Tạp chí Dầu khí - Số 8 năm 2020

 SỐ 8 - 2020T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam 
Petro ietnam
ISSN 2615-9902
 SỐ 8 - 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: Giếng khoan Kèn Bầu 2X, Lô 114, bể Sông Hồng, thềm lục địa Việt Nam được giàn khoan SAGA thi công. 
Ảnh: Trương Hoài Nam
NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
20
26. Đặc điểm địa hóa đá mẹ khu 
vực các giếng nước sâu bể Nam 
Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây
34. Nghiên cứu tiềm năng 
khoáng sản rắn đáy biển hiện 
diện trong các mẫu oxide sắt 
mangan ở phía Tây Nam Biển 
Đông
45. Giải pháp công nghệ thu hồi 
khí NH3 phát thải trong quá trình 
sản xuất ở Nhà máy Đạm Phú Mỹ
49. Đầu tư xây dựng dự án dầu 
khí đặc thù: Bất cập nhìn từ góc 
độ pháp lý
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ
60. Sử dụng nguyên lý Villari và 
kỹ thuật nhớ từ trong kiểm tra vật 
liệu từ chịu lực
CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ
26 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ KHU VỰC CÁC GIẾNG NƯỚC SÂU 
BỂ NAM CÔN SƠN VÀ TƯ CHÍNH - VŨNG MÂY
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 8 - 2020, trang 26 - 33
ISSN 2615-9902
Nguyễn Thị Oanh Vũ, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Thanh Ngà
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: vunto@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo sử dụng kết quả phân tích địa hóa như nhiệt phân Rock-Eval, tổng carbon hữu cơ, phản xạ vitrinite, sắc ký khí, sắc ký khí ghép 
khối phổ... để tổng hợp và đánh giá đặc điểm đá mẹ các giếng nước sâu thuộc bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây. Đá mẹ Miocene 
dưới và Oligocene trong khu vực nghiên cứu có độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon từ trung bình đến tốt, nguồn gốc 
vật chất hữu cơ khá tương đồng với các giếng nước nông lân cận. Mô hình trưởng thành cho thấy các tập đá mẹ Miocene dưới và Oligocene 
đã và đang trong quá trình sinh dầu và khí. 
Từ khóa: Đá mẹ, Miocene dưới, Oligocene, trưởng thành nhiệt, bể Nam Côn Sơn, bể Tư Chính - Vũng Mây.
1. Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000 
km2, ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng 
Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat 
- Natuna, phía Đông Bắc là bể Phú Khánh, tiếp 
giáp về phía Đông bể Nam Côn Sơn là bể Tư 
Chính - Vũng Mây với diện tích rộng và cấu trúc 
địa chất phức tạp [1 - 3]. Độ sâu mực nước biển 
của khu vực này thay đổi rất lớn, từ vài chục mét 
ở phía Tây đến hơn 1.000 - 2.800 m ở phía Đông. 
Tại Lô 05-2, các nhà thầu đã tiến hành khoan 
thăm dò 2 giếng, độ sâu mực nước biển lần lượt 
là 682 m và 569 m. Về phía Nam bể Nam Côn 
Sơn, có 2 giếng nước sâu là 07-3-C-1X và 07-3-
C-3X. Càng về phía Đông, độ sâu mực nước biển 
càng thay đổi rõ rệt. Tại Lô 136 (bể Tư Chính - 
Vũng Mây), các giếng 136-D-1X và 136-E-1X có 
mực nước biển thay đổi đến hơn 800 m. Ngoài 
ra, còn có các giếng 130-F-1X và 131-G-1X- cũng 
là giếng khoan nước sâu ở Lô 130, 131 với mực 
nước biển đến hơn 1.000 m.
2. Đặc điểm địa hóa đá mẹ
2.1. Chất lượng đá mẹ
Các chỉ tiêu địa hóa cơ bản như TOC, S1, S2, chỉ số hydrogen HI... 
