6 Ô - pvn.vn · tương hỗ chuỗi giá trị thăm dò, khai thác dầu khí - khí - chế biến dầu khí nhằm phát huy tối đa thế mạnh, lợi thế của ngành,

SỐ 4 - 2018T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Petro ietnam

ISSN-0866-854X

SỐ 4 - 2018T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Petro ietnam

ISSN-0866-854X

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

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. Hoàng Ngọc ĐangTS. Nguyễn Minh ĐạoCN. Vũ Khánh ĐôngTS. Nguyễn Anh Đức ThS. Trần Hưng HiểnThS. Vũ Văn NghiêmThS. Lê Ngọc SơnKS. Lê Hồng TháiThS. Nguyễn Văn TuấnTS. Phan Tiến ViễnTS. Trần Quốc ViệtTS. Nguyễn Tiến VinhTS. Nguyễn Hoàng Yến

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

PHỤ TRÁCH MỸ THUẬT Lê Hồng Văn

TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢNViện Dầu khí Việt Nam

Ảnh bìa: Sản lượng điện sản xuất của Petrovietnam trong Quý I/2018 đạt 5,72 tỷ kWh. Ảnh: PVN

NỘI DUNG

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

TIÊU ĐIỂM

4 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

N gày 2/5/2018, tại Khu công nghiệp Khánh An, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam

- CTCP (PV GAS) đã tổ chức Lễ khánh thành Nhà máy xử lý khí Cà Mau. Đây là kết quả của hơn 700 ngày nỗ lực với hơn 3,2 triệu giờ làm việc an toàn, thực hiện mục tiêu tăng cường đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên, góp phần nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm khí.

Tổng giám đốc PV GAS Dương Mạnh Sơn cho biết, Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau có tổng mức đầu tư trên 10 nghìn tỷ đồng, công suất xử lý 6,2 triệu m3 khí/ngày, hệ thống kho có sức chứa 8.000 tấn LPG, 3.000m3 condensate và hệ thống cảng xuất sản phẩm. Khi đưa vào vận hành, Nhà

máy xử lý khí Cà Mau cung cấp cho thị trường khoảng 600 tấn LPG/ngày, tương đương 200.000 tấn LPG/năm, cung cấp 35 tấn condensate/ngày, tương đương 12.000 tấn condensate/năm, đáp ứng khoảng 10% nhu cầu trong nước. Với yêu cầu cao về mặt kỹ thuật và công nghệ, Nhà máy xử lý khí Cà Mau có hiệu suất thu hồi LPG cao so với các dự án tương tự từ trước đến nay, phù hợp với các tiêu chuẩn quốc tế, đảm bảo vận hành an toàn và bảo vệ môi trường. Việc đưa Nhà máy xử lý khí Cà Mau vào hoạt động sẽ góp phần giúp PV GAS thực hiện mục tiêu chiến lược, đóng vai trò chủ đạo trong ngành công nghiệp khí Việt Nam và phát triển ra thị trường quốc tế; đẩy mạnh chế biến sâu, gia tăng giá trị khí từ cụm mỏ PM3-CAA. Đồng thời, PV GAS tiếp tục khẳng định vị thế trong ngành công

Tại Lễ khánh thành Nhà máy xử lý khí Cà Mau, Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân đánh giá cao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) có thêm một dự án quan trọng góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, đánh dấu một bước tiến lớn trong phát triển lĩnh vực công nghiệp khí.

Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân thăm Phòng điều khiển trung tâm Nhà máy xử lý khí Cà Mau. Ảnh: PV GAS

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ CÀ MAU:BƯỚC TIẾN TRONG PHÁT TRIỂN LĨNH VỰC CÔNG NGHIỆP KHÍ

TIÊU ĐIỂM

10 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong giai đoạn từ nay đến năm 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ triển khai tái cơ cấu toàn diện để tập trung phát triển mạnh mối liên kết hữu cơ, tương hỗ chuỗi giá trị thăm dò, khai thác dầu khí - khí - chế biến dầu khí nhằm phát huy tối đa thế mạnh, lợi thế của ngành, gia tăng sức cạnh tranh ở trong nước để tham gia đầu tư ở nước ngoài.

Trong Công văn số 484/DKVN-HĐTV gửi Bộ Công Thương về Đề án tái cơ cấu toàn diện giai đoạn 2017 - 2025, Tập

đoàn Dầu khí Việt Nam đã đánh

giá hiệu quả hoạt động sản xuất

kinh doanh theo từng lĩnh vực cụ

thể trong giai đoạn 2011 - 2016; dự

báo xu hướng phát triển và các yếu tố ảnh hưởng đến sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí; đề xuất phương án tái cơ cấu toàn diện; giải pháp và kiến nghị để triển khai phương án tái cơ cấu toàn diện đến năm 2025.

Quan điểm tái cơ cấu toàn diện là tập trung phát triển mạnh mối

TÁI CƠ CẤU TOÀN DIỆNTẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

4 10

18. Đặc điểm sinh địa tầng, sự phân bố phức hệ hóa thạch đặc trưng và tướng hữu cơ trong trầm tích Oligocene bể Cửu Long

32. Nghiên cứu tối ưu tổ hợp hóa phẩm bơm ép để tăng cường thu hồi dầu

38. Đánh giá hiệu quả sử dụng nhiệt và đề xuất giải pháp tối ưu năng lượng tại hệ thống lò hơi phụ trợ 10b8001 của nhà máy đạm Phú Mỹ

50. Phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất giàn khoan tự nâng

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

38 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Lò hơi 10B8001 của Nhà máy Đạm Phú Mỹ do

MACCHI (Italia) chế tạo với công suất thiết kế 140 tấn/

giờ hơi quá nhiệt cao áp (nhiệt độ 380 ± 5oC, áp suất 39

± 0,5barg). Hơi nước sản xuất từ lò hơi 10B8001 kết hợp

cùng với hơi nước cao áp từ Phân xưởng Ammonia được

cấp đến mạng hơi nước cao áp của Nhà máy Đạm Phú

Mỹ, cấp cho các turbine hơi để chạy động cơ bơm, máy

nén và là hơi công nghệ làm nguyên liệu cho Phân xưởng

Ammonia thực hiện phản ứng reforming tạo khí tổng

hợp nhằm sản xuất amoniac. Ngoài ra, lò hơi 10B8001 còn đóng vai trò điều tiết cân bằng mạng hơi trong quá trình khởi động, ngừng máy và vận hành bình thường của Nhà máy Đạm Phú Mỹ nhờ vào công suất thiết kế của lò và điều tiết cấp độ hơi từ cao đến thấp thông qua các trạm tiết lưu/giảm áp (let-down station) hơi nước. Khi vận hành bình thường (normal operation) và mạng hơi nước cân bằng, phụ tải lò hơi vận hành với công suất khoảng 70 tấn/giờ [1].

Lò hơi 10B8001 là dạng thiết bị kiểu ống nước (water tube boiler) tuần hoàn tự nhiên, được thiết kế với một bao

Ngày nhận bài: 20/10/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/10 /2017 - 16/3/2018. Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/4/2018.

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ SỬ DỤNG NHIỆT VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƯU NĂNG LƯỢNG TẠI HỆ THỐNG LÒ HƠI PHỤ TRỢ 10B8001

CỦA NHÀ MÁY ĐẠM PHÚ MỸ Lê Hồng Nguyên1, Lê Thanh Phương1 Đặng Thị Tuyết Mai1, Nguyễn Minh Hiếu2

1Viện Dầu khí Việt Nam2Nhà máy Đạm Phú MỹEmail: [email protected]

Tóm tắt

Hệ thống lò hơi phụ trợ 10B8001 đóng vai trò cấp và duy trì cân bằng mạng hơi nước cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ. Số liệu vận hành cho thấy lò hơi hoạt động tại ngưỡng nhiệt độ và công suất nhiệt rất cao, tiêu thụ nhiều khí nhiên liệu, là thiết bị có mức độ tiêu hao năng lượng lớn hơn so với các thiết bị nhiệt khác trong Nhà máy Đạm Phú Mỹ.

Nhóm tác giả đã đánh giá thực trạng vận hành, tính toán hiệu suất sử dụng nhiệt, phân tích ảnh hưởng của điều kiện vận hành lò hơi đến mức độ tổn thất năng lượng, phân tích các tiềm năng tối ưu năng lượng và đề xuất các nhóm giải pháp hiệu chỉnh, tối ưu thông số vận hành cũng như cải hoán, nâng cấp hệ thống thiết bị; từ đó giúp giảm chi phí vận hành và nâng cao hiệu quả hoạt động của lò hơi nói riêng và Nhà máy Đạm Phú Mỹ nói chung.

Từ khóa: Lò hơi phụ trợ, hiệu suất sử dụng nhiệt, tổn thất năng lượng, tiết kiệm năng lượng.

Hình 1. Mô hình bố trí 3D và sơ đồ điều khiển quá trình cháy của lò hơi 10B8001 (Nguồn: MACCHI, PVFCCo)

38

FOCUS Ca Mau Gas Processing Plant: A finishing touch to complete the gas-power-fertilizer complex ......................................4Roadmap for development of Vietnam's petrochemical industry .....7Petrovietnam to comprehensively restructure .....................................10Innovative thinking and doing in petroleum service sector ..............14Petrovietnam attends 16th IEF ................................................................16

SCIENTIFIC RESEARCH

Characterisation of Oligocene Palynomorphs in the Cuu Long basin and its stratigraphic significance ...................18Optimisation of chemical systems for injection to enhance oil recovery ........................................................................32Assessment of thermal efficiency and proposed solutions for improving energy saving of auxiliary boiler system 10b8001 in Phu My fertilizer plant ....,.....................................................................................38Analysis of intact and damage stability of jackup rig ........................50Company liquidation and implementation of bankruptcy law in vietnam ...............................................................57

NEWS

Dung Quat Refinery maintains stable operations at 108 - 110% of its capacity ..........................................................................................64PV Power assigned to be investor of Nhon Trach 3 and 4 Thermal Power Plant projects ...............................................................................656 high prizes won by petroleum sector in National Technical Innovation Competition ........................................................................66PV OIL's trade volume reaches 1.060 million m3 of petroleum products ............................................................................68PVCFC imports 30.000 tons of high-quality kalium from Israel ...........69BP and RIL develops 2nd project in Block KG D6 ..................................70Saudi Arabia invests in construction of USD 44 billion refinery and petrochemical complex in India ...........................................................71

57. Phá sản doanh nghiệp và thi hành luật phá sản ở Việt Nam

KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

TIÊU ĐIỂM

4 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

N gày 2/5/2018, tại Khu công nghiệp Khánh An, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam

- CTCP (PV GAS) đã tổ chức Lễ khánh thành Nhà máy xử lý khí Cà Mau. Đây là kết quả của hơn 700 ngày nỗ lực với hơn 3,2 triệu giờ làm việc an toàn, thực hiện mục tiêu tăng cường đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên, góp phần nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm khí.

Tổng giám đốc PV GAS Dương Mạnh Sơn cho biết, Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau có tổng mức đầu tư trên 10 nghìn tỷ đồng, công suất xử lý 6,2 triệu m3 khí/ngày, hệ thống kho có sức chứa 8.000 tấn LPG, 3.000m3 condensate và hệ thống cảng xuất sản phẩm. Khi đưa vào vận hành, Nhà

máy xử lý khí Cà Mau cung cấp cho thị trường khoảng 600 tấn LPG/ngày, tương đương 200.000 tấn LPG/năm, cung cấp 35 tấn condensate/ngày, tương đương 12.000 tấn condensate/năm, đáp ứng khoảng 10% nhu cầu trong nước. Với yêu cầu cao về mặt kỹ thuật và công nghệ, Nhà máy xử lý khí Cà Mau có hiệu suất thu hồi LPG cao so với các dự án tương tự từ trước đến nay, phù hợp với các tiêu chuẩn quốc tế, đảm bảo vận hành an toàn và bảo vệ môi trường. Việc đưa Nhà máy xử lý khí Cà Mau vào hoạt động sẽ góp phần giúp PV GAS thực hiện mục tiêu chiến lược, đóng vai trò chủ đạo trong ngành công nghiệp khí Việt Nam và phát triển ra thị trường quốc tế; đẩy mạnh chế biến sâu, gia tăng giá trị khí từ cụm mỏ PM3-CAA. Đồng thời, PV GAS tiếp tục khẳng định vị thế trong ngành công

Tại Lễ khánh thành Nhà máy xử lý khí Cà Mau, Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân đánh giá cao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) có thêm một dự án quan trọng góp phần bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, đánh dấu một bước tiến lớn trong phát triển lĩnh vực công nghiệp khí.

Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân thăm Phòng điều khiển trung tâm Nhà máy xử lý khí Cà Mau. Ảnh: PV GAS

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ CÀ MAU:NÉT VẼ HOÀN THIỆN BỨC TRANH CHUỖI DỰ ÁN KHÍ-ĐIỆN-ĐẠM CÀ MAU

PETROVIETNAM

5DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân và các đại biểu cắt băng khánh thành Nhà máy xử lý khí Cà Mau. Ảnh: PV GAS

nghiệp khí, ở các lĩnh vực: thu gom, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối và kinh doanh các sản phẩm khí.

Để khai thác và sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên khí thiên nhiên, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã được Đảng và Chính phủ giao làm chủ đầu tư Cụm công nghiệp Khí - Điện - Đạm Cà Mau. Từ một vùng đất nhiễm phèn nặng, sản xuất kém hiệu quả, đến nay Cà Mau đã trở thành một cụm công nghiệp hiện đại với hệ thống đường ống dẫn khí, nhà máy điện, nhà máy đạm vận hành an toàn và ổn định. Đây là cụm dự án công nghiệp không chỉ có ý nghĩa quan trọng với tỉnh Cà Mau mà còn có ý nghĩa chiến lược về kinh tế - xã hội của cả khu vực Tây Nam Bộ.

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh cho rằng, Nhà

máy xử lý khí Cà Mau là nét vẽ cuối để hoàn thiện bức tranh tổng thể của cả chuỗi dự án Khí - Điện - Đạm tại Cà Mau. Không chỉ đóng góp về kinh tế cho tỉnh Cà Mau, cho ngân sách Nhà nước, Cụm dự án đã giúp Việt Nam làm chủ công nghệ, có đội ngũ kỹ sư, người lao động giàu kinh nghiệm trong lĩnh vực công nghiệp khí, điện, đạm. “Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau khẳng định năng lực trong lĩnh vực dịch vụ dầu khí của Việt Nam, đặc biệt trong lĩnh vực cơ khí lắp ráp, hoàn thành trong thời gian rất ngắn và đúng kế hoạch” - Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam nhấn mạnh.

Với sứ mệnh là đầu tàu năng lượng, trụ cột của nền kinh tế, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang tập trung phát triển các nguồn năng lượng mới, thân thiện với môi trường. Chủ tịch Tập đoàn Dầu

Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau có tổng mức đầu tư trên 10 nghìn tỷ đồng, công suất xử lý 6,2 triệu m3 khí/ngày, hệ thống kho có sức chứa 8.000 tấn LPG, 3.000m3 condensate và hệ thống cảng xuất sản phẩm. Khi đưa vào vận hành, Nhà máy xử lý khí Cà Mau cung cấp cho thị trường khoảng 600 tấn LPG/ngày, tương đương 200.000 tấn LPG/năm, cung cấp 35 tấn condensate/ngày, tương đương 12.000 tấn condensate/năm, đáp ứng khoảng 10% nhu cầu trong nước.

TIÊU ĐIỂM

6 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh tin tưởng việc thực hiện thành công Dự án Nhà máy xử lý khí Cà Mau sẽ là động lực để Tập đoàn duy trì sản xuất kinh doanh và phát triển bền vững.

Phát biểu chỉ đạo tại Lễ khánh thành, Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân khẳng định: Dầu khí là ngành kinh tế - kỹ thuật quan trọng của đất nước, Đảng, Nhà nước đã ưu tiên đầu tư và có nhiều cơ chế, chính sách hỗ trợ cho ngành Dầu khí phát triển, trong đó quan tâm, chú trọng đến việc đầu tư để phát triển công nghiệp khí. Chủ tịch Quốc hội đánh

giá cao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, PV GAS đã đưa Việt Nam trở thành một trong những quốc gia có khả năng chế biến khí đồng hành và đưa khí vào sử dụng để sản xuất điện, đạm, phục vụ sản xuất và dân sinh.

Nhấn mạnh vai trò quan trọng của năng lượng, đặc biệt là năng lượng xanh, sạch, Chủ tịch Quốc hội cho rằng: “Việc đưa vào vận hành Nhà máy xử lý khí Cà Mau là dấu mốc quan trọng để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, PV GAS và các đơn vị thành viên cần phải ghi nhớ để bước tiếp những bước vững vàng trong việc

thực hiện Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đã được Chính phủ phê duyệt”.

