. SKK Migas 
(Indonesia) đã tạm dừng 3 chuyến 
LNG đến tỉnh Phúc Kiến, Trung Quốc.
Vấn đề thứ 2, các hoạt động chế 
biến giảm. Các nhà máy chế biến dầu 
khí, hóa lỏng khí, đặc biệt là ở Trung 
Quốc, tiếp tục đóng cửa để giữ an 
toàn cho công nhân, điều này dẫn 
tới các cơ sở thăm dò, khai thác cũng 
phải dừng hoạt động.
Vấn đề thứ 3, việc thực thi các 
giải pháp tuyên bố tình trạng bất khả 
kháng. Theo Bloomberg, tình trạng 
bất khả kháng dẫn đến dừng hoạt 
động đã xảy ra ở Trung Quốc. CNOOC 
tuyên bố bất khả kháng và thông 
báo hủy bỏ việc giao nhận lô hàng 
LNG. Nếu COVID-19 diễn biến phức 
tạp, có thể sẽ dẫn đến hiệu ứng tiếp 
theo như tình trạng bất khả kháng 
trong hoạt động thăm dò, khai thác.
Vấn đề thứ 4, sản xuất bị trì 
hoãn hoặc tạm dừng trên các giàn 
khoan/giàn khai thác ngoài khơi. 
72 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ
Hiệp hội Công nghiệp Dầu khí Vương 
quốc Anh (UK Oil and Gas Industry 
Association) gần đây đã khuyến nghị: 
i) sàng lọc y tế đội ngũ nhân lực và 
sau đó từ chối hoặc trì hoãn việc cho 
phép người có khả năng nhiễm bệnh 
ra các công trình ngoài khơi; ii) không 
cho người có dấu hiệu nhiễm bệnh 
ra làm việc trên các công trình ngoài 
khơi. PJSC (TAQA) thông báo đã cách 
ly 1 công nhân làm việc ở Biển Bắc có 
xuất hiện các triệu chứng liên quan 
đến COVID-19 sau khi trở về từ Thái 
Lan. Việt Nam đã phát hiện 1 chuyên 
gia dầu khí quốc tịch Anh dương tính 
với COVID-19, được cách ly và điều trị 
tại Bệnh viện Dã chiến Củ Chi (Thành 
phố Hồ Chí Minh). Đối với 85 chuyên 
gia dầu khí nước ngoài chuẩn bị đến 
Việt Nam trong tháng 5/2020, Việt 
Nam đã lên kế hoạch đưa toàn bộ 
chuyên gia đi cách ly sau khi nhập 
cảnh bằng đường biển.
Vấn đề thứ 5, nhu cầu dầu khí 
trên thị trường giảm đáng kể do các 
nhà máy công nghiệp đóng cửa. 
Wood Mackenzie cho biết số lượng 
lớn các nhà máy dừng hoạt động tại 
Trung Quốc đã làm giảm 2 tỷ m3 nhu 
cầu LNG và ước tính con số này có thể 
tăng lên từ 6 tỷ m3 đến 14 tỷ m3 trong 
năm 2020. Chuyên gia Warren Pies 
của Ned Davis cho biết Trung Quốc 
đã giảm nhu cầu dầu thô đến 2 - 3 
triệu thùng/ngày và COVID-19 sẽ dẫn 
tới kịch bản đen tối cho thị trường 
năng lượng toàn cầu. 
Vấn đề thứ 6 là các đề án dầu 
khí thượng nguồn đến hạ nguồn bị 
dừng hoặc giãn tiến độ. Đối với các 
dự án hạ nguồn, Woodside nhận 
định COVID-19 sẽ điều khiển cung - 
cầu thị trường và chi phối cơ chế giá 
hàng hóa. Minh chứng rõ nhất là ảnh 
hưởng nghiêm trọng đến dự án LNG 
khổng lồ của Woodside tại mỏ khí 
Scarborough. Cụ thể, Woodside từ 
đầu năm 2020 đã tính đến phương 
án bán cổ phần trong dự án này song 
khó có thể thực hiện. 
Vấn đề thứ 7 là tìm khách hàng 
mới cho các chuyến hàng đã bị hủy 
bỏ hoặc chuyển hướng các hợp 
đồng vận tải đến khu vực mới, cụ thể 
là ở Indonesia. SKK Migas cho biết 
nếu các chuyến hàng xuất khẩu bị 
hủy bỏ, Indonesia sẽ bán cho khách 
hàng trong nước. Chủ trương này sẽ 
phải xét đến tác động của yếu tố lợi 
nhuận và thời gian thực hiện, giá bán 
ở thị trường nội địa và chi phí lưu kho 
cho khách hàng thay thế.