được sử dụng nhằm đánh giá đặc điểm đá mẹ ở khu vực nghiên 
cứu: độ giàu vật chất hữu cơ, tiềm năng sinh, loại kerogen Bài 
báo sử dụng các kết quả phân tích địa hóa của các giếng khoan 
nước sâu thuộc Lô 05-2, Lô 07-3, Lô 136 và Lô 130, Lô 131, tập trung 
vào các mặt cắt trầm tích tuổi Oligocene đến Miocene dưới là 
Ngày nhận bài: 20/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 24/3 - 28/4/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 20/7/2020. Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu 
26
FOCUS 
Resolution 55-NQ/TW: 
New vision in energy development ........................................................4
Building a competitive, transparent and efficient energy market ......6
Petrovietnam: Risk management for the next steps ............................10
Corporate governance and management 
to be central solution in 2020 - 2025 period ..........................................12
Improving efficiency and optimising exploration 
and production costs ...............................................................................22
PVN gains after-tax profit of over VND 10 trillion 
in first 7 months of 2020 ...........................................................................24
RESEARCH AND DEVELOPMENT
Geochemical characteristics of source rocks in deep-water 
wells in Nam Con Son and Tu Chinh - Vung May basins ....................26
Some preliminary results from study of the potential 
of ferromanganese crusts in Pliocene - Quaternary sediments, 
offshore Southwestern Vietnam ............................................................34
Technical solution for recovering gaseous NH3 
at Phu My fertilizer plant .........................................................................45
Inadequacies and obstacles in construction investment 
management in oil and gas projects - a view from legal 
perspective ..............................................................................................49
Villari effect and metal magnetic memory technique 
in inspection of magnetic metal structures under stress ....................60
NEWS
Ca Mau Gas - Power - Fertilizer Complex 
contributes VND 15,485  ... ếp. Trong tuần đầu tháng 8/2020, 
các kho dự trữ dầu thô của Mỹ đã 
giảm 4 triệu thùng so với tuần trước, 
cao hơn mức kỳ vọng của thị trường 
là 2,9 triệu thùng. 
Tuy nhiên ngay cả khi hoạt động 
dầu khí giảm, xuất khẩu dầu thô và 
các sản phẩm lọc dầu của Mỹ vẫn có 
thể cạnh tranh trên thị trường thế 
giới. Mỹ có các mỏ với giá thành sản 
xuất thấp, đặc biệt là trong bồn trũng 
Eagle Ford, có thể cạnh tranh ở mức 
giá thấp nhất là 30 USD/thùng, đủ 
cung cấp cho nhu cầu dự trữ lớn của 
Mỹ và đáp ứng nhu cầu dầu ngọt nhẹ 
của châu Á. 
Dù giá cước vận chuyển cao, dầu 
thô của Mỹ vẫn chảy sang thị trường 
Đông Á. Các quốc gia mua nhiều dầu 
thô của Mỹ vẫn là Hàn Quốc, Nhật 
Bản và Đài Loan. Các giao dịch tại 
Houston xác nhận giá của NYMEX 
WTI Houston Futures (HCL) khi đáo 
hạn hợp đồng tới cảng của nước 
nhập khẩu hiện thấp hơn giá thực tế 
của các giao dịch có thưởng của dầu 
Dubai khoảng 1,5 USD/thùng. Xét 
theo chất lượng API, dầu WTI không 
thể so sánh với dầu Dubai.
Dầu Arab Light của Saudi Aram-
co đang giao dịch với mức thưởng 
trung bình từ 0,2 - 0,35 USD/thùng 
trên thị trường Dubai. Điều này xảy ra 
sau khi Saudi Arabia quyết định dừng 
cắt giảm sản lượng theo Thỏa thuận 
OPEC+ từ cuối tháng 6.
