Tạp chí Dầu khí - Số 5 năm 2020

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: Kỹ sư và chuyên gia Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông (Bien Dong POC) đang sửa chữa hệ thống làm mát khí 
trên giàn xử lý trung tâm Hải Thạch. Ảnh: Hiền Anh
NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
4 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
TIÊU ĐIỂM
ỨNG DỤNG KHOA HỌC CÔNG NGHỆ
NÂNG CAO HIỆU QUẢ QUẢN LÝ, ĐIỀU HÀNH, TỐI ƯU NGUỒN LỰC
Nhân kỷ niệm Ngày Khoa học và Công nghệ Việt Nam lần thứ 7, Chủ tịch HĐTV 
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh đã gửi thư chúc các cán bộ nghiên cứu 
và quản lý khoa học công nghệ phát huy tinh thần năng động, sáng tạo, dám nghĩ, 
dám làm, cống hiến tri thức, đẩy mạnh ứng dụng thành tựu khoa học công nghệ của 
Cuộc cách mạng công nghiệp lần thứ 4 phục vụ quản lý, điều hành, tối ưu nguồn lực; 
tổ chức triển khai áp dụng các bộ công cụ, gói giải pháp nhằm giảm chi phí, nâng 
cao năng suất lao động. Ban biên tập Tạp chí Dầu khí trân trọng giới thiệu toàn văn 
Thư chúc mừng của Chủ tịch HĐTV.
6 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
TIÊU ĐIỂM
THÁO GỠ VƯỚNG MẮC, TẠO ĐIỀU KIỆN CHO PVN PHÁT TRIỂN
Thủ tướng Chính phủ 
Nguyễn Xuân Phúc đề 
nghị các bộ/ngành liên 
quan chung tay tháo gỡ 
khó khăn cho Tập đoàn 
Dầu khí Việt Nam (PVN) 
và Tổng công ty Hàng 
không Việt Nam (Vietnam 
Airlines), coi khó khăn của 
các tập đoàn như khó 
khăn của mình để tháo 
gỡ, tìm lối ra, cách làm 
phù hợp.
Ngày 21/5/2020, Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Xuân Phúc đã chủ trì cuộc họp Thường trực Chính 
phủ về các biện pháp tháo gỡ khó 
khăn cho PVN và Vietnam Airlines.
Sau khi lắng nghe các ý kiến 
của Thường trực Chính phủ, các giải 
pháp tháo gỡ khó khăn của PVN và 
Vietnam Airlines, Thủ tướng Chính 
phủ Nguyễn Xuân Phúc đánh giá 
cao trước ảnh hưởng của đại dịch 
COVID-19, PVN và Vietnam Airlines 
đã đoàn kết, quyết tâm cao, không 
nản chí, đặc biệt là có phương án chủ 
động khắc phục khó khăn để duy trì 
hoạt động bình thường. Thủ tướng 
Chính phủ ghi nhận, đánh giá cao 2 
doanh nghiệp “vượt qua thử thách, 
đón bắt thời cơ” và thực sự “có nhiều 
thời cơ phía trước chứ không phải bế 
tắc”. “Tinh thần ấy cần tiếp tục phát 
huy hơn nữa trong thời gian đến”. 
Thủ tướng Chính phủ đề nghị 
PVN và Vietnam Airlines tiếp tục tái 
cơ cấu, trong đó tập trung tái cơ cấu 
thị trường, tái cơ cấu lao động, tiết 
giảm tối đa chi phí, nâng cao hơn 
nữa hiệu quả hoạt động; tăng cường 
quản lý kinh tế, chống thất thoát; cố 
gắng “giữ chân” lực lượng lao động 
nòng cốt
Thủ tướng Chính phủ đề nghị 
các bộ/ngành liên quan chung tay 
tháo gỡ khó khăn cho các doanh 
nghiệp Nhà nước quan trọng này, coi 
khó khăn của các tập đoàn như khó 
khăn của mình để tháo gỡ, tìm lối ra, 
cách làm phù hợp. 