Chủ tịch Quốc hội Nguyễn Thị Kim Ngân khẳng định: “Dầu khí là ngành có vai trò quan trọng đối với sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước, đóng góp rất lớn cho ngân sách Nhà nước. Quốc hội, Chính phủ và các bộ/ngành sẽ tiếp tục theo sát và hỗ trợ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phát triển ổn định, đủ sức cạnh tranh để phát huy vai trò của một ngành kinh tế quan trọng của đất nước”.

Hồng Minh

Một góc Nhà máy xử lí khí Cà Mau. Ảnh: PV GAS

PETROVIETNAM


LỘ TRÌNH PHÁT TRIỂN NGÀNH CÔNG NGHIỆP HÓA DẦU VIỆT NAM

Tại Tọa đàm “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong lộ trình phát triển ngành công nghiệp hóa dầu Việt Nam”, Chủ tịch Hội

Dầu khí Việt Nam Ngô Thường San đã khẳng định vai trò quan trọng của lĩnh vực hóa dầu trong Chiến lược phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam.

Trong định hướng phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tập trung phát triển lĩnh vực hóa dầu (gồm cả hóa dầu từ khí), hóa chất, tích hợp lọc dầu - hóa dầu để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm dầu khí, tạo ra các nguyên, nhiên vật liệu để phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp trong nước, hướng tới xuất khẩu, giảm tỷ trọng nhập siêu. Đầu tư vào các dự án mới có hiệu quả kinh tế cao, sản xuất các sản phẩm mà nhu cầu Việt Nam thiếu hụt lớn hoặc có thế mạnh trong tương lai như hóa chất phục vụ nông nghiệp,

dệt may, công nghiệp phụ trợ; chỉ đầu tư các dự án có xuất khẩu sản phẩm khi các dự án này có quy mô lớn tầm thế giới. Liên doanh với các đối tác nước ngoài tiềm năng để đầu tư phát triển hóa dầu từ khí; tận dụng tối đa khả năng tích hợp với các nhà máy lọc dầu và hóa dầu đã đầu tư/chuẩn bị đầu tư.

Tại Tọa đàm, các chuyên gia đầu ngành trong lĩnh vực lọc hóa dầu đã tập trung phân tích cung - cầu sản phẩm hóa dầu trong nước và thế giới, nguyên liệu, thị trường, xu hướng công nghệ, quy mô sản lượng và tính cạnh tranh...

GS.TS. Hồ Sĩ Thoảng - Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng các dự án hóa dầu mới cần tính toán các điều kiện thực tế trong nước và khu vực về quy mô, nguyên liệu, thị trường, chất lượng sản phẩm, cấu hình chế biến… Các dự án mới phải là dự án chế biến sâu, kết hợp lọc dầu và hóa dầu một cách

Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam Ngô Thường San điều hành Tọa đàm “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong lộ trình phát triển ngành công nghiệp hóa dầu Việt Nam”. Ảnh: Thanh Hiếu

Ngày 11/4/2018, tại Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Hội Dầu khí Việt Nam đã tổ chức Tọa đàm “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong lộ trình phát triển ngành công nghiệp hóa dầu Việt Nam”. Các ý kiến tập trung phân tích xu hướng công nghệ, cơ cấu nguồn cung, tiềm năng tăng trưởng lợi nhuận trong ngắn hạn và trung hạn, nhu cầu sản phẩm hóa dầu trong nước và thế giới.

TIÊU ĐIỂM

8 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

phù hợp nhất với yêu cầu của thị trường trong nước và khu vực để bảo đảm đạt được lợi nhuận cao nhất.

Với tham luận “Tương lai của công nghiệp hóa dầu”, TS. Nguyễn Anh Đức - Viện trưởng Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã phân tích các lợi thế của lĩnh vực hóa dầu (lợi nhuận tốt, chi phí nguyên liệu thấp (giá khí rẻ), nhu cầu tăng cao tại thị trường châu Á...), song cũng đi kèm với các rủi ro (biến động lợi nhuận, giá nguyên liệu, chi phí đầu tư lớn...). TS. Nguyễn Anh Đức cũng phân tích

cơ cấu nguồn cung, xu hướng công nghệ, tiềm năng tăng trưởng lợi nhuận trong ngắn hạn và trung hạn, nhu cầu sản phẩm hóa dầu trong nước và thế giới.

Về chiến lược phát triển hóa dầu đến năm 2030, VPI đề xuất các giải pháp: Đầu tư mới cẩn trọng, tối đa công suất hiện hữu; xác định hướng phát triển rõ ràng; thay thế vật liệu tự nhiên, nhân tạo khác; quy mô lớn, liên kết: nguyên liệu - công nghệ - thị trường; giảm chi phí đầu tư CAPEX (tinh gọn toàn diện); giảm chi phí vận

hành OPEX (phân tích tiên tiến); tích hợp lọc dầu với hóa dầu giúp giảm 10 - 20% CAPEX và 5 - 15% OPEX… TS. Nguyễn Anh Đức cho rằng điều kiện thành công của dự án hóa dầu là tích hợp lọc dầu và hóa dầu/hóa dầu thô (thay đổi mục tiêu, cơ cấu sản phẩm của nhà máy lọc dầu bằng cách bổ sung, cải hoán phân xưởng); đầu tư nghiên cứu và phát triển; có đối tác tiêu thụ trên phạm vi toàn cầu. Theo VPI, các đơn vị hoạt động trong lĩnh vực hóa dầu tại Việt Nam cần thường xuyên cập nhật xu hướng, dự báo,

PETROVIETNAM


thông tin công nghệ, chính sách; đề xuất chính sách thu hút đầu tư vào lĩnh vực hóa dầu; chủ động tìm kiếm đối tác phù hợp để chia sẻ kinh nghiệm tích hợp lọc dầu - hóa dầu/hóa dầu thô, công nghệ, sản xuất và tiêu thụ.

Về Chiến lược phát triển trong giai đoạn 2018 - 2022, Tổng giám đốc BSR Trần Ngọc Nguyên cho biết trong giai đoạn 5 năm sau khi tiến hành cổ phần hóa, BSR tập trung tổ chức hoạt động sản xuất an toàn, ổn định, hiệu quả, làm chủ công nghệ và bền vững.

Dự án nâng cấp mở rộng cơ bản hoàn thiện vào năm 2020 và tiến hành kết nối với Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vào năm 2021. Định hướng phát triển của BSR là sản xuất, kinh doanh các sản phẩm lọc dầu, hóa dầu; sản phẩm luôn đáp ứng tiêu chuẩn quy định và thân thiện với môi trường; tối ưu năng lực hiện có, đảm bảo tiến độ nâng cấp, mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất để nâng cao tính hiệu quả và đảm bảo phát triển bền vững; hợp tác, liên kết đầu tư với các đối tác có uy tín và tiềm lực nhằm khai thác lợi thế, cơ hội và chia sẻ rủi ro.

Ngọc Linh

BSR cho biết đang nghiên cứu triển khai phương án tích hợp hóa dầu cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất: cải hoán, sử dụng công nghệ chuyển hóa sâu tại RFCC tăng sản phẩm olefines, BTX; phân tách BTX từ reformate tại Phân xưởng CCR-Platforming; tích hợp hóa dầu sau nâng cấp mở rộng, sử dụng khí tự nhiên từ Cá Voi Xanh; tích hợp hóa dầu sử dụng công nghệ steam cracker từ nguồn dầu ngọt nhẹ như Murban, Midland, WTI…

BSR đang nghiên cứu triển khai phương án tích hợp hóa dầu cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

TIÊU ĐIỂM

10 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong giai đoạn từ nay đến năm 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ triển khai tái cơ cấu toàn diện để tập trung phát triển mạnh mối liên kết hữu cơ, tương hỗ chuỗi giá trị thăm dò, khai thác dầu khí - khí - chế biến dầu khí nhằm phát huy tối đa thế mạnh, lợi thế của ngành, gia tăng sức cạnh tranh ở trong nước để tham gia đầu tư ở nước ngoài.

Trong Công văn số 484/DKVN-HĐTV gửi Bộ Công Thương về Đề án tái cơ cấu toàn diện giai đoạn 2017 - 2025, Tập

đoàn Dầu khí Việt Nam đã đánh

giá hiệu quả hoạt động sản xuất

kinh doanh theo từng lĩnh vực cụ

thể trong giai đoạn 2011 - 2016; dự

báo xu hướng phát triển và các yếu tố ảnh hưởng đến sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí; đề xuất phương án tái cơ cấu toàn diện; giải pháp và kiến nghị để triển khai phương án tái cơ cấu toàn diện đến năm 2025.

Quan điểm tái cơ cấu toàn diện là tập trung phát triển mạnh mối

TÁI CƠ CẤU TOÀN DIỆNTẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

PETROVIETNAM

11DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

liên kết hữu cơ, tương hỗ chuỗi giá trị thăm dò khai thác dầu khí - khí - chế biến dầu khí nhằm phát huy tối đa thế mạnh, lợi thế của ngành, gia tăng sức cạnh tranh ở trong nước để tham gia đầu tư ở nước ngoài; tiếp tục triển khai thoái vốn khỏi các lĩnh vực dịch vụ (trước và sau năm 2020) và lĩnh vực điện (trước và sau năm 2025) sau khi hoàn thành công tác xây dựng các nhà máy điện than theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ. Tái phân bổ, tối ưu hóa các nguồn lực giữa các lĩnh vực sản xuất kinh doanh của Tập

đoàn thông qua cổ phần hóa, thoái vốn, mua bán và sáp nhập, đầu tư mới theo cơ chế thị trường, lấy chỉ tiêu hiệu quả làm nòng cốt, loại bỏ cạnh tranh nội bộ, tăng khả năng cạnh tranh tại thị trường trong nước và trong khu vực, quốc tế. Tổ chức lại công tác điều hành sản xuất kinh doanh, giảm đầu mối phụ thuộc, điều hành mục tiêu, tăng cường chủ động và sáng tạo trong sản xuất kinh doanh, hỗ trợ lẫn nhau phát triển đồng bộ toàn chuỗi giá trị dầu khí, đảm bảo sự phát triển bền vững;

hoàn thiện hệ thống quản trị theo chuẩn mực quốc tế.

Theo lộ trình tái cơ cấu toàn diện đến năm 2020 và định hướng đến năm 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ triển khai công tác cổ phần hóa, thoái vốn theo tỷ lệ quy định nắm giữ vốn Nhà nước tại các công ty thành viên, xử lý các dự án thua lỗ theo chỉ đạo của Chính phủ, tái cơ cấu hệ thống tổ chức Công ty mẹ, nâng cao chất lượng quản trị, điều hành…

Việc tổ chức triển khai thực hiện Đề án tái cơ cấu toàn diện được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chia thành 3 giai đoạn: 2017 - 2020; 2021 - 2025; giai đoạn sau năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035.

Trong giai đoạn 2017 - 2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ hoàn thành cổ phần hóa 3 đơn vị Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power), Tổng công ty Dầu Việt Nam (PV OIL); chuẩn bị điều kiện để cổ phần hóa Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) sớm nhất có thể sau năm 2020 nhằm đảm bảo lợi ích cao nhất cho phía Việt Nam; sắp xếp,

Mỏ Bạch Hổ. Ảnh: Huy Hùng

Mục tiêu tái cơ cấu toàn diện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

- Đến năm 2020: Tiếp tục duy trì 5 lĩnh vực kinh doanh chính gồm: tìm kiếm thăm dò khai thác, khí, chế biến dầu khí, điện và dịch vụ dầu khí;

- Đến năm 2025: Thu gọn, tập trung vào 4 lĩnh vực chính: thăm dò khai thác, khí, chế biến dầu khí, điện;

- Sau năm 2025: Tập trung vào 3 lĩnh vực chính trong liên kết hữu cơ gồm: thăm dò khai thác, khí và chế biến dầu khí.

TIÊU ĐIỂM

12 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

hợp nhất Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) và Đại học Dầu khí Việt Nam (PVU) thành Học viện Dầu khí, dự kiến vào năm 2020; thoái vốn tại các đơn vị, lành mạnh hóa cơ cấu tài chính tại các đơn vị/dự án thua lỗ. Thực hiện tái cơ cấu, đổi mới mô hình tổ chức bộ máy quản lý điều hành Công ty mẹ - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam theo hướng gọn nhẹ, năng động, chuyên nghiệp và phù hợp với mô hình công ty dầu khí quốc gia tiên tiến.

Trong giai đoạn 2021 - 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp tục duy trì đầu tư chủ yếu vào 4 lĩnh vực chính, nhưng sẽ giảm mức độ chi phối, chỉ nắm quyền chi phối đối với hoạt động thăm dò, khai thác và khí; tiếp tục tăng cường vốn hóa thị trường tại lĩnh vực thăm dò khai thác, chế biến, điện; thoái vốn ở các đơn vị dịch vụ, ngoại trừ dịch vụ kỹ thuật dầu khí cao cấp phục vụ cho khâu thượng nguồn.

Dựa vào tình hình và khả năng phát triển thị trường dầu khí trong nước, quốc tế cũng như năng lực tài chính, khả năng phát triển của Tập đoàn/các đơn vị thành viên, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ tiếp tục đánh giá và xây dựng phương án tái cơ cấu trong giai đoạn sau năm 2025 và tầm nhìn đến 2035. Với các dự báo dài hạn hiện nay, việc tái cơ cấu trong giai đoạn này sẽ được triển khai theo định hướng Tập đoàn Dầu

PETROVIETNAM

13DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Ngọc Linh

Khai thác dầu khí tại mỏ Đại Hùng. Ảnh: PVEP

khí Việt Nam tiếp tục giữ vị trí quan trọng trong thành phần kinh tế Nhà nước và nền kinh tế quốc dân trong lĩnh vực năng lượng, tạo nền tảng và dẫn dắt các thành phần kinh tế khác cùng phát triển theo chuỗi giá trị dầu khí. Tiếp tục duy trì liên kết hữu cơ ở 3 lĩnh vực chính thăm dò khai thác, khí, chế biến dầu khí, tham gia đầu tư tài chính đối với lĩnh vực điện và dịch vụ kỹ thuật chuyên ngành trực tiếp cho thăm dò, khai thác dầu khí. Chuyển

dịch dần cơ cấu đầu tư sản xuất, chế tạo, lắp đặt hệ thống năng lượng mới, năng lượng tái tạo, trên cơ sở hệ thống quản trị hiện đại, minh bạch; có cơ cấu tài chính vững chắc, tối ưu hóa phân bổ nguồn lực theo cơ chế thị trường; có bộ máy tinh gọn, hiệu lực, hiệu quả.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết sẽ tổng kết 5 năm thực hiện Nghị quyết số 41-NQ/TW ngày 23/7/2015 của Bộ Chính trị để có kế hoạch cụ

thể thực hiện phát triển ngành Dầu khí trong giai đoạn 2021 - 2025 và tầm nhìn đến năm 2035. Trong đó, Tập đoàn sẽ tập trung xem xét và thực hiện giải pháp mô hình tổ chức tập đoàn kinh tế; giải pháp quản lý danh mục đầu tư; giải pháp thực hiện cổ phần hóa, thoái vốn; giải pháp về tài chính, quỹ và nguồn vốn; các giải pháp về thị trường, khoa học công nghệ và quản trị doanh nghiệp.

TIÊU ĐIỂM

14 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong năm 2018, các đơn vị cung cấp dịch vụ dầu khí phải tiếp tục đối mặt với các khó khăn do giá dầu thô diễn biến khó lường,

ảnh hưởng đến hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí; điều kiện triển khai các dự án dầu khí ở trong nước ngày càng khó khăn; khối lượng công việc sụt giảm mạnh do các công ty dầu khí dừng/giãn tiến độ kế hoạch khoan; sức ép cạnh tranh gay gắt từ các doanh nghiệp dịch vụ dầu khí nước ngoài…

Các đơn vị tiếp tục phải đối mặt với sức ép giảm giá dịch vụ (giá thuê tàu dịch vụ giảm xuống 0,5 - 0,8USD/BHP, giá thuê cơ sở hạ tầng giảm 5 -

30%, cung cấp phương tiện thiết bị giảm 5 - 20%, giá dịch vụ xử lý rác thải, khí, container giảm 5 - 15%...) và ảnh hưởng trực tiếp đến việc tìm kiếm các hợp đồng mới trong và ngoài nước. Hệ thống định mức trong lĩnh vực dịch vụ còn thiếu, ảnh hưởng trực tiếp đến công tác đấu thầu và quản lý trong quá trình thực hiện cung cấp dịch vụ...

Trước các thách thức này, Hội nghị đã tập trung thảo luận các giải pháp để giữ vững tỷ lệ doanh thu từ lĩnh vực dịch vụ chiếm 30% tổng doanh thu toàn Tập đoàn. Giữ vững thị phần các dịch vụ truyền thống, chú trọng phát triển các dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao, có thế mạnh như: dịch vụ khoan

TRONG LĨNH VỰC DỊCH VỤ DẦU KHÍ Tại Hội nghị triển khai công tác

dịch vụ năm 2018, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã yêu cầu các đơn vị tập trung đầu tư tái cấu trúc sản phẩm và công nghệ dịch vụ, cải tiến phương thức quản lý, tiết giảm chi phí, đào tạo phát triển nguồn nhân lực kỹ thuật cao... để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lượng dịch vụ. Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh cho rằng các đơn vị dịch vụ phải liên tục đổi mới cách nghĩ, cách làm, để vừa thúc đẩy sản xuất kinh doanh tại thị trường trong nước, vừa tham gia đấu thầu các gói thầu quốc tế.