Yếu tố lớn nhất giúp các nước 
Đông Á, bao gồm cả mua theo giá 
spot, có thể mua dầu ngọt của Mỹ 
với giá thấp hơn giá dầu Trung Đông 
cùng chất lượng ngay cả khi chi phí 
vận chuyển cao hơn do các doanh 
nghiệp sản xuất dầu của Mỹ chỉ khai 
thác dầu ở các mỏ có giá thành thấp 
để bán có lãi với mức hòa vốn trên 30 
USD/thùng. 
Các doanh nghiệp dầu khí lớn lỗ 
hàng tỷ USD
Trong 6 tháng đầu năm 2020, các 
doanh nghiệp dầu khí lớn trên thế 
giới thông báo lỗ hàng tỷ USD do tác 
động kép từ khủng hoảng giá dầu và 
đại dịch COVID-19.
Chevron, doanh nghiệp dầu khí 
lớn thứ 2 của Mỹ, công bố lỗ 4,67 tỷ 
USD trong 6 tháng đầu năm 2020 
(riêng Quý II/2020 lỗ 8,27 tỷ USD); do-
anh thu giảm 39,2% xuống còn 45 tỷ 
USD; sản lượng khai thác trung bình 
tăng 1,6%, đạt 3,1 triệu thùng/ngày. 
Lĩnh vực thượng nguồn khiến Chev-
ron lỗ 3,17 tỷ USD, trong khi lĩnh vực 
hạ nguồn đạt lợi nhuận 93 triệu USD. 
ExxonMobil lỗ 1,7 tỷ USD trong 
6 tháng đầu năm 2020 (riêng Quý 
II/2020 lỗ 1,1 tỷ USD); doanh thu 
giảm 33,1% xuống còn 88,8 tỷ USD; 
sản lượng khai thác trung bình giảm 
2,6%, đạt 3,84 triệu thùng/ngày. Lĩnh 
vực thượng nguồn khiến ExxonMobil 
lỗ 1,65 tỷ USD, trong khi lĩnh vực hạ 
nguồn đem lại lợi nhuận 976 triệu 
USD. ExxonMobil đã cắt giảm 34% 
chi phí đầu tư, xuống còn 5,3 tỷ USD.
6,9
6,8
2,9
2,4
4,5
3,2
4,3
4,1
4,0
4,7
1,3
-2,5
-4,5
-6,7
-3,6
-5,1
-8,0
-5,2
-6,1
-3,7
2020 2021
1,5
1,2
0,5
1,2
0,3
1,1
3,5
3,5
7,0
-1,8
-1,7
-0,9
-1,1
-0,5
-1,0
-4,0
-4,9
-8,9
2020 2021
Toàn cầu
OECD
Mỹ
Khu vực châu Âu
Nhật Bản
Các nước phát triển
Brazil
Nga
Ấn Độ
Trung Quốc
Toàn cầu
OECD
Ngoài OECD
Trung Quốc
Mỹ Latinh
Các nước châu Á khác
Châu Á - Thái Bình Dương
Châu Âu
Mỹ
Hình 2. Dự báo tăng trưởng GDP toàn cầu năm 2020 - 2021. Nguồn: Báo cáo thị trường dầu mỏ tháng 7/2020 của OPEC
77DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
Nhà máy lọc dầu xanh (Green Refinery) của Eni tại Porto Marghera, Venezia. Ảnh: Eni
ConocoPhillips lỗ 1,5 tỷ USD 
trong 6 tháng đầu năm 2020 (riêng 
Quý II/2020 đạt lợi nhuận 260 triệu 
USD); doanh thu giảm 50% xuống 
còn 8,8 tỷ USD; sản lượng khai thác 
trung bình giảm 13%, đạt 1,13 triệu 
thùng/ngày. 
Petrobras lỗ 10,4 tỷ USD trong 
6 tháng đầu năm 2020 (riêng Quý 
II/2020 lỗ 436 triệu USD); doanh thu 
giảm 28,6% xuống còn 26,6 tỷ USD. 