Cho rằng giải pháp để tháo gỡ 
khó khăn là trách nhiệm, bản lĩnh, 
trí tuệ của cán bộ, Thủ tướng Chính 
phủ đề nghị lãnh đạo các đơn vị tiếp 
tục nêu cao vai trò đầu tàu, “xông 
trận” để xử lý, giải quyết các khó khăn 
trong thời gian tới.
4 6
14. Nghiên cứu xây dựng mô hình 
mô phỏng động lực học chất 
lỏng tính toán (CFD) cho thiết bị 
Ejector sử dụng nâng cao tỷ lệ thu 
hồi mỏ khí condensate Hải Thạch
25. Đặc điểm hệ thống dầu khí 
khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích 
Malay - Thổ Chu, Việt Nam
37. Cải thiện hiệu quả sử dụng 
năng lượng trong nhà máy lọc 
dầu
43. Phục hồi rotor và nâng cao 
độ tin cậy cho máy nén khí
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ
51. Mô hình tổ chức quản lý hoạt 
động hạ nguồn của các công ty 
dầu khí quốc gia trong khu vực 
Đông Nam Á và kinh nghiệm cho 
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
14 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG ĐỘNG LỰC HỌC CHẤT 
LỎNG TÍNH TOÁN (CFD) CHO THIẾT BỊ EJECTOR SỬ DỤNG NÂNG CAO 
TỶ LỆ THU HỒI MỎ KHÍ CONDENSATE HẢI THẠCH
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 5 - 2020, trang 14 - 24
ISSN 2615-9902
Trần Ngọc Trung1, Triệu Hùng Trường2, Ngô Hữu Hải1, Trần Vũ Tùng1, Lý Văn Dao1
1Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
2Đại học Mỏ - Địa chất
Email: trungtn@biendongpoc.vn
Tóm tắt
Trong lĩnh vực khai thác khí và condensate, việc xử lý dòng lưu chất phụ thuộc vào áp suất từng giếng và áp suất tại đầu vào hệ thống 
công nghệ xử lý. Để có thể tiếp tục thu hồi khí và condensate tại các giếng đã suy giảm áp suất đồng thời với các giếng khác vẫn cho sản 
lượng và áp suất ổn định, thông thường các phương pháp sử dụng thiết bị bề mặt được nghiên cứu đánh giá tính khả thi về kỹ thuật cũng 
như đảm bảo hiệu quả kinh tế. Hai phương án dùng thiết bị bề mặt thông thường là máy nén khí ướt 3 pha và Ejector. So với việc sử dụng 
máy nén khí ướt thì phương án sử dụng Ejector mang lại nhiều lợi ích như chi phí đầu tư và vận hành thấp, đây là một thiết bị có cấu tạo 
gọn nhẹ, độ tin cậy cao và thân thiện môi trường. Tuy nhiên, để đưa đến quyết định đầu tư thì cần phải có một mô hình tin cậy giúp phân 
tích khả năng làm việc, hiệu suất hoạt động cũng như tính toán chính xác tỷ lệ sản phẩm thu hồi được gia tăng. Trong nghiên cứu này, 
kết quả của mô hình CFD sử dụng hỗn hợp khí cũng được so sánh với mô hình tương đương chỉ sử dụng methane. Sự khác biệt của 2 mô 
hình được sử dụng để phân tích tính chính xác và hiệu quả của việc nghiên cứu áp dụng Ejector khí tự nhiên gia tăng thu hồi cho giếng 
suy  ... - SỐ 5/2020 
PETROVIETNAM
hoặc kéo dài tiến độ song nhu cầu 
khí đốt vẫn tăng 7,4%/năm. 
Theo Bản tin Cảnh báo Năng 
lượng Toàn cầu (Global Energy Alert 
Newsletter - GEAN), thông tin về giao 
dịch các hợp đồng bán dầu WTI, giao 
hàng vào tháng 6/2020 cũng như 
tình hình tích trữ xăng dầu dự trữ ở 
Mỹ và dự báo danh sách các quốc gia 
sản xuất dầu thô có thể sớm phải đối 
mặt với khủng hoảng giá dầu kéo dài 
hiện nay. 