ĐỔI MỚI CÁCH NGHĨ, CÁCH LÀM

PETROVIETNAM

15DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong năm 2017, các đơn vị dịch vụ phải đối diện với nhiều khó khăn do giá dầu thô duy trì ở mức thấp, khối lượng công việc và giá dịch vụ giảm, sức ép cạnh tranh tăng cao… Doanh thu dịch vụ đạt 167,2 nghìn tỷ đồng, vượt 2,2% kế hoạch năm và chiếm 33,6% trong tổng doanh thu toàn Tập đoàn. Các đơn vị tích cực mở rộng phạm vi cung cấp dịch vụ dầu khí ra nước ngoài, với doanh thu năm 2017 đạt 29,4 nghìn tỷ đồng, tăng 17,5 nghìn tỷ đồng so với năm 2016.

Hồng Ngọc

và kỹ thuật giếng khoan; dịch vụ khảo sát địa chấn, xử lý minh giải địa chấn; dịch vụ địa chất công trình, khảo sát và sửa chữa công trình ngầm; dịch vụ thiết kế, chế tạo, xây lắp công trình dầu khí; dịch vụ đóng mới, vận hành các phương tiện nổi; dịch vụ vận hành và bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy/công trình dầu khí…

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết sẽ tiếp tục kiến nghị Chính phủ, các bộ/ngành về biện pháp bảo hộ đối với các dịch vụ dầu khí kỹ thuật cao mà trong nước có khả năng thực hiện, đề xuất cơ chế đặc thù đối với các dịch vụ dầu khí chuyên ngành. Đồng thời, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tiếp tục chỉ đạo các đơn vị thực hiện công tác tái cấu trúc doanh nghiệp theo đúng tiến

độ, kế hoạch đề ra; rà soát các quy định về cung cấp dịch vụ phù hợp với phương án tái cấu trúc doanh nghiệp được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt nhằm giảm thiểu tiến tới loại bỏ cạnh tranh nội bộ, thu gọn đầu mối quản lý để giảm chi phí, nâng cao hiệu quả đầu tư và hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Tại Hội nghị, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Trần Sỹ Thanh yêu cầu các đơn vị dịch vụ phải liên tục đổi mới cách nghĩ, cách làm, để vừa thúc đẩy sản xuất kinh doanh tại thị trường trong nước, vừa tham gia đấu thầu các gói thầu quốc tế: “Đây là cuộc cạnh tranh sống còn của dịch vụ dầu khí nên không thể chờ đợi mà phải hành động”.

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường

Sơn yêu cầu các đơn vị sử dụng dịch vụ nghiên cứu các giải pháp như rào cản kỹ thuật, quy định tạm thời để có thể áp dụng trong nước; ưu tiên sử dụng hàng hóa trong nước; hạn chế tối đa nhập khẩu các loại vật tư, thiết bị, nguyên nhiên vật liệu, hàng hóa… mà các đơn vị trong ngành, trong nước sản xuất được, hoặc có tỷ lệ nội địa hóa cao.

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn yêu cầu các đơn vị dịch vụ cần tiếp tục nâng cao năng lực cạnh tranh về giá, chất lượng dịch vụ để có thể tham gia đấu thầu, cạnh tranh tại thị trường trong nước và quốc tế. Đồng thời, các đơn vị cần đầu tư tái cấu trúc sản phẩm và công nghệ dịch vụ, cải tiến phương pháp quản lý, cắt giảm các chi phí không hợp lý; đào tạo phát triển nguồn nhân lực kỹ thuật cao... để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lượng dịch vụ.

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu các đơn vị tổ chức quy hoạch, sắp xếp lại cơ sở vật chất, thiết bị chuyên dụng; tăng cường hợp tác để sử dụng chung nguồn lực, tránh đầu tư chồng chéo, tiến tới xây dựng một tổ hợp dịch vụ dầu khí mạnh; tiếp tục phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài.

TIÊU ĐIỂM

16 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng tham dự Hội nghị Bộ trưởng Diễn đàn Năng lượng Quốc tế lần thứ 16. Ảnh: IEF

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM THAM DỰ IEF LẦN THỨ 16

Diễn đàn Năng lượng Quốc tế lần thứ 16 (IEF 16) là diễn đàn quốc tế quy mô lớn, đối thoại về

năng lượng mở và toàn diện giữa 72 nước thành viên (Mỹ, Pháp, Đức, Anh, Canada, Liên bang Nga, Ấn Độ, Nhật Bản, Australia, Trung Quốc, Hàn Quốc, Kuwait, Saudi Arabia, Các tiểu vương quốc Arab thống nhất, Azerbaijan, Brunei, Iran, Iraq, Qatar, Singapore, Nam Phi…) và các công ty dầu khí quốc tế (IOC), các công ty dầu khí quốc gia (NOC). Hội nghị nhằm tạo điều kiện tăng cường hợp tác trong xây dựng chính sách và đẩy mạnh quản trị thị trường năng lượng toàn cầu. IEF lần thứ 16 tổ chức tại New Delhi, Ấn Độ với chủ đề “Tương

lai của an ninh năng lượng toàn cầu: Chuyển đổi, công nghệ, thương mại và đầu tư” nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho đối thoại toàn cầu trong lĩnh vực năng lượng giữa các nước sản xuất và các nước tiêu thụ dầu khí.

Hội nghị lần này tập trung thảo luận về sự chuyển đổi toàn cầu, sự ảnh hưởng của các thay đổi về chính sách và công nghệ mới tới việc bình ổn thị trường, việc đầu tư vào lĩnh vực năng lượng trong tương lai. Lãnh đạo các nước đã trao đổi về vấn đề an ninh năng lượng, khả năng phục hồi của hệ thống trên con đường chuyển đổi năng lượng, vượt qua các thách thức của kinh tế toàn cầu và môi trường, bảo đảm nguồn năng lượng hiệu quả, bền vững và công bằng

Từ ngày 9 - 13/4/2018, đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tham gia đoàn công tác của Bộ Công Thương do Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng dẫn đầu tham dự Hội nghị Bộ trưởng Diễn đàn Năng lượng Quốc tế lần thứ 16 (IEF 16) với chủ đề “Tương lai của an ninh năng lượng toàn cầu: Chuyển đổi, công nghệ, thương mại và đầu tư” tại New Delhi, Ấn Độ.

PETROVIETNAM

17DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

trong tương lai cũng như đạt được các mục tiêu toàn cầu thông qua minh bạch hóa thị trường, thương mại, đầu tư giữa các quốc gia sản xuất, tiêu thụ và quốc gia trung gian.

Trong khuôn khổ Hội nghị Bộ trưởng Diễn đàn Năng lượng Quốc tế IEF 16, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Hùng Dũng và đoàn công tác đã tham dự

chương trình làm việc của Bộ Công Thương tiếp lãnh đạo Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ (Indian Oil Corp.). Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ đề nghị Bộ Công Thương hỗ trợ doanh nghiệp này được tham gia mua cổ phần của Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Tổng công ty Dầu Việt Nam (PV OIL) và cung cấp dịch vụ đào tạo, vận hành, bảo dưỡng Nhà

Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Hùng Dũng tham dự tiếp lãnh đạo Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ

Việt Nga

Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng và Thứ trưởng Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc Lee Inho. Ảnh: PVN

máy Lọc dầu Dung Quất. Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng cho biết sẵn sàng tạo mọi điều kiện để Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ trở thành cổ đông chiến lược của BSR.

Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ hoạt động trong các lĩnh vực gồm: vận hành các nhà máy lọc dầu (10 nhà máy), đứng thứ 2 Ấn Độ về sản xuất các sản phẩm hóa dầu, kinh doanh và phân phối các sản phẩm dầu... Trong 6 năm gần đây, Tập đoàn Dầu mỏ Ấn Độ mở rộng đầu tư vào lĩnh vực thượng nguồn, tham gia nhưng không điều hành một số dự án tại Venezuela, Nigeria, Mỹ, Iran, Libya, Yemen, Gabon và Ấn Độ.

Bên lề Hội nghị, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Hùng Dũng và đoàn công tác đã tham gia chương trình làm việc song phương giữa Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng và Thứ trưởng Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc (MOTIE)- Lee Inho. Thứ trưởng Lee Inho đề nghị phía Việt Nam tiếp tục hỗ trợ các doanh nghiệp dầu khí Hàn Quốc (như KNOC, SK...) đang triển khai các dự án thượng nguồn tại Việt Nam, đồng thời đề xuất tham gia các dự án hạ tầng năng lượng của Việt Nam như: Dự án LNG Thị Vải và Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.

Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng khẳng định Việt Nam luôn coi trọng xây dựng quan hệ đối tác hợp tác chiến lược với Hàn Quốc; đồng thời cập nhật thông tin về tiến độ triển khai Dự án LNG Thị Vải, các dự án điện tại Nhơn Trạch, Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất… và đánh giá cao các doanh nghiệp Hàn Quốc tham gia vào quá trình đấu thầu của các dự án trên.

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

18 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Phân tích sinh địa tầng đã được thực hiện ở bể Cửu Long, song chưa được tổng hợp để có bức tranh tổng thể về sự thay đổi đặc trưng cổ sinh qua từng tập trầm tích theo từng khu vực khác nhau trong bể. Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả đã tổng hợp kết quả phân tích sinh địa tầng được thực hiện tại Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) để khẳng định đặc trưng cổ sinh trong trầm tích Oligocene. Đó là cơ sở cùng với địa chấn, địa tầng làm sáng tỏ địa tầng của bể Cửu Long giúp định hướng công tác tìm kiếm, thăm dò chi tiết và hiệu quả hơn trong tình hình hiện nay.

Về sinh địa tầng, việc phân chia các tập trầm tích trên

cơ sở sử dụng tổ hợp hóa thạch chỉ đạo xác định tuổi trầm

tích và chu kỳ phong phú hoặc vắng mặt của một số giống

loài hóa thạch đặc trưng cho từng giai đoạn thành tạo

trầm tích. Khởi đầu một chu kỳ trầm tích đặc trưng từ sự

hiện diện, phong phú đến cực kỳ phong phú của tổ hợp

các giống loài hóa thạch. Vào cuối chu kỳ trầm tích thường

tổng lượng hóa thạch sẽ giảm dần hoặc giảm một cách

đột ngột đánh dấu sự kết thúc một giai đoạn phát triển

bình ổn hoặc sự tồn tại của một phức hệ phong phú ở giai

đoạn này nhưng hoàn toàn vắng mặt hoặc rất hiếm gặp ở

Ngày nhận bài: 26/2/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1 - 14/3/2018. Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/4/2018.

ĐẶC ĐIỂM SINH ĐỊA TẦNG, SỰ PHÂN BỐ PHỨC HỆ HÓA THẠCH ĐẶC TRƯNG VÀ TƯỚNG HỮU CƠ TRONG TRẦM TÍCH OLIGOCENE BỂ CỬU LONG

Mai Hoàng Đảm, Nguyễn Thị Thắm, Nguyễn Hoài ChungViện Dầu khí Việt NamEmail: [email protected]

Tóm tắt

Bể trầm tích Cửu Long được thành tạo, phát triển và lấp đầy trầm tích bởi sự chi phối của môi trường lắng đọng lục địa trong suốt thời kỳ Oligocene và thời kỳ đầu của Miocene sớm. Mỗi giai đoạn phát triển của bể gắn liền với sự tồn tại/kết thúc và sự phong phú của các phức hệ hóa thạch bào tử phấn có nguồn gốc thủy sinh nước ngọt. Sự thay đổi thành phần đại diện trong phức hệ hóa thạch này theo từng khu vực khác nhau phản ánh điều kiện thành tạo trầm tích cũng khác nhau. Cùng là môi trường hồ nước ngọt nhưng có sự khác nhau về kích thước, độ sâu của hồ giữa các khu vực, thời kỳ với nhau. Đồng thời, kết hợp với tướng hữu cơ để chính xác hóa môi trường lắng đọng liên quan đến chế độ năng lượng môi trường. Từ đặc trưng trên có thể luận giải mối liên hệ giữa kiến tạo với quy luật phân bố của các giống loài hóa thạch trong trầm tích Oligocene bể Cửu Long.

Từ khóa: Dinocyst nước ngọt, hồ nước ngọt, phức hệ hóa thạch, tướng hữu cơ, môi trường lắng đọng, bể Cửu Long.

Hình 1. Sơ đồ các giếng khoan được nghiên cứu trong bể Cửu Long(a) (b)

QĐHoàng Sa

QĐTrường Sa

PETROVIETNAM

19DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

giai đoạn tiếp theo. Tuy nhiên, sau giai đoạn tiếp theo có thể xuất hiện phong phú trở lại.

Trong trầm tích Oligocene, đặc điểm sinh địa tầng và sự phân bố của các phức hệ hóa thạch đặc trưng trong bể Cửu Long được nghiên cứu dựa trên các cơ sở sau:

+ Tổ hợp hóa thạch chỉ đạo định tầng Oligocene dưới, Oligocene trên;

+ Phức hệ dinocyst nước ngọt: nhóm Bosedinia, nhóm Botryococcus, nhóm Pediastrum, Concentricystes spp., Granodiscus staplinii. Sự thay đổi thành phần đại diện trong phức hệ này phản ánh sự thay đổi về môi trường lắng đọng trầm tích liên quan đến hoạt động kiến tạo của bể Cửu Long;

+ Phức hệ hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh (aquatic): Magnastriatites howardi, Magnastriatites grandiosus, Osmundacitites spp., Epilobium spp., Selaginella spp., Marsilea spp., Potamogeton spp.;

+ Tổng lượng hóa thạch được tìm thấy thể hiện khá đầy đủ các đặc trưng và rõ ràng về sự phân nhịp/chu kỳ trong trầm tích.

Tuy nhiên, tùy thuộc vào môi trường lắng đọng từng khu vực trong bồn trũng Cửu Long mà có sự phân hóa các đặc trưng về sinh địa tầng riêng theo từng đơn vị cấu trúc bồn trũng.

2. Đặc trưng sinh địa tầng và sự phân bố các phức hệ hóa thạch trong trầm tích Oligocene

Bể Cửu Long được nghiên cứu khá chi tiết [11] nhưng vẫn còn nhiều quan điểm khác nhau về địa tầng của bể. Các giếng khoan chủ yếu được thực hiện trên các khối nâng (cấu tạo dương) có bề dày trầm tích mỏng hoặc chưa

đến móng nên việc xác định địa tầng đầy đủ của bể theo tài liệu giếng khoan còn hạn chế. Vì vậy, ở các trũng sâu không có giếng khoan đi qua thì địa chấn là phương pháp duy nhất để minh giải địa chất khu vực. Hiện nay, theo tài liệu phân tích cổ sinh tại VPI vẫn chưa phát hiện trầm tích cổ hơn Oligocene ở đáy bể Cửu Long. Một số công trình nghiên cứu địa tầng gần đây [11, 14] theo phương pháp địa chấn và cổ sinh đã cập nhật cột địa tầng trong Oligocene bể Cửu Long (Hình 2).

2.1. Trầm tích Oligocene sớm (hệ tầng Trà Cú)

Trầm tích Oligocene dưới được phát hiện chủ yếu ở các trũng sâu, địa hào, bán địa hào hoặc kề áp lên khối nâng của móng quan sát được trên tài liệu địa chấn. Tài liệu giếng khoan cho thấy, trầm tích Oligocene dưới chỉ được phát hiện ở các khối nâng, bề dày bị vát mỏng hoặc bị bào mòn ở các đỉnh cấu tạo.

Đặc trưng cổ sinh của các tập trầm tích trong Oligocene dưới không phong phú các giống loài hóa thạch so với Oligocene trên và ranh giới giữa 2 hệ tầng này có sự thay đổi lớn về tổng lượng hóa thạch. Sự thay đổi này ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố trong đó sự thay đổi của khí hậu dẫn đến sự thay đổi môi trường sinh thái [5]; cùng với quá trình kiến tạo nén ép mang tính khu vực

Hình 3. Mặt cắt địa chấn từ trũng Tây Bạch Hổ sang trũng Đông Bạch Hổ

Hình 2. Cột địa tầng Oligocene bể Cửu Long

Tuổi VPI, 2014, 2017

Hệ tầng Phụ hệ tầng Phản xạ địa chấn

E32

Oligocene muộn Trà Tân

Trà Tân trên C2 C1

Trà Tân dưới D

E31

Oligocene sớm Trà Cú

Trà Cú trên E Trà Cú dưới F/(G)

E2 Eocene Cà Cối ?