Petrobras cho biết sẽ cắt giảm đầu tư 
3,5 tỷ USD, xuống còn 8,5 tỷ USD và 
thực hiện các biện pháp tiết kiệm chi 
phí 2 tỷ USD.
Total lỗ 8,3 tỷ USD trong 6 tháng 
đầu năm 2020 (riêng Quý II/2020 lỗ 
8,37 tỷ USD); doanh thu giảm 32% 
xuống còn 69,6 tỷ USD. Total dự báo 
giá dầu trung bình trong năm 2020 ở 
mức 35 USD/thùng và sẽ tăng lên 40 
USD/thùng trong năm 2021. 
ENI lỗ 7,35 tỷ EUR trong 6 tháng 
đầu năm 2020 (riêng Quý II/2020 lỗ 
4,4 tỷ EUR); doanh thu giảm 2,2 lần 
xuống còn 8,4 tỷ EUR; sản lượng khai 
thác trung bình giảm 7% xuống còn 
1,71 triệu thùng/ngày. ENI cho biết sẽ 
cắt giảm 35% ngân sách đầu tư năm 
2020, còn khoảng 5,2 tỷ EUR.
Royal Dutch Shell lỗ 18,15 tỷ 
USD trong 6 tháng đầu năm 2020 
(riêng Quý II/2020 lỗ 18,1 tỷ USD); 
doanh thu giảm 47,3% xuống còn 
93,45 tỷ USD; sản lượng khai thác 
giảm 5,6% xuống còn 3,38 triệu 
thùng/ngày. Lĩnh vực thượng nguồn 
khiến Royal Dutch Shell lỗ 1,5 tỷ USD, 
trong khi lĩnh vực hạ nguồn đem lại 
lợi nhuận 2,4 tỷ USD.
BP lỗ 21,2 tỷ USD trong 6 tháng 
đầu năm 2020 (riêng Quý II/2020 lỗ 
16,8 tỷ USD); doanh thu giảm 35,7% 
xuống còn 90,7 tỷ USD; sản lượng 
khai thác trung bình giảm 3,5%, đạt 
3,655 triệu thùng/ngày. 
EOG Resources Inc. lỗ 909 triệu 
USD trong Quý II/2020 do giá dầu 
78 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020
THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ
trung bình giảm 66% xuống 20,4 
USD/thùng, sản lượng khai thác giảm 
23,3% xuống 623,4 nghìn thùng/
ngày. Từ tháng 7/2020, EOG Resourc-
es Inc. đã gia tăng sản lượng lên mức 
73.000 nghìn thùng/ngày.
Gazprom Neft đạt lợi nhuận 
130,7 tỷ RUB (tương đương 1,8 tỷ 
USD) trong 6 tháng đầu năm 2020, 
giảm 39,3% so với cùng kỳ năm 2019, 
doanh thu giảm 29,7% xuống còn 9,3 
tỷ USD. 
Novatek đạt lợi nhuận 41,5 tỷ 
RUB (tương đương 576 triệu USD), 
giảm 40% so với cùng kỳ năm 2019, 
doanh thu giảm 34,1% xuống còn 2 
tỷ USD. 
Triển vọng thị trường năm 2021
Thị trường dầu khí dự báo sẽ ổn 
định vào cuối năm 2020, song tăng 
trưởng chậm trong năm 2021.
Trong Báo cáo thị trường dầu 
mỏ tháng 7/2020, OPEC dự báo tăng 
trưởng GDP toàn cầu sẽ giảm 3,7% 
trong năm 2020 và tăng 4,7% trong 
năm 2021 (Hình 2), với giả định dịch 
bệnh COVID-19 được kiểm soát, đặc 
biệt là ở các nền kinh tế lớn; các quốc 
gia thực hiện các biện pháp kích 
thích nền kinh tế. 