Sáng 3/6/2020 (theo giờ Việt 
Nam), giá dầu Brent đã lần đầu tiên 
trong gần 3 tháng qua vượt mốc 40 
USD/thùng, giữa bối cảnh OPEC+ 
đồng thuận cắt giảm sản lượng. Trên 
sàn ICE Futures Europe, giá dầu Brent 
giao tháng 8/2020 tăng 2% lên 40,37 
USD/thùng, sau khi đóng phiên 
2/6/2020 với mức tăng 3,3%. Giá dầu 
WTI giao tháng 7/2020 trên sàn New 
York tăng 2,7% lên 37,82 USD/thùng, 
sau khi tăng 3,9% trong phiên trước.
Nhu cầu khí đốt và xuất khẩu LNG 
ở Mỹ
Mỹ là nước tiêu thụ khí lớn nhất 
thế giới, chiếm đến hơn 31% tổng 
nhu cầu năng lượng sơ cấp toàn 
cầu. Như vậy, tác động tiêu cực của 
COVID-19 đã khiến nhu cầu khí đốt 
của Mỹ trong 4 tháng đầu năm 2020 
giảm mạnh, ngoại trừ khí cho sản 
xuất điện (Hình 4).
Cụ thể, nhu cầu khí đốt cho khu 
vực sinh hoạt dân dụng sụt giảm 
mạnh nhất, (-12,4% so với cùng 
kỳ năm 2019), tiếp theo là lĩnh vực 
thương mại (-8,8%) và các ngành 
công nghiệp (-0,1%). Ngược lại, nhu 
cầu khí cho sản xuất điện tăng 12,3%. 
Khí được sử dụng chủ yếu để sản 
xuất điện ở Mỹ (chiếm 38%), sau đó 
đến hạt nhân (22%), than đá (16%), 
năng lượng tái tạo (12%), hydro (8%) 
và các loại năng lượng khác (4%). 
Trong Hình 5, xuất khẩu LNG của 
Mỹ tăng đáng kể so với cùng kỳ năm 
2019. Trong 19 tuần đầu năm 2020, 
xuất khẩu LNG tăng 99% so với cùng 
kỳ năm trước, lên 20,5 triệu tấn, chủ 
yếu từ các cơ sở LNG mới đưa vào sử 
dụng và được nâng cấp trong nước. 
Xét về giá khí và LNG giao sau, 
nếu chi phí vận chuyển và chi phí hóa 
lỏng được coi là chi phí “chìm”, thì các 
lô hàng LNG Mỹ xuất khẩu đến châu 
Âu đến tháng 10/2020 là không kinh 
tế vì bất lợi do chênh lệch giá giữa 
châu Âu và Mỹ trong khoảng thời 
gian này (Hình 6). Chênh lệch giá 
LNG giữa các nước phát triển tại khu 
vực Đông Bắc Á với các nước tiêu thụ 
khác (JKM-HH hay TTF-HH) là tích cực 
từ tháng 7/2020 đến tháng 4/2021. 
Tuy nhiên, thị trường Đông Bắc Á có 
thể không đủ khả năng để hưởng lợi 
từ tăng trưởng đáng kể trong nguồn 
cung LNG toàn cầu vào năm 2020, 
chủ yếu đến từ Mỹ. Các đại lý xuất 
khẩu LNG Mỹ rất có khả năng hủy bỏ 
hợp đồng để không phải chịu thêm 
thiệt hại tài chính do các lô LNG bị lỗ 
tại thị trường châu Âu.
Trong tháng 4/2020, khoảng 20 
- 30 chuyến hàng LNG tháng 6/2020 
của Mỹ đã bị hủy, tương đương 1,4 
- 2,1 triệu tấn LNG, gần bằng 1/2 
lượng LNG xuất khẩu hàng tháng 
của Mỹ. Các nhà tiếp thị LNG, như 
Hình 4. Tiêu thụ khí đốt trong tháng 4/2020 của 4 ngành sử dụng chính ở Mỹ. Nguồn: GECF, ICIS LNG Edge
Sinh hoạt dân dụng Thương mại Công nghiệp Điện lực
Tỷ
 m
3
Hình 5. Xuất khẩu LNG hàng tuần phân theo các nhà máy hóa lỏng khí đốt của Mỹ. Nguồn: GECF, ICIS LNG Edge
Tr
iệ
u 
tấ
n
74 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ
Cheniere, có thể chọn để tiếp thị lại 
các lô LNG bị hủy, tuy nhiên, mức giá 
thấp có thể ngăn cản hành động đó. 