20 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

vào cuối Oligocene sớm và tách giãn, sụt lún vào đầu Oligocene muộn [14] làm thay đổi môi trường lắng đọng trầm tích phản ánh sự khác nhau của phổ hóa thạch trong 2 giai đoạn trầm tích này.

Tuổi trầm tích được xác định bởi tổ hợp hóa thạch chỉ đạo không trẻ hơn Oligocene muộn: Cicatricosisporites spp., Cicatricosisporites dorogensis, Lycopodiumsporites neogenicus, Gothanipollis basensis, Jussiena spp. và tổ hợp hóa thạch chỉ đạo không cổ hơn Oligocene sớm: Crassoretitriletes spp., Crassoretitriletes vanraadshooveni, Crassoretitriletes nanhaiensis, Magnastriatites howardi. Đặc biệt, trong trầm tích không tìm thấy phấn hoa Verrutricolporites pachydermus đặc trưng cho tuổi Oligocene muộn.

Thành phần hóa thạch chủ yếu là phức hệ dinocyst nước ngọt chiếm trên 50% tổng lượng hóa thạch; nhóm đầm lầy ven sông (riverine peat swamp); nhóm bào tử nước ngọt; nhóm phấn nước ngọt. Trong đó, phức hệ dinocyst nước ngọt với thành phần đại diện có sự thay đổi phản ánh điều kiện và môi trường lắng đọng khác nhau, ở

các trũng sâu thì nhóm Bosedinia chiếm ưu thế 70 - 80%, ở khu vực khối nhô, ven rìa thì nhóm Botryococcus chiếm ưu thế. Môi trường lắng đọng chủ yếu là hồ nước ngọt đến đồng bằng sông (freshwater fluvial) năng lượng cao.

- Khu vực Đông Bắc (Lô 01, 01/10, 02)

Trầm tích Oligocene dưới phát hiện ở cấu tạo Hổ Xám, Hổ Xám South, Hổ Đen, Diamond, Emerald, Moonstone và Jade với thành phần hóa thạch đặc trưng dinocyst nước ngọt mà chủ yếu là Botryococcus chiếm 70%; nhóm đầm lầy ven sông: Crassoretitriletes nanhaiensis, Palmae undiff., Barringtonia spp., Polypodiisporites perverrucatus và nhóm Magnastriatites howardi. Môi trường lắng đọng là hồ nước ngọt năng lượng thấp bởi sự phổ biến của sapropel ở Lô 02, khi hướng lên phía Bắc Lô 01 chuyển dần sang môi trường đồng bằng sông với năng lượng cao hơn bởi thành phần palynomaceral loại 1 và 2 là phổ biến, hàm lượng vật chất hữu cơ tương đối nhiều (Hình 4).

- Khu vực Lô 15-1 và 15-1/05

Trầm tích Oligocene dưới được phát hiện chủ yếu

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

3000m

3050m

3100m

3150m

3200m

3250m

3300m

3350m

3400m

GR Log(API)40 160

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thờ

i địa

tần

g

Thờ

i địa

tần

g

Olig

ocen

em

uộn

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

Hồ

nướ

c ng

ọt

Hồ

nướ

c ng

ọt*3

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

icat

ricos

ispo

rites

dor

ogen

sis

Cra

ssor

etitr

ilete

s na

nhai

ensi

sV

erru

trico

lpor

ites

pach

yder

mus

*4

100

*5*6*7*8

Dinocyst nước ngọt Tổng hóa thạch Mức độ VCHC

500

*9Tảo biển*10*11Núi cao*12*5*13*14

Tota

l cou

nt: M

ức đ

ộ VC

HC

44

4

4

44

4

41

4

2

144

100

SOM*15*16*17*18*19

3700m

3750m

3800m

3850m

3900m

3950m

4000m

4050m

4100m

4150m

4200m

4250m

4300m

GR Log(API)40 160

Olig

ocen

em

uộn

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

Stratigraphic RangeC

rass

oret

itrile

tes

vanr

aads

hoov

eni

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Juss

iena

spp.

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usLy

copo

dium

spor

ites

neog

enic

usG

otha

nipo

llis

base

nsis

Cic

atric

osis

porit

es d

orog

ensi

s

C

C

Hóa thạch chỉ đạo

100

*5*6*7*8

500

*9Tảo biển*10*11Núi cao*12*5*13*14

*1: Môi trường *2: Cửu Long *3: Phạm vi địa tầng *4: Hóa thạch chỉ đạo *5: Tảo sông *6: Nhóm Pediastrum *7: Nhóm Botryococcus

*8: Nhóm Bosedinia *9: Nhóm đầm lầy ven sông *10: Rừng ngập mặn *11: Phấn nước ngọt *12: Nấm thực vật *13: Dinocyst nước ngọt *14: Phấn nước ngọt

*15: PM loại 4 (nêm) *16: PM loại 4 *17: PM loại 3 *18: PM loại 2 *19: PM loại 1

Tuổi

Đ

ồng

bằng

sôn

g

Đồn

g bằ

ng s

ông

Tuổi

Dinocyst nước ngọt Tổng hóa thạch

Hình 4. Đặc trưng của phức hệ hóa thạch trong giếng khoan 01/97-HXS và 15-1-ST

PETROVIETNAM

21DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

trong các giếng khoan rìa phía Tây - Tây Bắc gồm cấu tạo Sư Tử Nâu và Lạc Đà. Thành phần hóa thạch chủ yếu là Bosedinia-Pediastrum chiếm 60 - 70% tổng lượng hóa thạch. Khi xuống phía Đông Nam của lô là cấu tạo Sư Tử Trắng, các giếng trong cấu tạo này chủ yếu được khoan đến Oligocene dưới với thành phần hóa thạch Botryococcus chiếm ưu thế hơn (Hình 4). Môi trường lắng đọng chủ yếu là hồ nước ngọt trong điều kiện năng lượng thấp với thành phần sapropel rất phổ biến ở cấu tạo Sư Tử Nâu, Lạc Đà Vàng, Lạc Đà Nâu.

- Khu vực Lô 15-2 và 15-2/01

Theo tài liệu phân tích cổ sinh phát hiện trầm tích Oligocene dưới ở các giếng khoan thuộc các cấu tạo Hải Sư Nâu, Hải Sư Đen, Gió Đông, Vừng Đông, Rạng Đông và Dương Đông. Thành phần hóa thạch có sự phân chia theo khu vực phía Tây (Lô 15-2/01) và phía Đông (Lô 15-2) của bể, trong đó phức hệ dinocyst nước ngọt chiếm 60 - 80% tổng lượng hóa thạch. Đối với khu vực Lô 15-2/01, các cấu tạo thuộc Hải Sư, Gió Đông, Vừng Đông hóa thạch chủ yếu là nhóm Bosedinia, trong khi Lô 15-2 ở cấu tạo Dương

Đông, Rạng Đông thành phần ưu thế là Botryococcus. Giai đoạn đầu trầm tích được lắng đọng trong môi trường đồng bằng sông năng lượng khá cao bởi sự phổ biến của palynomaceral loại 1 và 2 cùng với sự nghèo nàn của hóa thạch, về sau phức hệ hóa thạch đặc trưng cho hồ nước ngọt tăng dần, đồng thời thành phần palynomaceral giảm dần được thay thế bởi sapropel. Điều này chứng tỏ có sự tồn tại của môi trường hồ nước ngọt với năng lượng thấp và khu vực phía Đông dự đoán mực nước hồ nông hơn và năng lượng cao hơn phía Tây (Hình 5).

- Khu vực trũng Tây Bạch Hổ và phía Bắc đới nâng Bạch Hổ

Trong Lô 16-1 trầm tích Oligocene dưới tồn tại chủ yếu ở khu vực trũng Tây Bạch Hổ theo tài liệu địa chấn. Ngoại trừ giếng khoan TGD-1X và TGT-1X, các giếng khoan khác thuộc các cấu tạo Tê Giác chưa xuyên thủng các thành tạo trầm tích này. Ở phía Bắc của Lô 09-1 trầm tích Oligocene dưới được xác định tại khu vực ven rìa phía Tây Nam của khối nâng Bạch Hổ ở một số cấu tạo Gấu Trắng, Mèo Trắng, Báo Trắng và một số giếng trên cấu tạo Bạch Hổ.

3950m

4000m

4050m

4100m

4150m

4200m

4250m

4300m

4350m

4400m

4450m

4500m

4550m

4600m

4650m

GR Log(API)40 120

2600

Olig

ocen

e m

uộn

4075

4630

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

50

*3*4*5*6

200

*7Tảo biển*8*9Núi cao*10*3*11*12

Tota

l cou

nt: M

ức đ

ộ VC

HC

Tota

l cou

nt: M

ức đ

ộ VC

HC

4

4

4

4

4

4

4

4

4

444

4

4

4

4

1

1

1

1

4

4

4

4

4

100

SOM*13*14*15*16*17

3200m

3250m

3300m

3350m

3400m

3450m

3500m

3550m

GR Log(API)40 120

2750.0

Olig

ocen

em

uộn

3300

3544.0

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

50

*3*4*5*6

200

*7Tảo biển*8*9Núi cao*10*3*11*12

43

2

1

2

3

2

3

3

100

SOM*13*14*15*16*17

*1: Môi trường *2: Cửu Long *3: Nhóm tảo sông *4: Nhóm Pediastrum *5: Nhóm Botryococcus *6: Nhóm Bosedinia *7: Đầm lầy ven sông *8: Rừng ngập mặn *9: Phấn nước ngọt

*10: Nấm thực vật *11: Dinocyst nước ngọt *12: Bào tử nước ngọt *13: PM loại 4 (nêm) *14: PM loại 4 *15: PM loại 3 *16: PM loại 2 *17: PM loại 1

Đồn

g bằ

ng s

ông

Đồn

g bằ

ng s

ông

Tuổi

Tuổi

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)Thờ

i địa

tần

g

Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt

Hồ

nướ

c ng

ọtDinocyst nước ngọt Dinocyst nước ngọtTổng hóa thạch Tổng hóa thạchMức độ

VCHCMức độ VCHC

Thành phần VCHC

Thành phần VCHC

Hình 5. Sự khác nhau của phức hệ hóa thạch giữa giếng khoan 15-2/01-HSN và 15-2-RD


22 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Đặc trưng cổ sinh của các khu vực này với thành phần hóa thạch chủ yếu là Bosedinia-Pediastrum chiếm tỷ lệ rất cao trên 80% tổng lượng hóa thạch. Môi trường lắng đọng, có sự chuyển dần từ đồng bằng, sông ngòi đến hồ nước ngọt vào cuối Oligocene sớm. Trong giai đoạn đầu được lắng đọng chủ yếu trong điều kiện đồng bằng, sông ngòi năng lượng cao bởi sự phổ biến của mảnh palynomaceral loại 1, 2 và đặc trưng bởi sự ưu thế của các phức hệ hóa thạch của đồng bằng sông (freshwater fluvial), đầm lầy ven sông và nhóm bào tử nước ngọt: Crassoretitriletes nanhaiensis Crassoretitriletes spp., Crassoretitriletes vanraadshooveni, Palmae undiff., Polypodiaceaesporites undiff., Osmundacidites spp. Magnastriatites howardi. Giai đoạn tiếp theo, các phức hệ hóa thạch trên được thay thế bởi phức hệ dinocyst nước ngọt, đặc trưng cho trầm tích hồ nước ngọt: Bosedinia infragranulata, Pediastrum spp. và ít hơn là Botryococcus spp. Thành phần vật chất hữu cơ có sự hiện diện phổ biến của sapropel, đồng thời mảnh palynomaceral loại 1, 2 giảm đáng kể.

- Khu vực trũng Đông Bạch Hổ và Đông Nam

Khu vực tồn tại trầm tích Oligocene dưới dày nhất trong khu vực này là trũng Đông Bạch Hổ mà tài liệu phân tích cổ sinh ghi nhận được tại cấu tạo Cá Ông Đôi, Cá Ngừ Vàng, Kình Ngư Trắng và Kình Ngư Trắng Nam. Đây là khu vực có tổng lượng hóa thạch phong phú nhất trong

trầm tích Oligocene dưới ở bể Cửu Long với thành phần dinocyst nước ngọt, nhóm phấn nước ngọt, bào tử nước ngọt, đầm lầy ven sông. Trong đó, thành phần dinocyst nước ngọt chiếm 50 - 80% tổng lượng hóa thạch chủ yếu là Bosedinia infragranulata và ít hơn là Botryococcus spp. điển hình tại một số cấu tạo Lô 09-2 Cá Ông Đôi, Cá Ngừ Vàng. Tại khu vực phía Nam, Đông Nam (Lô 09-3) và Rồng, có xu hướng chung là thành phần Botryococcus spp. tăng dần về phía Nam, trong khi Bosedinia giảm đáng kể tại cấu tạo Đồi Mồi và Nam Rồng. Tương tự, khu vực Lô 09-2/09 thành phần hóa thạch nhóm Botryococcus chiếm ưu thế hơn nhóm Bosedinia (Hình 7). Môi trường lắng đọng, chủ yếu từ đồng bằng sông năng lượng cao với thành phần palynomaceral 1, 2 và nhóm Botryococcus, khi hướng vào trung tâm (Lô 09-2) có sự chuyển dần sang môi trường hồ nước ngọt có xu thế gia tăng thành phần Bosedinia và sapropel phản ánh điều kiện lắng đọng năng lượng thấp hơn và mực nước hồ sâu hơn. Càng về sau, trầm tích được thành tạo trong môi trường hồ nước ngọt càng thể hiện rõ do sự phong phú của nhóm Bosedinia.

Nhìn chung, nhóm Bosedinia phân bố chủ yếu ở các khu vực phía Đông Lô 15-2/01, trũng Đông Bạch Hổ, trũng Tây Bạch Hổ và ven rìa phía Tây đới nâng Bạch Hổ. Trong khi nhóm Botryococcus đặc trưng cho khu vực nước nông ven rìa của bể cùng với phức hệ đầm lầy ven sông: Đông

4400m

4450m

4500m

4550m

4600m

4650m

4700m

4750m

4800m

GR Log(API)0 150

3170

Olig

ocen

em

uộn

4480

4810

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2 Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Cic

atric

osis

porit

es d

orog

ensi

sC

icat

ricos

ispo

rites

spp.

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usC

rass

oret

itrile

tes

vanr

aads

hoov

eni

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Juss

iena

spp.


300

Nhóm tảo sôngNhóm PediastrumNhóm BotryococcusNhóm Bosedinia

Dinocyst nước ngọt

100


Dinocyst nước ngọt (%)

Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

100

Nguồn gốc thủy sinh

1000

Đầm lầy ven sôngTảo biểnRừng ngập mặnPhấn nước ngọtNúi caoNấm thực vậtNhóm tảo sôngDinocyst nước ngọtBào tử nước ngọt

Tổng hóa thạch

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

4444444444444

32

41

211

444

32

1444

144

2444444

244

1

100

SOMPM loại 4 (nêm)PM loại 4PM loại 3PM loại 2PM loại 1

Thành phần VCHC

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Tuổi

Đ

ầm lầ

y ve

n sô

ng

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt

Mức độ VCHC

Hình 6. Đặc trưng phức hệ hóa thạch và tướng hữu cơ giếng khoan 09-1-MT tiêu biểu cho khu vực

PETROVIETNAM

23DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Bắc, Đông Nam, rìa phía Đông. Thành phần vật chất hữu cơ chủ yếu là palynomaceral loại 1 và loại 2, xu hướng từ đáy tập lên nóc tập thì tỷ lệ palynomaceral loại 1 - 2 giảm dần và thay thế bởi thành phần sapropel vào giai đoạn cuối Oligocene sớm.

2.2. Trầm tích Oligocene muộn (hệ tầng Trà Tân)

Trầm tích Oligocene trên phủ trực tiếp lên trầm tích cổ hơn bên dưới hoặc trên các khối nhô của móng và khu vực ven rìa. Trầm tích giữa các trũng, địa hào, bán địa hào liên tục, không còn bị chia cắt bởi các khối nâng mang tính địa phương như trong trầm tích Oligocene dưới. Trầm tích Oligocene trên được chia thành 2 tập trầm tích rất đặc trưng trên tài liệu địa chấn và địa vật lý giếng khoan.

- Tập trầm tích bên dưới (phụ hệ tầng Trà Tân dưới, tập D) đặc trưng bởi các phản xạ địa chấn đồng nhất, có biên độ trung bình là thuộc tính của tập sét. Cùng với giá trị của đường cong gamma ray cao, vật liệu trầm tích hạt mịn có màu nâu đậm, nâu đen.

- Tập trầm tích bên trên (phụ hệ tầng Trà Tân trên, tập C) đặc trưng bởi các phản xạ biên độ cao, độ liên tục

tốt phân biệt rất rõ với tập D bên dưới, giá trị đường cong gamma ray thấp hơn so với tập D. Nóc của hệ tầng được nhận biết bởi bề mặt bất chỉnh hợp góc đặc trưng ở các khối nhô cao.