Nhu cầu dầu toàn cầu trong năm 
2021 được dự báo sẽ phục hồi (Hình 
3), ghi nhận mức tăng trưởng 7 triệu 
thùng/ngày. Nhu cầu của các nước 
OECD dự báo tăng trưởng 3,5 triệu 
thùng/ngày. Nhu cầu của các nước 
ngoài OECD dự báo tăng trưởng 3,5 
triệu thùng/ngày, trong đó nhu cầu 
của Trung Quốc và các nước châu Á 
khác đạt hơn 2,4 triệu thùng/ngày. 
Nhu cầu xăng và dầu diesel dự báo sẽ 
tăng hơn 3,8 triệu thùng/ngày. Nhiên 
liệu máy bay phục hồi chậm, chỉ tăng 
0,8 triệu thùng/ngày.
Nguồn cung dầu ngoài OPEC 
được dự báo sẽ tăng 0,92 triệu 
thùng/ngày vào năm 2021, sau khi 
giảm sâu trong năm nay. Sản lượng 
của Mỹ trong năm 2021 sẽ chỉ tăng 
nhẹ 0,24 triệu thùng/ngày, so với 
mức tăng 2,3 triệu thùng/ngày trong 
năm 2018 và 1,7 triệu thùng/ngày 
trong năm 2019. Mặc dù, sản lượng 
dầu truyền thống giảm nhưng sản 
lượng dầu đá phiến của Mỹ vẫn tăng 
0,24 triệu thùng/ngày, chủ yếu từ 
bồn trũng Permian.
Canada dự kiến sản lượng sẽ 
phục hồi trong năm 2021. Sản lượng 
dầu ở các nước như Na Uy, Brazil 
và Australia dự kiến tăng từ các dự 
án hiện có và đưa vào khai thác các 
mỏ/công trình mới. Tăng trưởng 
sản lượng ở khu vực ngoài OPEC bị 
kìm hãm do sự suy giảm sản lượng 
tự nhiên ở Ai Cập, Mexico, Thái Lan, 
Colombia và Kazakhstan. 
Đầu tư cho thăm dò và khai thác 
ở các nước ngoài OPEC dự kiến đạt 
khoảng 323 tỷ USD vào năm 2021, 
trong đó Mỹ đầu tư thăm dò khai 
thác dầu đá phiến khoảng 63 tỷ USD, 
giảm 100 tỷ USD so với mức đỉnh của 
năm 2014.
Nhìn chung, triển vọng thị 
trường dầu khí trong năm 2021 vẫn 
còn nhiều yếu tố bất định. Việc OPEC 
và các nước ngoài OPEC tham gia 
Tuyên bố hợp tác (DoC), cùng với 
các hành động hỗ trợ của nhiều nhà 
sản xuất G20 đã giúp thị trường dầu 
mỏ toàn cầu và kinh tế thế giới từng 
bước vượt qua thách thức chưa từng 
có. Các quyết định lịch sử trong bối 
cảnh thị trường bất ổn đã có đóng 
góp đáng kể và mở đường cho sự 
phục hồi của thị trường năng lượng 
trong năm 2021.
6,9
6,8
2,9
2,4
4,5
3,2
4,3
4,1
4,0
4,7
1,3
-2,5
-4,5
-6,7
-3,6
-5,1
-8,0
-5,2
-6,1
-3,7
2020 2021
1,5
1,2
0,5
1,2
0,3
1,1
3,5
3,5
7,0
-1,8
-1,7
-0,9
-1,1
-0,5
-1,0
-4,0
-4,9
-8,9
2020 2021
Toàn cầu
OECD
Mỹ
Khu vực châu Âu
Nhật Bản
Các nước phát triển
Brazil
Nga
Ấn Độ
Trung Quốc
Toàn cầu
OECD
Ngoài OECD
Trung Quốc
Mỹ Latinh
Các nước châu Á khác
Châu Á - Thái Bình Dương
Châu Âu
Mỹ
Hình 3. Dự báo nhu cầu dầu toàn cầu năm 2020 - 2021. Nguồn: Báo cáo thị trường dầu mỏ tháng 7/2020 của OPEC
Trần Ngọc Toản (tổng hợp)
79DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
Phân xưởng thu hồi propylene (PRU) được thiết kế để phân 
tách LPG đã qua xử lý từ Phân xưởng 
cracking xúc tác (RFCC) thành các sản 
phẩm mixed C4 (butane + butene), 
propane (C3) và propylene (C3=) và 
làm tinh khiết propylene thành sản 
phẩm cấp độ polymer có độ tinh 
khiết 99,5% khối lượng.