Nếu các nhà xuất khẩu LNG không thể 
đảm bảo khối lượng LNG xuất khẩu 
hàng tháng giai đoạn giữa tháng 
7 - 9/2020 thì khoảng 6 - 8 triệu tấn 
LNG sẽ bị loại khỏi thị trường xuất 
khẩu giao sau. Theo đó, khối lượng 
LNG trên sẽ bị cắt giảm tại các phân 
xưởng hóa lỏng hoặc chuyển sang 
phương thức bán giao ngay theo giá 
spot trên thị trường tự do. Một số nhà 
máy LNG của Mỹ có thể hỗ trợ khách 
hàng trong nước về giá khí đốt và LNG 
trong ngắn hạn.
Trong tháng 4/2020, giá khí đốt tự 
nhiên Henry Hub chỉ ở mức 1,73 USD/
triệu BTU. EIA dự báo giá khí đốt tự 
nhiên có thể đạt trung bình 2,14 USD/
triệu BTU trong cuối năm 2020 và 2,89 
USD/triệu BTU trong năm 2021. 
Tổng sản lượng khí tiêu thụ của 
Mỹ dự kiến đạt 81,7 tỷ ft3/ngày trong 
năm 2020, giảm 3,9% so với mức 
trung bình năm 2019 vì sản lượng khí 
cung cấp cho các hộ tiêu thụ công 
nghiệp giảm, chỉ đạt trung bình 21,3 
tỷ ft3/ngày trong năm 2020, giảm 
7,1% so với năm 2019. Sản lượng khí 
giảm nhiều nhất trong các bồn trũng 
Appalachian và Permian. Năm 2021, 
dự báo sản lượng khí khô trung bình 
sẽ đạt 84,9 tỷ ft3/ngày, tăng trong 
nửa cuối năm vì giá sẽ cao hơn.
EIA ước tính tổng sản lượng khí 
dự trữ của Mỹ trong tháng 4/2020 
ở mức 2,3 nghìn tỷ ft3, cao hơn 20% 
so với mức trung bình 5 năm trước. 
Khí dự trữ sẽ tăng thêm 2,1 nghìn tỷ 
ft3 trong giai đoạn từ tháng 4 - 10 và 
sẽ đạt kỷ lục gần 4,2 nghìn tỷ ft3 vào 
ngày 31/10/2020.
Xuất khẩu LNG của Mỹ sẽ đạt 
trung bình 5,8 tỷ ft3/ngày trong Quý 
II/2020 và 4,8 tỷ ft3/ngày trong Quý 
III/2020. Xuất khẩu LNG Mỹ dự kiến 
sẽ giảm cho đến hết mùa hè do nhu 
cầu khí đốt tự nhiên toàn cầu thấp 
hơn dự kiến.
Hoạt động dầu khí thế giới
ConocoPhillips sẽ cắt giảm sản 
lượng 420.000 thùng/ngày trong 
tháng 6/2020, đưa lượng cắt giảm 
tổng cộng trong năm 2020 lên 
460.000 thùng/ngày. ConocoPhillips 
đang tìm mua mỏ mới để gia tăng 
trữ lượng cho hoạt động khai thác 
trong tương lai, bù lại trữ lượng bị 
giảm ở Alaska trước đây.
Các tập đoàn dầu khí của Trung 
Quốc gồm CNOOC, PetroChina và 
Sinopec sẽ cắt giảm 19 tỷ USD từ kế 
hoạch chi tiêu. 
ExxonMobil đang đứng trước 
khó khăn chưa từng có trong 32 
năm qua. Tập đoàn này đã lỗ 610 
triệu USD trong Quý I/2020, có thể 
lên tới 3 tỷ USD như dự báo trên các 
phương tiện truyền thông. 
Chevron sẽ đóng một số mỏ 
có tổng sản lượng 400.000 thùng/
ngày và dừng hoạt động 60% tổng 
số giàn khoan. Riêng ở bồn trũng 
Permian, Chevron chỉ hoạt động 5 
giàn khoan, dừng hoạt động 12 giàn.