Vấn đề thứ 8 là thiếu giàn khoan. 
Rystad Energy đưa ra giả thuyết rằng 
nếu virus tiếp tục bùng phát mạnh 
hơn ở châu Á, thì việc thiếu các giàn 
khoan biển và FSO phục vụ cho khai 
thác sẽ là thách thức lớn. Rystad 
Energy cho biết trong số 28 giàn 
khoan đang được thiết kế, 22 chiếc 
sẽ được đóng tại Singapore, Trung 
Quốc và Hàn Quốc. Rủi ro ở đây rất 
73DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
Ảnh: Pixabay - pexels.com
lớn nên phải có kế hoạch dự phòng 
để đối phó với tình huống xấu nhất, 
đảm bảo hoạt động thượng nguồn 
và hạ nguồn, tài chính và lợi nhuận 
biên.
Một số quốc gia châu Á có nhu 
cầu lớn về dầu đang tận dụng sự lao 
dốc của giá “vàng đen” để gia tăng dự 
trữ dầu thô.
Trung Quốc có kho dự trữ dầu 
lớn nhất châu Á, ước tính khoảng 550 
triệu thùng. CNPC đã cho biết lượng 
dầu dự trữ của nước này chưa đủ lớn 
và chưa đạt được tiêu chuẩn quốc tế 
về mức “90 ngày an toàn”. Sàn giao 
dịch năng lượng quốc tế Thượng Hải 
đã chấp thuận cho Kho dự trữ dầu 
khí Sinopec thuộc sở hữu nhà nước 
mở rộng khả năng dự trữ dầu. Một 
kho dự trữ ở tỉnh Quảng Đông có thể 
chứa tới 600.000 m3 (tương đương 
3,8 triệu thùng), trong khi một kho 
dự trữ khác ở tỉnh Hà Bắc có thể 
chứa tới 1 triệu m3 (khoảng 6,3 triệu 
thùng).
Nhật Bản và Hàn Quốc, với kho 
dự trữ dồi dào, chưa công bố kế 
hoạch tăng cường đáng kể kho dự 
trữ dầu chiến lược. Kho dự trữ dầu 
của Nhật Bản đạt khoảng 500 triệu 
thùng (2/2020), đáp ứng nhu cầu tiêu 
thụ toàn quốc trong hơn 7 tháng. 
Kho dự trữ chiến lược của Hàn Quốc 
có khoảng 96 triệu thùng (tính đến 
tháng 12/2019), đáp ứng được nhu 
cầu tiêu thụ nội địa trong 89 ngày.
Trần Ngọc Toản (tổng hợp)
74 DẦU KHÍ - SỐ 4/2020
PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN
TỐI ƯU TỶ LỆ HỒI LƯU ĐỈNH THÁP PHÂN TÁCH NAPHTHA T-1202 
TẠI PHÂN XƯỞNG NHT, NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT 
Phân xưởng xử lý naphtha bằng hydro (NHT) Nhà máy 
Lọc dầu Dung Quất được thiết kế 
để xử lý các tạp chất có trong dòng 
naphtha như: lưu huỳnh, nitơ, oxy, 
kim loại Dòng naphtha sau khi 
được xử lý sẽ được đưa vào tháp 
T-1202 để phân tách thành naphtha 
nhẹ (thành phần chủ yếu là C5 và C6) 
làm nguyên liệu cho Phân xưởng 
ISOM và naphtha nặng (thành phần 
chủ yếu là C6 - C11) làm nguyên liệu 
cho Phân xưởng reforming xúc tác 
(CCR). Hiệu suất phân tách của tháp 
T-1202 chủ yếu phụ thuộc vào tỷ lệ 
hồi lưu đỉnh trên nguyên liệu của 
tháp (R/F). Tỷ lệ R/F theo thiết kế của 
tháp T-1202 là 1,0 m3/m3. Về nguyên 
lý, khi giảm tỷ lệ R/F sẽ làm giảm hiệu 
suất phân tách của tháp, tuy nhiên 
sẽ giúp giảm tiêu thụ năng lượng tại 
thiết bị đun sôi lại ở đáy tháp và thiết 
bị ngưng tụ đỉnh tháp và ngược lại. 