Trong thực tế vận hành, do lưu 
lượng LPG từ Phân xưởng RFCC cao 
nên Phân xưởng PRU thường được 
vận hành ở công suất cao, ở khoảng 
110% công suất thiết kế. Từ đầu 
tháng 4/2018, Phân xưởng RFCC sử 
dụng phụ gia ZSM-5 để tăng sản xuất 
GIẢM ĐỘ TINH KHIẾT DÒNG SẢN PHẨM PROPYLENE NHẰM TĂNG 
KHẢ NĂNG THU HỒI CẤU TỬ PROPYLENE TỪ PHÂN XƯỞNG PRU, 
GIÚP TĂNG CÔNG SUẤT CỦA PHÂN XƯỞNG POLYPROPYLENE, 
NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT
propylene nên lưu lượng LPG tăng 
thêm, công suất PRU tăng từ khoảng 
110% lên 114% công suất thiết kế. 
Khi lưu lượng nguyên liệu LPG tăng, 
độ thu hồi cấu tử propylene (C3=) bị 
giảm, làm tăng lượng C3= thất thoát 
trong dòng propane và LPG đi ra từ 
PRU.
Nhằm khắc phục hiện trạng trên, 
Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) 
đã đề xuất giải pháp giảm chỉ tiêu độ 
tinh khiết dòng sản phẩm propylene 
của PRU từ 99,5% khối lượng xuống 
99,4% khối lượng có thể giúp tăng 
thu hồi lượng C3= còn lẫn trong dòng 
propane từ đáy tháp tách propylene/
propane T-2103 mà không ảnh hưởng 
đến vận hành của Phân xưởng PRU 
và Phân xưởng hạt nhựa (PP). Phân 
xưởng PP có thể nâng công suất cao 
hơn 107% ở thời điểm nghiên cứu, 
đảm bảo chế biến hết nguyên liệu 
propylene từ Phân xưởng PRU. 
Nhóm tác giả đã thực hiện các 
giải pháp:
- Xây dựng mô hình Phân xưởng 
PRU bằng phần mềm Petrosim;
- Tinh chỉnh mô hình: Mô hình 
sau khi hoàn thiện được hiệu chỉnh 
theo số liệu vận hành thực tế của 
Phân xưởng PRU. Kết quả cho thấy 
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR
80 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020
PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN
tăng trong sản phẩm propylene cấp 
cho Phân xưởng PP. Phân xưởng PP 
vận hành ổn định, các thông số công 
nghệ không thay đổi do thay đổi độ 
tinh khiết của nguyên liệu propylene 
ngoại trừ lưu lượng offgas FIC-3204 
được điều chỉnh tăng để đảm bảo 
cân bằng nồng độ propane trong 
thiết bị phản ứng ở mức bình thường 
trong suốt thời gian thử nghiệm 
giảm nồng độ từ 99,5% khối lượng 
đến 99,4% khối lượng.
Giải pháp giảm độ tinh khiết 
dòng sản phẩm propylene được 
công nhận sáng kiến cấp Tập đoàn 
Dầu khí Việt Nam và đạt giải Ba Hội 
thi Sáng tạo kỹ thuật toàn quốc lần 
thứ XV (2018 - 2019) đã mang lại hiệu 
quả kinh tế cao, giúp tối đa thu hồi 
propylene, tăng công suất chế biến 
của Phân xưởng PP mà không tốn chi 
phí mua thêm nguyên liệu propylene 
từ bên ngoài, gia tăng lợi nhuận. Giải 
pháp không cần cải hoán, không tốn 
chi phí và thời gian cải hoán; giảm lưu 
lượng LPG thành phẩm đi ra từ Phân 
xưởng PRU, giải quyết tình trạng 
quá tải thủy lực đường ống LPG ra 
bể chứa sản phẩm; giảm hàm lượng 
olefins trong LPG từ Phân xưởng PRU, 
qua đó giúp nâng cao giá trị LPG của 
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và góp 
phần bảo vệ môi trường. 