Concho Resouces công bố lỗ 
9,28 tỷ USD trong Quý I/2020 do cổ 
phiếu bị mất giá, còn 4,749 USD/cổ 
phiếu.
BP, Chevron, ExxonMobil, Eni, 
Total, Shell có thể bị buộc phải cắt 
giảm sản lượng ở cả Azerbaijan, 
Kazakhstan, Angola Nigeria và Liên 
bang Nga.
Na Uy đồng ý cắt giảm sản lượng 
250.000 thùng/ngày trong tháng 
6/2020, giảm 13%.
Theo Rystad Energy, các công 
ty dầu khí dự kiến sẽ mất 1 nghìn tỷ 
USD doanh thu trong năm 2020.
Hình 6. Giá LNG và khí đốt giao tháng 8/2020 (a). Độ chênh lệch của giá LNG Mỹ so với các thị trường khác trên thế giới (b). Nguồn: GECF,CME Groupe
Ghi chú: HH - giá ở thị trường Mỹ; TTF - giá ở thị trường EU; JKM - giá ở thị trường Đông Bắc Á.
6/2
02
0
6/2
02
0
7/2
02
0
7/2
02
0
8/2
02
0
8/2
02
0
9/2
02
0
9/2
02
0
10
/20
20
10
/20
20
11
/20
20
11
/20
20
12
/20
20
12
/20
20
1/2
02
1
1/2
02
1
2/2
02
1
2/2
02
1
3/2
02
1
3/2
02
1
4/2
02
1
4/2
02
1
5/2
02
1
5/2
02
1
U
SD
/T
riệ
u 
BT
U
U
SD
/T
riệ
u 
BT
U
Trần Ngọc Toản (tổng hợp)
75DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
PETROVIETNAM
TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH PHÂN XƯỞNG KTU 
Ở CÔNG SUẤT CAO HƠN CÔNG SUẤT THIẾT KẾ 
NHẰM TĂNG SẢN LƯỢNG SẢN XUẤT NHIÊN LIỆU JETA1
Chu trình sản xuất JetA1 - nhiên liệu bay hàng không 
là một chu trình khép kín, được tuân 
thủ và kiểm soát rất chặt chẽ từ khâu 
nguyên liệu đầu vào đến khâu sản 
phẩm đầu ra: Phân đoạn kerosene 
được phân tách từ tháp chưng cất khí 
quyển T-1101 đã được kiểm soát các 
thành phần điểm khói, điểm đông 
đặc và tỷ trọng sẽ được đưa qua Phân 
xưởng xử lý kerosene (KTU), Nhà 
máy Lọc dầu Dung Quất với công 
suất thiết kế là 10.000 BPSD (tương 
đương 66,37Sm3/giờ). 
Nhằm tăng sản lượng sản xuất 
nhiên liệu JetA1 (theo công suất thiết 
kế của nhà máy thấp hơn rất nhiều 
so với nhu cầu của thị trường), đồng 
thời chênh lệch giá bán ra thị trường 
khá lớn giữa sản phẩm JetA1 và DO/
xăng, cùng với xu thế dầu thô chế 
biến ngày càng nhiều thành phần 
phân đoạn nhẹ (naphtha/kerosene 
ngày càng nhiều) – đây là nút thắt kỹ 
thuật lớn nếu BSR muốn nâng cao và 
duy trì công suất chế biến tối đa của 
nhà máy, nhóm tác giả thuộc Công ty 
cổ phần Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) 
đã nghiên cứu, đề xuất giải pháp tối 
ưu hóa vận hành Phân xưởng KTU ở 
công suất cao hơn công suất thiết kế. 
Tuy nhiên khi tăng sản lượng JetA1 
có thể dẫn đến một số điều kiện sau 
không thỏa mãn: 
- Phân đoạn cắt của kerosene 
không đủ lớn; 
Chất lượng sản phẩm JetA1 
không đạt tiêu chuẩn về: điểm chớp 
cháy; điểm khói; điểm đông đặc; tỷ 
trọng; ăn mòn tấm đồng; hàm lượng 
mercaptan; hàm lượng hạt trong sản 
phẩm;
- Vấn đề thủy lực của hệ thống. 