Về mặt cổ sinh cũng phản ánh rất rõ các đặc trưng riêng của 2 phụ tập thuộc hệ tầng Trà Tân tương ứng với các chu kỳ phong phú của các giống loài hóa thạch và sự khác biệt theo từng khu vực liên quan đến môi trường lắng đọng trong giai đoạn kiến tạo mở rộng và lún chìm của đáy bể.

2.2.1. Trầm tích phụ hệ tầng Trà Tân dưới, tập D

Tập D đặc trưng bởi sự phong phú và đa dạng các giống loài hóa thạch so với các trầm tích Oligocene dưới. Ranh giới giữa Oligocene trên và Oligocene dưới được xác định bởi:

+ Hóa thạch chỉ đạo định tầng, có sự xuất hiện đầu tiên của hóa thạch Verrutricolporites pachydermus (Sun, 1980) xác định tuổi Oligocene muộn và hiện diện cùng với tổ hợp hóa thạch Cicatricosisporites dorogensis, Cicatricosisporites spp., Lycopodiumsporites neogenicus, Gothanipollis basensis, Jussiena spp.;

3700m

3750m

3800m

3850m

3900m

3950m

4000m

4050m

4100m

4150m

4200m

GR Log(API)30 160

2471.0

Olig

ocen

em

uốn

3790

4225

Olig

ocen

e sớ

mPe

riod

/Epo

ch

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usJu

ssie

na sp

p.C

rass

oret

itrile

tes

vanr

aads

hoov

eni

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Cic

atric

osis

porit

es d

orog

ensi

s

C

C


300



Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

10015

9

233

1

1

1

3

310

1

157

1000

Đầm lầy ven sôngTảo biểnRừng ngập mặnPhấn nước ngọtNúi caoNấm thực vậtNhóm tảo sôngDinocyst nước ngọtBào tử nước ngọt

Tổng hóa thạch

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

41

4

1

4

14

3

1

1

1

1

1

1

1

1

11

4444444444

11

31111

41111

444

Mức độ VCHC

100


Thành phần VCHC

Tuổi

Đồn

g bằ

ng s

ông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu

cơ

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g) Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt


Hình 7. Đặc trưng phức hệ hóa thạch và tướng hữu cơ ở cấu tạo Kình Ngư Trắng Lô 09-2/09


24 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

+ Đáy của tập D bắt đầu có sự phong phú và đa dạng của hóa thạch, có xu hướng tăng dần số lượng hóa thạch từ đáy lên nóc của tập. Đặc biệt, lượng hóa thạch ở nửa trên của tập D rất phong phú và đa dạng, sau đó kết thúc tập D (tại nóc tập D) bởi sự giảm đột ngột của tổng lượng hóa thạch. Trong đó, đặc trưng là nhóm dinocyst nước ngọt và nhóm hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh, đánh dấu sự kết thúc một giai đoạn phát triển bình ổn của giới thực vật để chuyển sang một giai đoạn mới với điều kiện môi trường sinh thái mới.

Trên cơ sở những đặc trưng của sự thay đổi về tổng lượng hóa thạch, tính đại diện của nhóm dinocyst nước ngọt, sự bắt đầu/kết thúc của nhóm hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh, Tập D được đặc trưng bởi các phức hệ hóa thạch khác nhau cho từng khu vực khác nhau.

- Khu vực đới nâng Bạch Hổ và trũng Tây Bạch Hổ

Đặc trưng của khu vực này bởi sự phong phú của phức hệ dinocyst nước ngọt chiếm 70 - 80% tổng lượng hóa thạch và phức hệ hóa thạch nguồn gốc thủy sinh mà chủ yếu là Magnastriatites howardi. Trong đó, hóa thạch nhóm Bosedinia chiếm gần 100% của phức hệ dinocyst nước ngọt được tìm thấy trong rất nhiều giếng khoan của

các cấu tạo Báo Trắng, Mèo Trắng, Thỏ Trắng, Bạch Hổ, một số giếng khoan khu vực Bắc Rồng và các cấu tạo Tê Giác thuộc trũng Tây Bạch Hổ. Đáy của tập D bắt đầu có sự phong phú của nhóm Bosedinia, Magnastriatites howardi và tổng lượng hóa thạch. Số lượng hóa thạch có xu hướng tăng dần lên phía trên và giảm mạnh ở nóc của tập D, tạo nên chu kỳ phong phú của các phức hệ hóa thạch tương ứng với một chu kỳ trầm tích. Môi trường lắng đọng phổ biến là hồ nước ngọt, đặc trưng bởi sự hiện diện phong phú của nhóm hóa thạch Bosedinia và thành phần vật chất hữu cơ chủ yếu là sapropel (Hình 8).

- Khu vực phía Tây và Tây Bắc

Khu vực này có lượng hóa thạch phong phú so với trũng Tây Bạch Hổ (từ cấu tạo Tê Giác Trắng lên phía Bắc Lô 01). Tổng lượng hóa thạch có xu hướng giảm dần về phía ven rìa, tỷ lệ dinocyst nước ngọt/tổng lượng hóa thạch giảm nhẹ so với khu vực phía Bắc Lô 09-1. Thành phần hóa thạch trong nhóm dinocyst nước ngọt cũng có sự thay đổi theo từng khu vực, từ cấu tạo Tê Giác Trắng dọc theo phía Tây lên đến cấu tạo Hổ Đen tỷ lệ nhóm Bosedinia giảm dần và được thay thế bởi nhóm Botryococcus cùng với sự có mặt của nhóm Pediastrum khá phổ biến ở cấu tạo Sư Tử

4150m

4200m

4250m

4300m

4350m

4400m

4450m

4500m

4550m

GR Log(API)0 100

3170

Olig

ocen

e m

uộn

4480

4810

Olig

ocen

esớ

mPe

riod

/Epo

ch

Thạc

h đị

a tầ

ng

3730

C1

4180

D

4480

4810

EB

ed

*1

*2

lÇy

ven

s«ng

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Cic

atric

osis

porit

es d

orog

ensi

sC

icat

ricos

ispo

rites

spp.

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usC

rass

oret

itrile

tes

vanr

aads

hoov

eni

Got

hani

polli

s ba

sens

isLy

copo

dium

spor

ites

neog

enic

usJu

ssie

na sp

p.


1000

Nhóm tảo sông

213224

154137

11562

661

1225178

750

195111

301

8197

516

30810720

6779

190

1551053

130

4949893

77174

2389

283928

69

17178

6

522015

88816

Nhóm Pediastrum

209223

154132

10756

639

1222160

745

192107

298

8097

515

30710611

6775

189

1521045

117

4909591

63171

2387

279928

58

169776

521315

88815

Nhóm Botryococcus

193210

118130

8742

589

1067115

741

176106

286

7694

512

28386

8

6743

178

1501044

116

4909483

50159

2384

265900

51

165766

511215

81615

Nhóm Bosedinia

189210

115129

8040

588

102085

731

15896

256

3184

501

27380

4

6639

178

1501041

115

4909481

50158

2382

263900

50

165766

511215

81615


100

Nhóm tảo sông

100100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

Nhóm Pediastrum

9810010096

9390

97

10090

99

9896

99

99100100

10099

55

10095

99

9899

90

999798

8298100

99100

84

9999

100

10065

100

100100

94

Nhóm Botryococcus

9194

7795

7668

89

8765

99

909595

949799

9280

40

10054

94

9799

89

9996

89

6591

100

9497

74

9697100

9860

100

9275

94

Nhóm Bosedinia

8994

7594

7065

89

8348

97

818685

3887

97

8975

20

9949

94

9799

88

9996

87

6591

100

9397

72

9697100

9860

100

9275

94

Dinocyst nước ngọt (%)

Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

100 100

Đầm lầy ven sông

100100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

100100100

Tảo biển

911009797

8583

98

989092

9296

99

9891

98

9689

79

8383

86

7097

74

9277

82

8481

98

8995

83

8396

64

9089

92

937880

Rừng ngập mặn

901009797

8583

98

989092

9296

99

9891

98

9688

79

8382

86

7097

74

9277

82

8481

98

8995

83

8396

64

9089

92

937880

Phấn nước ngọt

8798

9692

7876

96

9886

91

8994

99

9589

98

9586

75

8180

83

7096

71

9275

81

8078

98

8894

80

7993

64

8985

81

9073

80

Núi cao

7997

9088

6567

94

9672

77

7888

97

8972

96

9184

66

627476

6694

52

8868

78

7159

98

8390

71

6091

64

8884

75

8970

78

Nấm thực vật

7896

8887

6463

94

9664

74

7683

94

8370

93

8469

49

575352

4388

39

7637

42

4247

97

7378

53

4981

32

7455

61

7851

64

Nhóm tảo sông

7696

8884

6060

91

9658

73

7479

92

8270

93

8468

42

565252

4288

38

7636

41

3947

97

7278

48

4880

32

7446

59

7851

62


7595

8881

5657

88

9653

73

7376

92

8170

93

8468

36

565052

4287

37

7535

40

3546

97

7178

44

4879

32

7438

59

7851

60

Bào tử nước ngọt

1197

4

1628

6

.857

4

710

5

85

1

912

27

924

10

137

27

9712

1719

.77

76

21

2011

5

1621

34

1630

27

Tổng hóa thạch (%)

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

43

444

444

444

444

444

444

444

444

444

444

444

444

44

3

24

1

Mức độ VCHC

100


Thành phần VCHC

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đầm

lầy

ven

sông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

cth

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt


Hình 8. Các phức hệ hóa thạch và tướng hữu cơ trong giếng khoan 09-1 Mèo Trắng đặc trưng cho khu vực

PETROVIETNAM

25DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Nâu. Đặc trưng này rất dễ nhận biết so với trầm tích bên trên và bên dưới tập D. Tương tự, với khu vực đới nâng Bạch Hổ tồn tại chu kỳ phong phú và liên lục của nhóm hóa thạch nguồn gốc thủy sinh (chủ yếu là Magnastriatites howardi) cũng là đặc trưng của tập D trong khu vực này nhưng không có ở trũng Tây Bạch Hổ.

Môi trường lắng đọng chủ yếu là hồ nước ngọt bởi sự phong phú của Bosedinia. Tuy nhiên, khi hướng về phía Bắc thì môi trường hồ nước ngọt không còn đặc trưng như ở phía Nam do tỷ lệ Bosedinia giảm và tỷ lệ Botryococcus tăng. Mức độ vật chất hữu cơ chứa trong mẫu giàu, thành phần chủ yếu là sapropel và mảnh palynomaceral loại 1, trong đó sapropel có xu hướng tăng dần lên trên nóc tập, dự đoán năng lượng môi trường thấp hơn, yên tĩnh hơn phần bên dưới (chủ yếu là các mảnh palynomaceral loại 1 và 2).

- Khu vực trũng Đông Bạch Hổ, phía Đông, Đông Nam và Đông Bắc

Ở các khu vực này, tỷ lệ dinocyst nước ngọt/tổng lượng hóa thạch thấp hơn ở khu vực phía Tây, kể cả số lượng hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh. Dựa vào đặc trưng bởi sự đại diện theo từng giai đoạn của nhóm dinocyst nước ngọt mà phân chia tập D thành 2 phần. Phần nửa dưới của tập chứa hóa thạch kém phong phú hơn phần nửa trên,

tiêu biểu là Cá Ngừ Vàng, Cá Ông Đôi, Kình Ngư Trắng, Kình Ngư Trắng Nam, Song Ngư, Phương Đông, thành phần hóa thạch chủ yếu là nhóm Botryococcus chiếm 50 - 60% tổng lượng hóa thạch; phần nửa trên đặc trưng bởi sự ưu thế của nhóm Bosedinia tạo nên đỉnh phong phú trong tập D, sau đó có sự xuất hiện trở lại của nhóm Botryococcus đến hết tập D (Hình 10).

Riêng khu vực phía Nam và Đông Bắc thành phần dinocyst nước ngọt chủ yếu là Botryococcus chiếm 70 - 80% tổng lượng hóa thạch, điển hình ở cấu tạo Đồi Mồi, Nam Rồng, Thanh Long, Đông Đô và Kình Ngư Vàng. Mật độ hóa thạch ở phía Nam phong phú hơn so với phía Đông Bắc. Đây là các khu vực có thành phần hóa thạch Botryococcus phong phú và đặc trưng nhất cho toàn bể trong Oligocene.

Tương tự như khu vực phía Tây, nóc của tập D kết thúc bởi sự giảm đột ngột của tổng hóa thạch, nhóm dinocyst nước ngọt, đặc biệt là nhóm thủy sinh có nguồn gốc nước ngọt. Có thể thấy rằng chu kỳ phong phú của hóa thạch trong Oligocene đều kết thúc vào cuối tập D (nóc D) và gần như không có mặt trong trầm tích tập C. Sự hiện diện của nhóm Pediastrum ở khu vực phía Đông rất ít trong khi ở khu vực phía Tây khá đáng kể ở một số giếng khoan trong Lô 15-1 và phía Nam của đới nâng Bạch Hổ như cấu

2750m

2800m

2850m

2900m

2950m

3000m

3050m

3100m

3150m

3200m

3250m

3300m

3350m

GR Log(API)70 200

2383.0

Olig

ocen

e m

uộn

3260

3410

Olig

ocen

esớ

mPe

riod

/Epo

ch

2580

C1

D

3260

3410

EB

ed

*1

Cửu Long

ng b

»ng

s«ng

lÇy

ven

s«ng

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usLy

copo

dium

spor

ites

neog

enic

usJu

ssie

na sp

p.C

icat

ricos

ispo

rites

spp.

Got

hani

polli

s ba

sens

isC

icat

ricos

ispo

rites

dor

ogen

sis

1500

Nhóm tảo sông

79

144

175

79

682

198

591

84

62

1395

538

139

499

63

2218

310

110

61

27

90128

6

Nhóm Pediastrum

79

143

172

77

681

198

587

82

62

1393

532

138

497

63

2213

306

107

59

27

88126

6

Nhóm Botryococcus

76

138

166

72

680

193

487

76

55

1377

518

135

480

62

2201

143

73

51

24

8851

6

Nhóm Bosedinia

2

56

20

14

416

36

118

12

5

1305

106

38

250

10

2100

62

26

7

1029

1

Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

1001

32

7

12

5

2

92

18

6

18

57

64

23

4

85

14

19

8

191

5

100100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100100

100

93

81

92

85

98

96

88

78

89

96

90

73

94

89

95

91

85

90

61

8382

64

93

80

92

84

98

96

88

78

89

96

90

73

94

89

95

91

85

90

61

8382

64

90

79

88

80

97

96

87

75

88

95

89

71

93

86

95

91

85

90

59

8280

64

75

76

76

72

94

94

68

64

66

92

67

68

87

76

92

87

77

66

57

7275

55

72

74

73

67

92

91

66

63

59

90

61

45

80

64

90

87

71

62

47

7072

55

72

72

70

66

92

91

65

62

58

90

60

44

79

64

90

86

68

58

47

6871

55

72

72

69

65

92

91

65

61

58

90

59

44

79

64

90

85

66

56

47

6770

55

13

7

10

29

3

3

14

25

15

5

7

16

4

19

2

4

21

17

1116

36

1500135

220

290

215

768

225

1168

230

144

1639

1008

491

671

141

2529

381

237

105

92

158234

33

125

178

267

182

751

217

1028

180

128

1567

906

357

628

126

2399

347

201

95

56

131191

21

125

177

267

181

751

217

1028

180

128

1567

906

357

628

126

2399

347

201

95

56

131191

21

121

173

256

172

746

217

1012

172

127

1556

893

351

623

121

2397

346

201

95

54

130188

21

101

168

221

155

723

211

800

147

95

1512

673

335

586

107

2327

332

182

69

52

114176

18

97

162

211

143

709

205

771

144

85

1480

617

222

539

90

2283

332

168

65

43

111168

18

97

159

203

141

707

205

759

142

83

1476

605

218

529

90

2271

327

160

61

43

108166

18

97

158

200

139

706

205

755

140

83

1474

599

217

527

90

2266

323

157

59

43

106164

18

18

15

28

62

25

7

168

58

21

81

67

79

30

27

53

17

50

16

1838

12

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

44

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

44

4

100

SOM

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đồn

g bằ

ng s

ông

Đầm

lầy

ven

sông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thạc

h đị

a tầ

ng

Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt

Hóa thạch chỉ đạo Dinocyst nước ngọt Tổng hóa thạch (%) Tổng hóa thạchNguồn gốc thủy sinh Mức độ VCHC Thành phần VCHC

Đầm lầy ven sôngTảo biển

Rừng ngập mặnPhấn nước ngọtNúi caoNấm thực vậtNhóm tảo sông



Đầm lầy ven sôngTảo biển

Rừng ngập mặnPhấn nước ngọtNúi caoNấm thực vậtNhóm tảo sông



PM loại 4 (nêm)

PM loại 4PM loại 3PM loại 2PM loại 1

Hình 9. Đặc điểm sinh địa tầng và tướng hữu cơ giếng 15-2/01 Hải Sư Đen đặc trưng cho khu vực


26 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

tạo Gấu Trắng. Môi trường lắng đọng chủ yếu là hồ nước ngọt với kích thước, độ sâu khác nhau được phản ánh bởi mức độ phong phú phức hệ Bosedinia-Botryococcus-Pediastrum. Giàu thành phần vật chất hữu cơ, chủ yếu là sapropel đặc trưng cho môi trường lắng đọng trong hồ với năng lượng thấp, yên tĩnh.