Nhằm xác định tỷ lệ R/F tối 
thiểu của tháp T-1202 mà ở đó chất 
lượng sản phẩm qua tháp vẫn được 
đáp ứng để tiết giảm tiêu thụ năng 
lượng, giảm chi phí vận hành tháp, 
tăng độ linh hoạt trong điều chỉnh 
thành phần nguyên liệu cho Phân 
xưởng CCR và ISOM khi chế biến các 
loại dầu thô khác nhau, nhóm tác giả 
thuộc Công ty CP Lọc hóa dầu Bình 
Sơn (BSR) đã triển khai nghiên cứu và 
thử nghiệm giải pháp tối ưu hóa này 
như sau:
 Xây dựng mô hình, thực hiện 
mô phỏng, đánh giá hoạt động của 
tháp T-1202 trên phần mềm chuyên 
dụng PetroSim ở các tỷ lệ R/F khác 
nhau nhằm xác định tỷ lệ R/F tối ưu, 
tiết kiệm năng lượng mà vẫn đạt 
chất lượng sản phẩm cũng như thỏa 
mãn các thông số kỹ thuật khác. Kết 
quả mô phỏng cho thấy tháp có khả 
năng vận hành tốt ở các tỷ lệ R/F từ 
1 đến 0,6 m3/m3. Ở tỷ lệ R/F = 0,5 m3/
m3, tháp T-1202 vẫn hoạt động tốt, 
song bắt đầu xuất hiện các cấu tử C5- 
trong naphtha nặng (HN) và cấu tử 
C7+ trong naphtha nhẹ (LN). 
Tiếp theo, triển khai đánh giá khả 
năng đáp ứng của bơm hồi lưu đỉnh, 
các thiết bị liên quan và thủy lực các 
dòng công nghệ ở các tỷ lệ R/F đã 
mô phỏng;
Sau các bước đánh giá trên, tiến 
hành vận hành thử nghiệm thực tế 
với các bước thay đổi tỷ lệ R/F như 
sau:
Bước 1: Giảm tỷ lệ từ 1 xuống 0,8 
m3/m3;
Bước 2: Giảm tỷ lệ từ 0,8 xuống 
0,7 m3/m3;
Bước 3: Giảm tỷ lệ từ 0,7 xuống 
0,6 m3/m3;
Bước 4: Giảm tỷ lệ từ 0,6 xuống 
0,5 m3/m3.
75DẦU KHÍ - SỐ 4/2020 
PETROVIETNAM
Đinh Văn Nhân (giới thiệu)
 Ở mỗi bước trên, tháp được duy 
trì ổn định 1 - 2 ngày để có bước đánh 
giá chi tiết hoạt động của tháp. Nhìn 
chung, các thiết bị đều hoạt động 
ổn định, chất lượng sản phẩm đều 
đạt ở các bước thực hiện. Tuy nhiên, 
ở tỷ lệ R/F = 0,5 m3/m3, hiệu suất 
phân tách giảm khá rõ khi có lượng 
nhỏ thành phần nhẹ C5- lẫn vào HN 
tương đương 0,02% khối lượng và 
lượng nhỏ thành phần nặng C7+ và 
C6 naphthene lẫn vào LN tương ứng 
0,2% khối lượng và 1% khối lượng, 
kết quả này khá tương đồng với kết 
quả mô phỏng trước đó. Thành phần 
nguyên liệu như trên vẫn đảm bảo 
chế biến hiệu quả ở các phân xưởng 
CCR/ISOM và đạt các tiêu chuẩn sản 
phẩm như chỉ số octane hay RVP 
của dòng reformate/isomerate. Như 
vậy, với kết quả nghiên cứu và thử 
nghiệm như trên đã xác định được 
tháp T-1202 có thể vận hành ở tỷ lệ 
R/F tối ưu là 0,5 - 0,6 m3/m3.
Giải pháp tối ưu tỷ lệ hồi lưu đỉnh 
tháp phân tách naphtha T-1202 sử 
dụng cấu hình hiện hữu và do BSR tự 
nghiên cứu thực hiện nên không tốn 
chi phí đầu tư.
Khi thực hiện quá trình giảm tỷ 
lệ hồi lưu R/F cho tháp T-1202 từ 1 
xuống khoảng 0,5 - 0,6 m3/m3, tiêu 
thụ năng lượng giảm được khoảng 
6 - 8 tấn/giờ hơi trung áp (MP steam) 
tại thiết bị đun sôi lại tại đáy tháp 
và khoảng 40 - 60 kW/giờ điện tiêu 
thụ tại bơm hồi lưu và quạt làm mát 
ngưng tụ sản phẩm đỉnh tháp.
Giải pháp tối ưu tỷ lệ hồi lưu đỉnh 
tháp phân tách naphtha T-1202 đã 
được công nhận sáng kiến cấp Tập 
đoàn Dầu khí Việt Nam, ước tính làm 
lợi cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất 
khoảng 30 - 40 tỷ đồng/năm tùy 
thuộc vào nguyên liệu hay chế độ 
vận hành
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: Lê Văn