Để khắc phục hiện trạng trên, 
nhóm tác giả đã nghiên cứu sự 
thay đổi điểm cắt giữa 3 phân đoạn 
naphtha/kerosene/LGO tại tháp 
T-1101, cụ thể như sau: điều chỉnh 
tăng phân đoạn kerosene, giảm 
naphtha, giữ nguyên LGO; điều chỉnh 
tăng phân đoạn kerosene, giảm đồng 
thời naphtha và LGO; điều chỉnh tăng 
phân đoạn kerosene, giảm LGO, giữ 
nguyên naphtha.
Sau khi đánh giá 3 trường hợp 
thay đổi điểm cắt nêu trên, dựa vào 
xu hướng chênh lệch giá giữa JetA1 
và ADO, giữa JetA1 và xăng trên thị 
trường, nhóm tác giả đã lựa chọn 
phương án dịch chuyển điểm cắt 
kerosene-LGO xuống bên dưới để 
tối đa hóa lợi nhuận và mô phỏng 
trên phần mềm PetroSim nhằm dự 
đoán sự thay đổi điều kiện vận hành, 
sự thay đổi về chất lượng dòng sản 
phẩm kerosene đã xử lý khi KTU vận 
hành ở công suất cao hơn thiết kế 
theo hướng dịch chuyển điểm cắt 
xuống dưới nhưng vẫn đảm bảo các 
chỉ tiêu về điểm khói, điểm chớp 
cháy, điểm đông đặc cũng như chỉ 
tiêu ăn mòn tấm đồng. Bên cạnh đó, 
nhóm tác giả đã nghiên cứu và tiến 
hành thử nghiệm Phân xưởng KTU tại 
120% công suất thiết kế. Kết quả quá 
trình thử nghiệm đã cho thấy Phân 
xưởng KTU có thể vận hành ổn định 
tại 120% công suất thiết kế mà không 
vướng phải bất kỳ vấn đề kỹ thuật 
nào, đồng thời chất lượng kerosene 
xử lý vẫn đảm bảo được tất cả các 
chỉ tiêu của sản phẩm JetA1 tại Phân 
xưởng KTU. 
Với mục tiêu mang lợi nhuận 
cao hơn cho Nhà máy, đồng thời giải 
quyết vấn đề xu thế dầu thô chế biến 
ngày càng nhiều thành phần phân 
đoạn nhẹ, nhóm tác giả tiếp tục 
nghiên cứu và đề xuất vận hành thử 
nghiệm KTU tại 130% công suất thiết 
kế, tương đương 87m3/giờ). 
Dựa trên kết quả đánh giá điểm 
cắt phân đoạn kerosene, kiểm chứng 
trên phần mềm mô phỏng PetroSim 
đã cho thấy khả năng vận hành của 
Hình 1. Quy trình sản xuất nhiên liệu JetA1 tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất
76 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN
phân xưởng và chất lượng sản phẩm 
kerosene đã xử lý khi KTU vận hành 
đến 130% công suất thiết kế thì các 
chỉ tiêu về tỷ trọng, điểm chớp cháy, 
độ đông đặc, ăn mòn tấm đồng, 
đạt yêu cầu về chất lượng JetA1, đồng 
thời nhóm tác giả cũng đánh giá thời 
gian lưu giữ dòng kerosene bên trong 
cụm làm khô bằng muối (salt drier) và 
cụm xử lý tạp chất bằng đất sét (Clay 
filter) nhằm đảm bảo đủ thời gian 
tối thiểu để các cụm này có thể hoạt 
động tốt, tránh trường hợp nước, tạp 
chất và cặn rắn bị cuốn theo khi vận 
hành ở lưu lượng dòng cao và thời 
gian lưu ngắn. Kết quả thử nghiệm 
đã chỉ ra Phân xưởng KTU có thể vận 
hành được tại 130% công suất thiết 
kế mà không gặp phải vấn đề bất 
thường lớn về điều kiện vận hành 
công nghệ, đồng thời chất lượng 
kerosene xử lý vẫn đảm bảo được tất 
cả các chỉ tiêu của sản phẩm JetA1 tại 
phân xưởng KTU trừ vấn đề về giới 
hạn thủy lực của bơm P-1406A/B. 