Ngoài các khu vực trên có sự thay đổi rõ ràng về đặc trưng của tập D, vẫn còn một vài khu vực mang tính chuyển tiếp giữa các khu vực trên với sự giao thoa của các phức hệ trong tập D giữa 2 khu vực lớn phía Tây và phía Đông của bể như Lô 15-2/01 và 15-2.

2.2.2. Phụ hệ tầng Trà Tân trên, tập C

So sánh về phổ hóa thạch giữa tập D và tập C cho thấy sự thay đổi lớn về môi trường lắng đọng, trong tập C ở khu vực trung tâm của bể (Lô 9-1, Lô 16-1 và lân cận) hóa thạch đặc trưng cho hồ nước ngọt Bosedinia cực kỳ phong phú và phân thành 2 nhịp rõ ràng. Trong khi những khu vực phía Đông của bể rất nghèo hóa thạch kể từ khi kết thúc

tập D. Trên cơ sở sự phong phú mang tính chu kỳ của hóa thạch tập C được chia thành 2 phụ tập C1 và C2.

Phụ tập C1, được phân bố ở 2 khu vực với các đặc trưng khác nhau:

- Khu vực phía Bắc Rồng, đới nâng Bạch Hổ, trũng Tây Bạch Hổ và đới nâng Tây Bắc

Đặc trưng của phụ tập C1 ở khu vực này là chu kỳ rất phong phú và khá liên tục của nhóm hóa thạch Bosedinia, chiếm 85 - 100% thành phần dinocyst nước ngọt, 70 - 90% tổng lượng hóa thạch. Khi hướng về phía Tây Bắc thì bề dày tập mỏng dần và số lượng hóa thạch giảm dần so với khu vực phía Tây Nam. Sau khi giảm mạnh tổng lượng hóa thạch vào cuối tập D, có sự phong phú dần dần trở lại và rất phong phú ở phần trên của phụ tập C1. Nóc phụ tập C1 được nhận biết bởi sự kết thúc rất đột ngột của một chu kỳ phong phú nhóm Bosedinia (từ vài nghìn xuống còn vài chục hóa thạch). Bề mặt này rất đặc trưng ở trũng Tây Bạch Hổ và hạn chế dần khi tiến lên phía Tây Bắc

3050m

3100m

3150m

3200m

3250m

3300m

3350m

3400m

3450m

3500m

3550m

3600m

3650m

3700m

3750m

3800m

GR Log(API)40 150

Olig

ocen

e m

uộn

3945

Olig

ocen

esớ

mPe

riod

/Epo

ch

C1

DE

Bed

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

icat

ricos

ispo

rites

spp.

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Juss

iena

spp.

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usC

icat

ricos

ispo

rites

dor

ogen

sis

Cra

ssor

etitr

ilete

s na

nhai

ensi

sC

rass

oret

itrile

tes

vanr

aads

hoov

eni

500 Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

507

1741

8

17

114

5

111010

553

112

411

4456

46

236

4

222

1412106173 1668710854 198731091 223 21217293 254

*3

1000 Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

44

32

1

22

4

444

44

3

444

1444

444

444444444444444444443 444444333 44421 3111114444444

100

SOM

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đ

ồng

bằng

sôn

g

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Cột

địa

tầng

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g) Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt

Hóa thạch chỉ đạo Dinocyst nước ngọt

Nhóm tảo sông

Nhóm Pediastrum

Nhóm Botryococcus

Nhóm Bosedinia

Tổng hóa thạch Mức độ VCHC Thành phần VCHC


Tảo biển

Rừng ngập mặn


Núi cao

Nấm thực vật

Nhóm tảo sông



PM loại 4 (nêm)

PM loại 4

PM loại 3

PM loại 2

PM loại 1

Hình 10. Đặc điểm sinh địa tầng và tướng hữu cơ giếng 09-2/09 Kình Ngư Trắng Nam

PETROVIETNAM

27DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

của bể. Nhóm hóa thạch bào tử có nguồn gốc thủy sinh Magnastriatites howardi rất nghèo, trong khi ở tập D rất phong phú... Tương tự, tổng lượng hóa thạch (không bao gồm nhóm dinocyst nước ngọt) cũng nghèo hơn so với tập D bên dưới.

Môi trường lắng đọng đặc trưng cho hồ nước ngọt tương ứng với hoạt động căng giãn đáy bể mở rộng diện tích hồ tạo điều kiện thuận lợi để phức hệ hóa thạch Bosedinia phát triển rất phong phú ở một số khu vực như Lô 16-1, Lô 15-2/01 và Lô 15-1/05. Tuy nhiên, vào cuối phụ tập C1 ở một số khu vực phía Nam của Lô 15-1 địa hình bắt đầu có sự nâng lên tạo nên bề mặt bất chỉnh hợp trên nóc phụ tập C1 nên bề dày trầm khu vực này rất mỏng. Thành phần sapropel có xu hướng giảm hơn so với tập D và tăng thành phần mảnh palynomaceral loại 1 và 2 cho thấy năng lượng môi trường lắng đọng cao hơn so với tập D.

- Khu vực Đông Nam, trũng Đông Bạch Hổ, đới nâng phía Đông và Đông Bắc

Khác với khu vực đới nâng Trung tâm Bạch Hổ và phía Tây, phụ tập C1 ở khu vực này rất nghèo hóa thạch. Tuy nhiên, trong đoạn đầu phụ tập C1 có một vài chu kỳ nhỏ thể hiện phong phú của các phức hệ hóa thạch nhưng thành phần của dinocyst nước ngọt rất nghèo chủ yếu là nhóm bào tử và phấn nước ngọt. Trong đó, một số giếng khoan ở Lô 02/97, 02/10 không tìm gặp trầm tích của phụ tập C1 (hoặc C1 rất mỏng). Mức độ vật chất hữu cơ trung

bình, thành phần chủ yếu là mảnh palynomaceral loại 1 và 2 được lắng đọng trong môi trường đồng bằng sông năng lượng cao hơn so với khu vực phía Tây của bể (Hình 12).

Phụ tập C2 thể hiện rõ nhất ở trũng Tây Bạch Hổ (các cấu tạo Tê Giác Lô 16-1) và một phần phía Tây của đới nâng Bạch Hổ, thể hiện rõ ở 2 khu vực khác nhau trong bể:

- Khu vực đới nâng Bạch Hổ, trũng Tây Bạch Hổ, phía Tây và Tây Bắc

Các giếng khoan trong khu vực này chủ yếu có sự hiện diện phong phú và liên tục của tổ hợp hóa thạch marker Oligocene và đồng loạt kết thúc/biến mất tại nóc của phụ tập C2. Đặc trưng nhất là các giếng thuộc Lô 16-1 thuộc các cấu tạo Tê Giác, Voi và lân cận Mèo Trắng, Thỏ Trắng, Bạch Hổ, Hải Sư Đen, Lạc Đà. Khi tiến dần về phía Bắc và phía Đông của bể thì sự hiện diện của nhóm hóa thạch marker Oligocene ít dần và không liên tục.

Sự hiện diện rất phong phú (từ 1.000 - 4.000 hóa thạch/mẫu) của nhóm Bosedinia nhưng không liên tục mà tạo thành các đỉnh phong phú. Đây được xem là chu kỳ phong phú thứ hai của nhóm Bosedinia trong Oligocene sau tập D. Thành phần dinocyst nước ngọt có sự khác biệt giữa những khu vực trũng phía Nam của bể gồm các cấu tạo Tê Giác, Lạc Đà, Mèo Trắng, Thỏ Trắng thì nhóm Bosedinia chiếm ưu thế đạt trên 80%. Trong khi các khu vực ven rìa hoặc đới nâng Voi Vàng, Hải Sư Đen, Sư Tử Nâu, Sư Tử Đen thì thành phần của Botryococcus tăng dần đồng

3050m

3100m

3150m

3200m

3250m

3300m

3350m

3400m

3450m

GR Log(API)70 160

2830

3650

Olig

ocen

e m

uộn

Peri

od/E

poch

2830

C2

3135

C1

3360

3650

DB

ed

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

usC

icat

ricos

ispo

rites

dor

ogen

sis

Cic

atric

osis

porit

es sp

p.G

otha

nipo

llis

base

nsis

Juss

iena

spp.

2000 Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

300

*3

2000 Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

444444444444444444444444444444

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

100

SOM

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đồn

g bằ

ng s

ông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Thạc

h đị

a tầ

ng

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g) Thờ

i địa

tầng

Hồ

nướ

c ng

ọt


Nhóm tảo sông

Nhóm Pediastrum

Nhóm Botryococcus

Nhóm Bosedinia

Tổng hóa thạch Mức độ VCHC Thành phần VCHC


Tảo biển

Rừng ngập mặn


Núi cao

Nấm thực vật

Nhóm tảo sông



PM loại 4 (nêm)

PM loại 4

PM loại 3

PM loại 2

PM loại 1

Hình 11. Đặc trưng phụ tập C1 Lô 16-1 cấu tạo Tê Giác Trắng


28 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

thời Bosedinia giảm dần và kém phong phú hơn so với các trũng sâu. Từ trũng Tây Bạch Hổ tiến về phía Bắc và phía Đông số lượng hóa thạch có xu hướng giảm dần và rất nghèo ở phía Bắc và Đông Bắc của Lô 01.

Nhóm hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh (aquatic) xuất hiện rất phong phú và liên tục (vài chục đến 500 hóa thạch/mẫu) trong tập D, sau đó giảm đột ngột vào cuối tập D và rất nghèo trong suốt phụ tập C1. Đến đầu phụ tập C2, nhóm hóa thạch này xuất hiện phong phú trở lại (theo xu hướng từ đáy tập lên nóc) và giảm đột ngột vào cuối phụ tập C2. Mức độ phong phú của hóa thạch cũng giảm dần khi tiến về phía Bắc (Lô 01).

Tổng lượng hóa thạch đặc trưng cho phụ tập C2 được phân biệt rất rõ với tập trầm tích BI.1 bên trên và phụ tập C1 bên dưới. Bắt đầu chu kỳ trầm tích của phụ tập C2, tổng lượng hóa thạch có xu hướng tăng dần từ đáy phụ tập lên nóc phụ tập và kết thúc chu kỳ trầm tích là sự suy giảm rất đột ngột tổng lượng hóa thạch tại ranh giới (nóc) phụ tập C2.

Môi trường lắng đọng chủ yếu là hồ nước ngọt ở trũng Tây Bạch Hổ, Lô 15-2/01 thuộc các cấu tạo Hải Sư, Lô 15-1/05 cấu tạo Lạc Đà với năng lượng môi trường cao bởi sự hiện diện chủ yếu của mảnh palynomaceral loại 1 và 2. Môi trường của các khu vực thuộc Lô 15-1, Lô 01 và ven rìa phía Tây của bể Cửu Long chủ yếu từ hồ nước ngọt đến đồng bằng sông năng lượng cao, phản ánh bởi sự kém phong phú của hóa thạch, bề dày tập mỏng dần về phía Bắc đôi chỗ xác định được mặt bất chỉnh hợp góc

đặc trưng trên nóc phụ tập C2 như cấu tạo Sư Tử Trắng, Sư Tử Nâu, Hổ Đen.

- Khu vực phía Nam, đới nâng Rồng, trũng Đông Bạch Hổ, phía Đông và Đông Bắc (Lô 02/10)

Ở khu vực phía Đông, bề dày trầm tích mỏng hơn phía Tây rất nhiều, có xu hướng mỏng dần về phía Bắc và vắng mặt ở một số đới nâng và ven rìa: 17-VT-1XR, Sói, Song Ngư, Đông Đô, Thanh Long, Kình Ngư Vàng. Tổ hợp hóa thạch rất nghèo ở phía Đông, rất giàu ở phía Tây nên việc xác định và liên kết địa tầng khu vực phía Đông cần kết hợp với các phương khác. Môi trường lắng đọng trầm tích chủ yếu là đồng bằng sông năng lượng cao với sự hiện diện của mảnh palynomaceral loại 1 và 2 (một vài nơi gặp loại 4).

Nhìn chung, các phức hệ hóa thạch trong tập C chỉ phong phú ở khu vực phía Tây trục tách giãn của bể và nghèo hóa thạch ở phía Đông do ảnh hưởng bởi giai đoạn đầu của pha nén ép vào cuối Oligocene có phương Tây Bắc - Đông Nam làm cho đáy bể bị xô lệch về phía Tây. Kết quả là trung tâm lắng đọng của bể dịch về phía Tây tạo nên môi trường thuận lợi để nhóm dinocyst nước ngọt phát triển mạnh ở phía Tây còn phía Đông do bị nén ép tạo uốn nếp làm cho đáy bể trở nên nông hơn và năng lượng môi trường cao hơn nên hóa thạch nghèo hơn trong tập C. Vì vậy, môi trường lắng đọng trong tập C ở phía Tây chủ yếu là hồ nước ngọt và đặc trưng của hồ nước ngọt giảm dần khi hướng về phía Bắc (Lô 15-1 và Lô 01) bởi sự kém phong phú của phức hệ dinocyst nước ngọt.

2900m

2950m

3000m

3050m

3100m

3150m

3200m

GR Log(API)40 150

Olig

ocen

e m

uộn

Peri

od/E

poch

C2

C1

DB

ed

*1

*2

ng b

»ng

s«ng

*3

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

icat

ricos

ispo

rites

spp.

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Juss

iena

spp.

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

us500


Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

508

115

412

867

1741

8

17

1

*4

1000

Tổng hóa thạch

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

44

11

2

333

13

4

32

1

22

4

4

100

SOM

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đồn

g bằ

ng s

ông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Cột

địa

tầng

Thạc

h họ

c (m

udlo

g) Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt


Thạc

h họ

c (m

udlo

g)


Tảo biển

Rừng ngập mặn


Núi cao

Nấm thực vật

Nhóm tảo sông



Mức độ VCHC Thành phần VCHC

PM loại 4 (nêm)

PM loại 4

PM loại 3

PM loại 2

PM loại 1

Hình 12. Phức hệ hóa thạch kém phong phú đặc trưng khu vực phía Đông trong giếng 09-2/09 Kình Ngư Trắng

PETROVIETNAM

29DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Oligocene muộn là giai đoạn căng giãn mở rộng đáy bể và lún chìm mạnh đã tạo ra khoảng không để chứa trầm tích rất lớn. Vì vậy, diện tích hồ được mở rộng, liên thông với nhau tạo nên một hệ thống hồ nước ngọt rộng lớn hơn so với giai đoạn Oligocene sớm. Sự phát triển của hệ thống hồ nước ngọt đã tạo ra môi trường sinh thái thuận lợi để phức hệ dinocyst nước ngọt phát triển rất

phong phú trong suốt thời kỳ Oligocene muộn. Đặc biệt ở phía Tây của trục tách giãn, nơi được xem là trung tâm của sự lắng đọng các phức hệ hóa thạch mà điển hình là trũng Tây và phía Tây của đới nâng Bạch Hổ rất phong phú nhóm Besedinia. Trên tài liệu địa chấn ở phía Tây của bể, một mặt cắt giới hạn từ Đông Bắc của Lô 16-2 qua trũng Tây Bạch Hổ, cấu tạo Hải Sư Đen đến Lạc Đà Nâu

Hình 13. Các phức hệ hóa thạch đồng loạt giảm đột ngột vào cuối phụ tập C2 tại cấu tạo TGT Lô 16-1

2650m

2700m

2750m

2800m

2850m

2900m

2950m

3000m

3050m

GR Log(API)50 150

Mio

cene

sớm

2695

4000

Olig

ocen

e m

uộn

Peri

od/E

poch

BI.1

2695

C2

2980

C1

Bed

Môi trườngCửu Long

ng b

»ng

s«ng

lÇy

ven

s«ng

Hồ

nướ

c ng

ọt ả

nh h

ưở

ng n

ướ

c I

Stratigraphic Range

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Cic

atric

osis

porit

es d

orog

ensi

sV

erru

trico

lpor

ites

pach

yder

mus

Lyco

podi

umsp

orite

s ne

ogen

icus

Got

hani

polli

s ba

sens

isJu

ssie

na sp

p.