khả năng mô phỏng của mô hình 
Petrosim khá sát với thực tế vận hành 
và có thể dự báo sự thay đổi về lưu 
lượng các dòng và thông số vận hành 
theo hàm mục tiêu độ tinh khiết. 
- Thực hiện mô phỏng thay 
đổi mục tiêu độ tinh khiết của dòng 
propylene tại tháp T-2103 từ 99,5% 
khối lượng xuống 99,4% khối lượng 
để dự đoán các thay đổi về thông số 
vận hành của tháp tách này. Kết quả 
cho thấy ở điều kiện không thay đổi 
lưu lượng, tính chất nguyên liệu LPG 
đầu vào và điều kiện vận hành tại 
các tháp tách T-2101 và T-2102, khi 
cài đặt giảm độ tinh khiết mục tiêu 
của dòng propylene đi ra từ tháp 
T-2103, có thể thu hồi thêm được 
950 kg/giờ propylene còn lẫn trong 
dòng propane ở đáy tháp tách. Để 
đạt được điều này, cần điều chỉnh 
một số thông số vận hành chính 
của tháp T-2103 như sau: Tăng nhiệt 
độ đun sôi đáy tháp lên khoảng 0,5 
oC; hoặc giảm lưu lượng tuần hoàn 
đỉnh tháp khoảng 23 m3/giờ; có thể 
kết hợp vừa tăng nhiệt độ đun sôi lại 
vừa điều chỉnh lưu lượng tuần hoàn 
để đạt được kết quả mục tiêu; hệ số 
ngập lụt của tháp sẽ tăng nhẹ nhưng 
không đáng kể. 
- Nghiên cứu ảnh hưởng của 
propane trong dòng propylene tại 
Phân xưởng PP. Phân xưởng PP có 
thể bị giảm hiệu quả xúc tác nếu 
hàm lượng propane trong nguyên 
liệu tăng và tích lũy trong thiết bị 
phản ứng do cấu tử propane không 
tham gia phản ứng tạo polymer. Do 
đó, propane cần được xả cùng với 
offgas thông qua van điều khiển lưu 
lượng FIC-3204. Lưu lượng offgas 
tăng tối đa khoảng 80 kg/giờ khi 
nồng độ propane trong nguyên liệu 
tăng tương ứng từ 0,5% lên 0,6% 
(độ tinh khiết của propylene giảm 
từ 99,5% khối lượng xuống 99,4% 
khối lượng).
Kết quả thử nghiệm cho thấy tại 
Phân xưởng PRU, khi giảm độ tinh 
khiết sản phẩm propylene từ 99,5% 
khối lượng xuống 99,4% khối lượng, 
sản lượng propylene trung bình tăng 
427 kg/giờ. Khối lượng tăng lên này 
tương đương với tăng hiệu suất thu 
hồi C3= tại T-2103 khoảng 2% khối 
lượng. Dòng nguyên liệu cấp cho 
Phân xưởng PP tăng lên đạt mức cao 
nhất 20,96 tấn/giờ, tương ứng với 
công suất của Phân xưởng PP tiệm 
cận 110% công suất thiết kế. Như 
vậy, việc giảm chỉ tiêu độ tinh khiết 
giúp tăng công suất của Phân xưởng 
PP lên khoảng 2 - 3% công suất thiết 
kế. Kết quả thử nghiệm cũng cho 
thấy hàm lượng các tạp chất không Nguyễn Thành Bông (giới thiệu)