Ngoài ra, trong giai đoạn thử nghiệm 
nâng KTU từ 127 – 130% công suất 
thiết kế, nhóm tác giả đã linh hoạt lựa 
chọn đưa dòng kerosene sau khi xử lý 
về bể có mức bể thấp và/hoặc chạy 
thử nghiệm 2 bơm P-1406A/B để duy 
trì dòng kerosene ổn định tại 130% 
công suất trong tối thiểu 24 giờ. 
Để khắc phục vấn đề giới hạn 
thủy lực của bơm P-1406A/B khi vận 
hành ở công suất cao, nhóm tác giả 
cũng đưa ra các giải pháp như sau:
- Giải pháp ngắn hạn: nâng áp 
suất tại đầu hút của bơm P-1406A/B 
(từ 1,7 kg/cm2 lên 2,5 kg/cm2) nhằm 
tăng thêm áp lực cho đầu đẩy của 
bơm; vận hành song song cả 2 bơm 
P-1406A và P-1406B;
- Giải pháp dài hạn: để đảm bảo 
thủy lực cho quá trình vận chuyển 
dòng kerosene đã xử lý tại KTU đến 
khu bể chứa sản phẩm tại khu vực P3 
Hình 2. Dịch chuyển giảm điểm cắt Naphtha-LGO Hình 3. Dịch chuyển điểm cắt Kerosene-LGO xuống dưới
Hình 4. Nhà máy Lọc dầu Dung Quất
Dịch chuyển điểm
cắt Kerosene-LGO xuống dưới
tại 130% công suất, có thể: nâng cấp 
cho 2 bơm P-1406A/B; hoặc: nâng 
áp suction P-1406 lên vận hành ở 
2,8 - 3,5 bar và duy trì KTU vận hành 
liên tục từ 128 – 130% công suất mà 
không cần cải hoán hay chạy song 
song 2 bơm.
Việc tăng tối đa công suất KTU 
lên 130% công suất thiết kế đã tạo 
điều kiện thuận lợi để Công ty Lọc 
Hóa dầu Bình Sơn có thể chế biến 
được các loại dầu thô thay thế dầu 
thô Bạch Hổ đang trên đà suy giảm 
sản lượng, gia tăng cơ hội chế biến 
và thử nghiệm dầu thô ngoại nhập 
có thành phần phân đoạn xăng 
naphtha cao như dầu WTI Midland 
(Mỹ). Lợi nhuận thu được trong năm 
đầu tiên áp dụng giải pháp tối ưu 
hóa vận hành Phân xưởng KTU trên 
công suất thiết kế nhằm tăng sản 
lượng sản xuất nhiên liệu JetA1 là 1,5 
triệu USD mà không tốn chi phí. Khi 
vận hành tại công suất tối đa 130% 
công suất thiết kế thì ước tính tổng 
lượng JetA1 có thể sản xuất thêm lên 
đến 1.097.069 thùng tương đương 
thu được mỗi năm lên đến khoảng 
3,2 triệu USD. Ngoài ra giải pháp còn 
tạo điều kiện thuận lợi để xử lý các 
vấn đề kỹ thuật hoặc mục tiêu sản 
xuất kinh doanh của Nhà máy Lọc 
dầu Dung Quất; giúp Nhà máy nhận 
diện được một số điểm hạn chế kỹ 
thuật của KTU, tạo điều kiện cho việc 
cải hoán và nâng cấp mở rộng của 
Nhà máy trong tương lai.
Giải pháp tối ưu hóa vận hành 
Phân xưởng KTU ở công suất cao hơn 
công suất thiết kế được công nhận 
sáng kiến cấp Tập đoàn; giải thưởng 
VIFOTEC năm 2019 và có thể vận 
dụng để nghiên cứu áp dụng cho các 
nhà máy khâu sau của Tập đoàn Dầu 
khí Quốc gia Việt Nam. 
Nguyễn Nhanh (giới thiệu)