1000


Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

100 2000 Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

4

1

4

4

4

4

4

4

4

4

1111

4

4

4

100


Tuổi

Tập

trầm

tích

Đồn

g bằ

ng s

ông

Đầm

lầy

ven

sông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu

cơ

Thạc

h đị

a tầ

ng

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g)

Thờ

i địa

tần

g

Hồ

nướ

c ng

ọt

Hóa thạch chỉ đạo Dinocyst nước ngọt Nguồn gốc thủy sinh Tổng hóa thạch Mức độ VCHC Thành phần VCHC


Tảo biển

Rừng ngập mặn


Núi cao

Nấm thực vật

Nhóm tảo sông



Hình 14. Sự nghèo nàn của phức hệ hóa thạch trong phụ tập C2 cấu tạo 09-3/12-CT đặc trưng cho khu vực phía Đông của bể

2100m

2150m

2200m

2250m

2300m

2350m

2400m

GR Log(API)20 120

1830

*1

2850

Olig

ocen

e m

uộn

1950

BI.1

C2

2340

2640

C1

Bed

*2

*3

ng b

»ng

s«ng

*4

Mag

nast

riatit

es h

owar

diC

rass

oret

itrile

tes

nanh

aien

sis

Ver

rutri

colp

orite

s pa

chyd

erm

us

*5

100

Nhóm tảo sông

11

1216

1

4

2

25

43

602

17149

14537

558

Nhóm Pediastrum

11

1216

1

3

2

25

43

602

17149

14437

558

Nhóm Botryococcus

11

1216

1

3

2

25

43

602

14648

14236

508

Nhóm Bosedinia

4

1

2

3

4541

14131

478

Tota

l cou

nt: N

guån

gèc

thñy

sin

h

100 500

Tổng hóa thạch

Tota

l cou

nt: M

øc ®

é VC

HC

41

1

1

1

1

1

1

1

1

3

3

2

Mức độ VCHC

100


Thành phần VCHC

Tuổi

Tập

trầm

tích

Đồn

g bằ

ng s

ông

Nhó

m h

óa th

ạch

nguồ

n gố

c th

ủy s

inh

Mức

độ

vật c

hất h

ữu c

ơ

Thạc

h đị

a tầ

ng

Độ

sâu

giến

g kh

oan

(MD

)

Thạc

h họ

c (m

udlo

g) Thờ

i địa

tầng

Hồ

nướ

c ng

ọt

Dinocyst nước ngọt Nguồn gốc thủy sinh


Tảo biển

Rừng ngập mặn


Núi cao

Nấm thực vật

Nhóm tảo sông




30 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

bề dày trầm tích có dạng hình nêm mỏng dần về phía Bắc chứng tỏ môi trường lắng đọng nông dần về phía Bắc phù hợp với kết quả phân tích cổ sinh. Khi hướng về phía Bắc Bosedinia cũng giảm dần. Do đó, khi diện tích hồ càng lớn, mực nước hồ càng sâu thì sự phát triển của Bosedinia càng mạnh. Điều này đã được tác giả R.Morley [19] nhấn mạnh khi nghiên cứu các trầm tích Oligocene ở khu vực bể Malay và toàn thềm Sunda trong đó có bể Cửu Long.

3. Kết luận

Trầm tích Oligocene bể Cửu Long được thành tạo và chịu chi phối chủ yếu bởi môi trường lục địa, tồn tại đa dạng và phong phú các phức hệ bào tử phấn hoa. Trong đó ghi nhận các phức hệ hóa thạch có nguồn gốc thủy sinh nước ngọt rất có giá trị trong việc phân tập cũng như luận giải về môi trường lắng đọng trầm tích. Phức hệ các nhóm hóa thạch Bosedinia, Botryococcus và Pediastrum tồn tại xuyên suốt trong trầm tích Oligocene nhưng qua từng thời kỳ khác nhau phản ánh đặc trưng và điều kiện lắng đọng khác nhau. Có sự khác nhau rất lớn giữa Oligocene dưới và Oligocene trên bởi sự phong phú có tính chu kỳ của phức hệ hóa thạch dinocyst nước ngọt.

Trầm tích Oligocene dưới, nghèo các nhóm hóa thạch Bosedinia, Botryococcus và Pediastrum nhưng vẫn chiếm 50 - 70% tổng lượng hóa thạch và thành phần thay đổi tùy theo khu vực. Đối với khu vực trung tâm bể, thành phần hóa thạch Bosedinia chiếm ưu thế, khi hướng về phía ven rìa bể thì Bosedinia giảm dần và được thay thế bởi Botryococcus. Nhìn chung, ở khu vực phía Tây Nam hóa thạch Bosedinia chiếm ưu thế hơn và giảm dần về phía Đông Bắc. Vì các phức hệ hóa thạch khá nghèo nên việc phân tập trong Oligocene dưới rất hạn chế. Thành phần vật chất hữu cơ chủ yếu là mảnh palynomaceral loại 1 và 2, có xu hướng giảm dần lên trên nóc của tập và được thay thế bởi sapropel.

Trầm tích Oligocene trên, hóa thạch đa dạng và phong phú hơn rất nhiều so với Oligocene dưới có liên quan đến quá trình sụt lún và mở rộng bể làm cho kích thước hồ rộng và sâu hơn. Giai đoạn này thể hiện tính chu kỳ của các phức hệ hóa thạch rất rõ nét và phân hóa ở nhiều khu vực khác nhau trong bể. Khi bắt đầu chu kỳ có sự gia tăng của các phức hệ hóa thạch và khi kết thúc một chu kỳ được nhận biết bởi sự suy giảm mạnh ở nóc tập D và giảm rất đột ngột ở nóc tập C.

Trong tập D, có sự phong phú của các giống loài hóa thạch đặc trưng bởi nhóm dinocyst nước ngọt và nhóm có nguồn gốc thủy sinh mà chủ đạo là Magnastriatites

howardi. Trên cơ sở sự thay đổi tính đại diện của Bosedinia-Botryococcus mà phân thành 3 khu vực khác nhau trong bể.

Trong tập C, có 2 chu kỳ đặc trưng bởi sự phong phú của nhóm hóa thạch Bosedinia và khi kết thúc chu kỳ bởi sự giảm đột ngột của nhóm hóa thạch này ở khu vực phía Tây và đới nâng Bạch Hổ trong khi ở các khu vực phía Đông rất nghèo. Hóa thạch Magnastriatites howardi ở phụ tập C1 rất nghèo trong khi ở phụ tập C2 rất phong phú. Tổng lượng hóa thạch của phụ tập C1 cũng nghèo hơn so với tập D và phụ tập C2.

Từ sự phong phú và tính đại diện của phức hệ Bosedinia-Botryococcus cho thấy trong Oligocene dưới, thành phần nhóm hóa thạch Bosedinia chiếm ưu thế và rất phong phú ở khu vực trung tâm, trũng sâu, trong khi Botryococcus chiếm ưu thế và rất phong phú ở khu vực ven rìa và các khu vực đới nâng có môi trường nước nông hơn so với Bosedinia. Đến thời kỳ Oligocene muộn Bosedinia trở nên rất phong phú và giảm dần khi hướng từ trung tâm ra ven rìa bể. Điều này chứng tỏ sự phân bố của nhóm dinocyst nước ngọt theo quy luật khi nhóm hóa thạch Bosedinia chiếm tỷ lệ càng lớn trên tổng lượng hóa thạch thì kích thước hồ càng lớn và mực nước hồ càng sâu. Vì vậy, môi trường lắng đọng trong hồ nước ngọt tùy thuộc vào mức độ phong phú của Bosedinia.

Tài liệu tham khảo

1. Chu Đức Quang, Nguyễn Thị Thắm. Xác định tuổi địa chất của tập trầm tích G Lô 15-1/05 bể Cửu Long và mối tương quan giữa các phức hệ hóa thạch với chu kỳ phát triển trầm tích. Tạp chí Dầu khí. 2013; 12: trang 14 - 19.

2. Đỗ Bạt và nnk. Định danh và liên kết địa tầng trầm tích Đệ tam thềm lục địa Việt Nam. Viện Dầu khí Việt Nam. 2001.

3. Dominic Emery, Keith Myers. Sequence stratigraphy. Wiley - Blackwell. 1996.

4. Viện Dầu khí Việt Nam. Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long. Dự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam”. 2012.

5. James Zachos, Mark Pagani, Lisa Sloan, Ellen Thomas, Katharina Billups. Trends, rhythms, and aberrations in global climate 65 Ma to present. Science. 2001; 292: p. 686 - 693.

6. J.H.Germeraad, C.A.Hopping, J.Muller. Palynology of tertiary sediments from tropical areas. Review of Palaeobotany and Palynology. 1968; 6(3 - 4): p. 189 - 348.

PETROVIETNAM

31DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

7. J.Muller. A palynological contribution to the history of the mangrove vegetation. In “Ancient Pacific Floras: The Pollen Story”. 1964: p. 33 - 42.

8. J.Muller. Palynological evidence for change in geomorphology, climate and vegetation in the Miocene - Pliocene of Malesia. In “The Quaternary Era in Malesia”. 1972: p. 6 - 34.

9. James M.Cole. Freshwater dinoflagellate cysts and acritarchs from Neogene and Oligocene sediments of the South China sea and adjacent areas. In “Neogene and Quaternary Dinoflagellate Cysts and Acritarchs”. 1992: p.181 - 196.

10. Jim Cole. Sinh tướng, địa tầng phân tập từ Oligocen đến Pliocen bể Cửu Long và Nam Côn Sơn Việt Nam. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học và Công nghệ Quốc tế “Dầu khí Việt Nam: Tăng tốc phát triển”. 2010: trang 311 - 328.

11. Mai Hoàng Đảm. Cập nhật và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích trong Miocen trung - Oligocen ở một số khu vực bể Cửu Long. Viện Dầu khí Việt Nam. 2017.

12. Mai Hoàng Đảm, Chu Đức Quang. Phân tập địa tầng và xác định môi trường lắng đọng trầm tích tuổi Miocene sớm - Oligocene Lô 09-3 bể Cửu Long trên cơ sở những đặc trưng của nhóm hóa thạch tảo (dinocysts) nước ngọt và phân tích tướng hữu cơ. Tạp chí Dầu khí. 2015; 7: trang 24 - 32.

13. Nguyễn Hiệp và nnk. Tài nguyên và Địa chất Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2005.

14. Nguyễn Thanh Lam. Nghiên cứu sự phân bố, đặc điểm môi trường trầm tích và dự báo chất lượng đá chứa của trầm tích tập E, F và cổ hơn Oligocen trong bể trầm tích Cửu Long. Viện Dầu khí Việt Nam. 2014.

15. Othman Ali Mahmud. Sequence stratigraphic study of Oligocene interval Blocks 01 & 02 Cuu Long basin Southern Vietnam. Exploration Technical Geoscience Department (XTG) and Petronas Carigali Vietnam Limited (PCVL). 2008.

16. Phạm Thị Duyên, Mai Hoàng Đảm. Môi trường thành tạo và địa tầng các trầm tích Oligocene - Miocene sớm cấu tạo Tê Giác Trắng, Lô 16-1, bồn trũng Cửu Long theo tài liệu bào tử phấn hoa và tướng hữu cơ. Tạp chí Dầu khí. 2016; 9: trang 14 - 23.

17. Phan Huy Quynh và nnk. Nghiên cứu sự tồn tại các phức hệ cổ sinh Paleogene trong các giếng khoan dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. 1991.

18. Phan Huy Quynh. Significance of the spore Magnastriatites howardi in stratigraphic and paleoenvironmental studies on the Vietnamese continental shelf. 1993.

19. Robert J.Morley, Harsanti P. Morley. Mid Cenozoic freshwater wetlands of the Sunda region. Journal of Limnology. 2013; 72(2s): p. 18 - 35.

20. Robert J. Morley. Palynology of tertiary and quaternary sediments in Southeast Asia. 6th Annual Convention Proceedings, Indonesian Petroleum Association. 1977; 1: p. 255 - 276.

21. Robert J. Morley. Tertiary stratigraphic palynology in Southeast Asia: Current status and new direction. Bulletin of the Geological Society of Malaysia. 1991; 28: p. 1 - 36.

22. Robert J. Morley. Biofacies analysis of the Bach Ho and upper Tra Tan formations, Te Giac Trang field, Cuu Long basin, offshore Vietnam. Hoang Long JOC. 2009.

Summary

The Cuu Long basin was formed and filled up with sediments by the dominance of terrestrial deposits during the Oligocene and the early stage of early Miocene periods. Each stage of the basin development is related to the existence and disappearance as well as the abundance of freshwater floral assemblages. The shallow water, lacustrine intervals and deeper freshwater can be defined by the frequent occurrence of freshwater dinoflagellates and the association with other palynological groups. In addition, palynofacies transition in this basin also demonstrates changing depositional condition and energy deposit, which can be investigated in relation to the morphotypes of organic matter. The results of this paper provide new and important information on the evolution of freshwater environments in the Cuu Long basin during Oligocene periods.

Key words: Freshwater dinocyst, freshwater lacustrine, palynomorph assemblages, palynofacies, depositional environment, Cuu Long basin.

CHARACTERISATION OF OLIGOCENE PALYNOMORPHS IN THE CUU LONG BASIN AND ITS STRATIGRAPHIC SIGNIFICANCE

Mai Hoang Dam, Nguyen Thi Tham, Nguyen Hoai ChungVietnam Petroleum InstituteEmail: [email protected]


32 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Việc sử dụng tổ hợp bơm ép hóa phẩm nhằm tăng hệ số thu hồi dầu đã được nghiên cứu từ những năm 60 của thế kỷ XX bằng cách thêm dung dịch kiềm (sodium hydroxide - NaOH) vào nước bơm ép [1]. Các nghiên cứu bơm ép kiềm (alkali) trong phòng thí nghiệm được thực hiện bởi Campbell [2] và Johnson [3] với mục tiêu hiểu rõ hơn về ảnh hưởng của alkali đối với hệ số thu hồi dầu. Các nghiên cứu trên cho thấy sự hình thành xà phòng trong môi trường vỉa dầu (in-situ soap) dưới sự kết hợp của alkali và các gốc acid trong dầu thô có tác dụng làm gia tăng sản lượng dầu khai thác. Hill [4] đề xuất khả năng sử dụng dung dịch chất hoạt tính bề mặt (surfactant) như một pha phụ trợ để tăng khả năng thu hồi dầu. Những nghiên cứu sau đó chỉ ra quá trình xà phòng hóa trong điều kiện vỉa giúp ích trong việc giảm sức căng bề mặt pha (Interfacial tension - IFT), mở rộng biên độ để đạt được độ mặn tối ưu (optimum salinity) cho việc hình thành vi nhũ tương [5, 6]. Polymer đã được sử dụng từ những năm 70 của thế kỷ XX bởi Chauveteau [7] và Norton [8] để kiểm soát độ linh động của dung dịch bơm ép. Những nghiên cứu này là nền tảng định hướng cho việc phát triển quá trình thu hồi dầu tăng cường sử dụng dung dịch bơm ép ASP. Một trong những nghiên cứu thực tế về bơm ép ASP được công bố năm 1993 từ giai đoạn thiết kế hóa chất đến việc áp dụng trên mỏ West Kiehl được thực hiện bởi Clark [9].

Trong nghiên cứu này, hệ số thu hồi tăng thêm 15% so với tổng trữ lượng dầu tại chỗ (original oil in place - OOIP).

Đến nay, có nhiều mỏ trên thế giới áp dụng thành công bơm ép ASP để nâng cao hệ số thu hồi dầu từ 15 - 33% như ở mỏ West Kiehl [10], mỏ Daqing [11, 12], mỏ Cambridge Minnelusa [13], mỏ Karamay [14], mỏ Tanner [15]. West Salym [16], thí điểm ở vỉa cát kết Bridgeport, Illinois [17]. Nồng độ các hóa chất trong hỗn hợp ASP thay đổi tùy theo đặc tính mỏ. Thể tích bơm ép dao động từ 20 - 40% PV.

Nhìn chung, khi nồng độ các hóa chất trong hỗn hợp bơm ép ASP cao sẽ đạt được hệ số thu hồi cao. Tương tự, khi thể tích bơm ép lớn lượng dầu thu hồi được sẽ lớn hơn [5]. Tuy nhiên, việc bơm ép tổ hợp hóa phẩm có liên quan đến chi phí khối lượng hóa phẩm và quy trình vận hành bơm ép có ảnh hưởng lớn đến hiệu quả kinh tế của mỏ. Trong tình trạng giá dầu đang ở mức thấp, việc bơm ép tổ hợp hóa phẩm ASP cần được đánh giá toàn diện hơn, chi tiết hơn về khối lượng hóa chất cần dùng, nồng độ và cả thể tích tối thiểu cần bơm để đạt được hệ số thu hồi cao nhất.

Nghiên cứu này được thực hiện nhằm tìm ra thành phần hỗn hợp các hóa chất trong ASP, đồng thời tối đa khả năng tạo vi nhũ tương khi sử dụng lượng hóa chất hợp lý. Ngoài ra, khi công thức hỗn hợp ASP đã được xác định, một chuỗi các thí nghiệm bơm ép với mẫu lõi

Ngày nhận bài: 12/9/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 13/9 - 2/10/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/4/2018.

NGHIÊN CỨU TỐI ƯU TỔ HỢP HÓA PHẨM BƠM ÉP ĐỂ TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU

Phạm Hữu Tài1, Đặng Thành Quý Cường2, Nguyễn Xuân Huy3 Nguyễn Thị Bích Ngọc4, Đỗ Quang Khánh3

1Đại học Dầu khí Việt Nam2Computer Modelling Group Ltd.3Đại học Bách khoa Tp. Hồ Chí Minh4Đại học CalgarlyEmail: [email protected]

Tóm tắt

Bài báo giới thiệu phương pháp bề mặt đáp ứng (Response surface methodology - RSM) để xác định tổ hợp hóa phẩm alkali - surfactant - polymer (ASP) tối ưu và xác định thể tích bơm ép tối thiểu cho mỏ. Kết quả thí nghiệm bơm ép mẫu lõi dựa trên chỉ số thu hồi dầu (recovery factor - RF) cho thấy chất hoạt động bề mặt C11-13 Linear-Alkyl-benzene-sulfonate và DiOctyl-Sulfosuccinate có khả năng tạo tỷ lệ hòa tan cao (khoảng 20) trong điều kiện nước vỉa có độ mặn thấp.

Thể tích tổ hợp hóa phẩm ASP bơm ép hiệu quả được phân tích từ kết quả 10 thí nghiệm bơm ép thu hồi dầu bằng mẫu lõi cát kết Berea. Sau khi bơm ép nước, hệ số bão hòa dầu còn lại Sor trong 10 mẫu lõi có giá trị trung bình là 55%. Khi sử dụng tổ hợp hóa phẩm ASP thiết kế để bơm ép, hệ số thu hồi dầu của mẫu lõi tăng rất nhanh đến khoảng 85% khi tăng thể tích hỗn hợp ASP bơm ép từ 0 lên đến 0,2PV (pore volume). Việc tối ưu công thức ASP và xác định được thể tích bơm ép tối ưu giúp tăng sản lượng thu hồi dầu và giảm chi phí của dự án.

Từ khóa: ASP, hóa phẩm, tăng cường thu hồi dầu, chất hoạt động bề mặt, bơm ép mẫu lõi.

PETROVIETNAM

33DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

được thực hiện để xác định thể tích dung dịch ASP bơm ép tối ưu.

2. Phương pháp nghiên cứu

2.1. Sàng lọc và lựa chọn công thức hóa phẩm

Giếng M-58 khai thác dầu ở độ sâu 2.100ft. Độ nhớt dầu thô ở 25˚C là 1,4cP. Độ mặn nước vỉa khoảng 0,66% khối lượng. Chỉ số acid của dầu là 0,014mg KOH/g dầu.

Mục đích của chuỗi thí nghiệm ASP là tìm ra tổ hợp nồng độ các hóa chất để có thể kết hợp với dầu vỉa hình thành pha micro emulsion và làm giảm sức căng bề mặt giữa 2 pha dầu - nước, hình thành vi nhũ tương ở một độ mặn nhất định. Sức căng bề mặt của vi nhũ tương khi hỗn hợp ở trạng thái cân bằng sẽ đạt giá trị thấp vào khoảng 10-3 mN/m. Giá trị sức căng bề mặt tối thiểu của vi nhũ được Huh [18] nghiên cứu và xác định công thức dự đoán gần đúng vào năm 1983. Sahni [19] và Fortenberry [20] báo cáo sự hiện diện của đồng chất dung môi hữu cơ trong hỗn hợp ASP giúp tăng chất lượng của vi nhũ tương và kiểm soát được điều kiện để trạng thái cân bằng pha. Stoll [21] thí nghiệm kiểm soát thay đổi độ mặn tối ưu bằng cách thay đổi nồng độ Na2CO3 trong hỗn hợp ASP. Vai trò của Na2CO3 trong hỗn hợp là tương tác với gốc acid của dầu thô để hình thành chất hoạt động bề mặt trong điều kiện vỉa. Chất hoạt động bề mặt này được hấp phụ thay vì các chất hoạt động bề mặt được thiết kế trong hỗn hợp hóa phẩm ban đầu [6].

Một chuỗi các thí nghiệm kết hợp của 27 chất hoạt động bề mặt, 3 co-solvent, 2 alkali và 2 polymer được thực hiện để tìm ra sự kết hợp tốt nhất với dầu thô từ giếng M-58 trong tiêu chí nâng cao khả năng hình thành vi nhũ tương với chỉ số hòa tan cao. Độ mặn nước bơm ép được tạo ra với nhiều nồng độ khác nhau và được sử dụng cho tất cả các thí nghiệm. Bảng 1 cho thấy chất hoạt

động bề mặt C11-13 Linear-Alkyl-benzene-sulfonate (LAS) và DiOctyl-Sulfosuccinate (DOSS) cho khả năng hình thành tỷ lệ hòa tan (solubilization ratio) cao (khoảng 16) trong điều kiện độ mặn tương thích với thành phần chất lưu vỉa (khoảng 6.600ppm) đã được chọn để thực hiện các thí nghiệm tiếp theo lấy số liệu đầu vào cho phương pháp tính toán RSM.

2.2. Thiết kế thí nghiệm và tính toán thống kê

Một bộ thí nghiệm được thực hiện với 2 loại chất hoạt động bề mặt (LAS và DOSS) dựa trên mô hình thiết kế thí nghiệm Box-Behnken cho ra 46 trường hợp tương ứng với các tổ hợp hóa phẩm có nồng độ khác nhau. Các thành phần (Factors) gồm: LAS, DOSS, đồng dung môi (TEGBE), alkali (Na2CO3) và muối NaCl. Đối với polymer, HPAM được dùng với nồng độ bảo đảm tỷ số độ linh động được tối ưu theo đề nghị từ các nghiên cứu của Pitts [15] và Sharma [17] nên sẽ không đưa vào mô hình tính toán lần nữa. Mỗi hóa chất sẽ được thí nghiệm ở 3 mức nồng độ thấp, vừa và cao. Tỷ lệ hòa tan đóng vai trò là hàm kết quả tương tác (response) giữa các thành phần, phản ánh sự thay đổi về hóa chất và nồng độ trong thí nghiệm.

Toàn phương bậc 2 (Full-quadratic) với 23 số hạng bao gồm tác động đơn lẻ, tác động bình phương và tác động tương tác của các thành phần đều được xét đến. Từng số hạng sẽ được phân tích và làm rõ ảnh hưởng lên kết quả của mức độ hòa tan. Giá trị thống kê P được dùng để đánh giá mức độ “có nghĩa” (significant) của số hạng. Những số hạng có giá trị P > 0,05 sẽ bị loại bỏ trong quá trình tính toán.

2.3. Thí nghiệm bơm ép trên mẫu lõi

Các mẫu lõi đều được khoan cắt từ một khối đá Berea sandstone có độ thấm tuyệt đối là 500mD và các thông tin mẫu lõi thí nghiệm được thể hiện ở Bảng 2. Các mẫu lõi

Bảng 1. Kết quả thí nghiệm cân bằng pha để chọn lựa chất hoạt động bề mặt

Số lượt thí nghiệm Alkali

Chất hoạt động bề mặt

Nồng độ (%) Dung môi

Khoảng độ mặn thí nghiệm (%)

Tỷ lệ hòa tan tối đa (%)

4 Na2CO3 0,25% LAS 0,48 DEGBE 0,5% 0,5 - 5

6 Na2CO3 0,25% LAS DOSS

0,48 0,32 DEGBE 1% 0,5 - 5 12,5 tại độ mặn 2%

7 Na2CO3 0,5% LAS 0,96 DEGBE 1% 0,5 - 7 13 tại độ mặn 4,5% 8 Na2CO3 2% LAS 0,96 DEGBE 2% 0,5 - 5 13 tại độ mặn 3,5%

14 Na2CO3 4% LAS 0,96 DEGBE 2% 0,5 - 5 13 tại độ mặn 2,5%


0,786 0,128 DEGBE 1% 0,2 - 5 16,4 tại độ mặn 4%


0,094 0,128 TEGBE 0,267% 0,6 - 2,4 12,4 tại độ mặn 1,4%


0,093 0,166 TEGBE 0,205% 0,6 - 1,8

13,5 tại độ mặn 4%

13,39 tại độ mặn 1,4%


34 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Kết quả tính toán tối ưu bằng RSM được thực hiện theo tiêu chí tối đa độ hòa tan. Nồng độ các chất hoạt động bề mặt trong điều kiện tối ưu như sau: LAS 0,3%, DOSS 0,27%. Các thành phần còn lại Na2CO3, TEGBE và NaCl có giá trị lần lượt là 0,8446%, 0,9873% và 0,8235%. Biểu đồ đường đồng mức Hình 2 được vẽ với giá trị chất hoạt động bề mặt thay đổi, còn lại được giữ ở điều kiện tối ưu.

3.2. Tối ưu thể tích bơm ép

Tất cả 10 mẫu lõi đều được bơm ép nước đến khi không còn dầu xuất hiện ở ngõ ra của hệ thống bơm ép trước khi tiến hành bơm ép bằng hỗn hợp ASP đã thiết kế. Giá trị trung bình của dầu dư sau khi bơm ép nước là Sor xấp xỉ 55%.

Thể tích hỗn hợp ASP bơm ép thay đổi từ 0,044PV, (tương đương PV × C = 2,5), đến 1,75, (tương đương PV × C = 100). Chi tiết tương quan thể tích bơm ép và hệ số thu hồi được thể hiện ở Hình 3.

Trong công thức ASP tối ưu được dùng để điều chế dung dịch bơm ép

được xử lý theo cùng một quy trình từ khoan cắt, sấy khô, bão hòa nước, bão hòa bằng dầu thô và được ủ gia nhiệt liên tục 5 ngày đêm ở nhiệt độ 60°C, đến bơm ép nước. Khi bắt đầu thí nghiệm bơm ép ASP, mỗi mẫu lõi sẽ được bơm ép với một lượng dung dịch khác nhau theo thiết kế từ trước nhằm xem xét sự ảnh hưởng của thể tích bơm ép và khả năng thu hồi.

3. Kết quả

3.1. Tối ưu công thức ASP

Giá trị độ hòa tan được dự đoán bằng phương trình với biến số là các số hạng và hệ số trong Bảng 3.

Số hạng Hệ số Std. Err. P value Constant 19,31 0,688433 4.32E-25

LAS 7,07122 0,423804 6.05E-18 DOS 6,4081 0,424399 1.22E-16 Na2 -1,42434 0,423804 0,001931 TEG -1,84125 0,423793 0,000119 NaC -0,79066 0,431991 0,075987

LAS × LAS -3,68336 0,571301 2.27E-07 DOS × DOS -4,33744 0,579206 1.08E-08 Na × Na -4,01085 0,571301 4.21E-08 TEG × TEG -2,81665 0,571435 2.12E-05 NaC × NaC -3,37155 0,586378 1.82E-06 LAS × Na -1,72987 0,847672 0,049103

N = 46 Q2 = 0,909 DF = 34 R2 = 0,95

R2 Adj. = 0,933

22

2

Bảng 3. Danh sách các số hạng và hệ số tương ứng trong phương trình RSM

Đặc điểm Đơn vị Lõi 1 Lõi 2 Lõi 3 Lõi 4 Lõi 5 Lõi 6 Lõi 7 Lõi 8 Lõi 9 Lõi 10

Độ thấm mD 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Chiều dài cm 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3 30,3

Đường kính cm 3,78 3,78 3,78 3,78 3,78 3,78 3,78 3,78 3,78

Thể tích rỗng cc 53,1 52 52,8 49,9 51 54,7 53,7 49,5 51 51

Độ rỗng % 15,62 15,3 15,54 14,68 15,01 16,1 15,8 14,56 15,01 15,01

Bảng 2. Thông tin chung của mẫu lõi Berea sandstone dùng trong thí nghiệm và các thông số ban đầu

Hình 1. Sơ đồ thí nghiệm bơm ép mẫu lõi, được thực hiện ở phòng thí nghiệm Đại học Sejong, Hàn Quốc

Bộ thu mẫu

Bơm ISCO1

Bơm ISCO2

ASP PDIn Vent

Áp kế đầu vào

Áp kế chênh lệch

vào - ra

Vent

Out

Mẫu lõi

Brine

Oil

PETROVIETNAM

35DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

cho mẫu lõi, tổng nồng độ chất hoạt động bề mặt là 0,57%, tỷ lệ LAS:DOSS = 0,3:0,27. Nồng độ các hóa chất còn lại co-solven, alkali, muối và polymer lần lượt là 0,85% khối lượng Na2CO3, 1% khối lượng TEGBE, 0,82% khối lượng NaCl và 0,3% khối lượng HPAM Alcoflood 995.

Tất cả mẫu lõi được bơm ép theo trình tự ASP slug, tiếp theo là polymer drive và sau cùng là nước cho đến khi hoàn toàn không còn dầu xuất hiện ở ngõ ra của hệ thống bơm ép. Thể tích polymer drive được giữ không đổi bằng 0,05PV cho tất cả các mẫu lõi.

Hệ số thu hồi được ghi nhận và vẽ lại như một hàm theo PV. Trong nghiên cứu này, nồng độ của các hóa chất thành phần trong hỗn hợp ASP được giữ không đổi cho các thí nghiệm bơm ép trên mẫu lõi. Sự thay đổi PV được đánh giá như sự thay đổi của

tích PV × C. Đồ thị của hệ số thu hồi được thể hiện trong Hình 3.

Đường cong của hệ số thu hồi được phân tích để tìm thể tích bơm ép hiệu quả. Trên đồ thị, đường hệ số thu hồi được chia ra thành 3 đoạn. Đoạn đầu tiên từ 0 - 17% PV, đoạn này được đặt tên là bơm ép hiệu quả (effective flooding). Trong đoạn này, một đường hồi quy tuyến tính bằng phương pháp bình phương cực tiểu được dựng để tìm mối liên hệ giữa thể tích bơm ép và hệ số thu hồi. Hệ số góc của đường hồi quy này là 2,3 với phương trình Rf1 như sau:

Rf1 = 2,3003PV + 44,108

Đoạn sau cùng nằm trong vùng PV > 34%, tạm gọi là bơm ép không hiệu quả (ineffective flooding). Hệ số góc đường hồi quy tuyến tính thứ 2 trong đoạn này có giá trị khoảng 0,0208 và được xác định theo phương trình Rf3 như sau:

Rf3 = 0,0208PV + 88,184

Đoạn 2 được chọn từ 17 - 34% PV, gọi là vùng chuyển tiếp (transition area). Hệ số góc của 2 đường hồi quy giảm đáng kể trong vùng này từ 2,3 xuống còn 0,0208.

Điểm thể tích bơm ép hiệu quả được xác định bằng giao điểm của hai đường hồi quy và nằm trong vùng chuyển tiếp. Giá trị thể tích hiệu quả được tính PVeff = 0,19 tương ứng với PV × C = 11,2. Hệ số thu hồi đạt mức 88,5% tại điểm này.

4. Kết luận

Nồng độ chất hoạt động bề mặt trong dung dịch ASP cao không bảo đảm sẽ tạo được độ hòa tan cao. Sử dụng RSM trong tính toán tối ưu, dự đoán lượng hóa chất cần thiết trong hỗn hợp ASP và nước bơm ép với dầu vỉa có thể tìm được hỗn hợp tạo ra một trạng thái cân bằng với tỷ lệ hòa tan tốt nhất.

Với cùng loại chất hoạt động bề mặt, nhưng tỷ lệ nồng độ mỗi chất hoạt động bề mặt khác nhau trong hỗn hợp sẽ tạo nên lượng vi nhũ tương khác nhau. Với điều kiện nồng độ các hóa chất không thay đổi, co-surfactant DOS sẽ làm tăng khả năng phản ứng của chất hoạt động bề mặt chính với một tỷ lệ nhất định.

Sự thành công của phương pháp mới trong việc tạo ra được tỷ lệ hòa tan cao hơn với sử dụng

Tỷ lệ hòa tan tối đatại độ mặn 0,8446% Na2CO3

0,9873% TEGBE 0,8235% NaCl

0,30

0,25

DO

S

0,20

0,15

0,10

0,05

0

0 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30LAS

,

,

,,

,,

,,

,

y = 0,0208x + 88,184R² = 0,934

y = 2,3003x + 44,108R² = 0,9926

40

50

60

70

80

90

100

0 50 100 150 200

Hệ

số th

u hồ

i (%

)

PV bơm ép (%)

Tương quan hệ số thu hồi và thể tích ASP bơm ép

Hình 3. Đồ thị hệ số thu hồi theo PV bơm ép

Hình 2. Cực trị RSM của độ hòa tan


36 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

nồng độ các chất hoạt động bề mặt và cosolvent tối thiểu. Việc giảm lượng hóa chất bơm ép tạo cơ hội lớn về tiết kiệm chi phí cho giai đoạn thu hồi tăng cường.

Với một mỏ và dầu nhất định sẽ ứng với một công thức ASP và một thể tích bơm ép để có được hiệu quả tốt nhất.


1. G.R.Scott, H.N.Collins, D.L.Flock. Improving waterflood recovery of viscous crude oils by chemical control. Journal of Canadian Petroleum Technology. 1965; 4(4): p. 243 - 251.

2. Thomas C.Campbell, Paul H.Krumrine. Laboratory studies on alkaline water flooding. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA. 23 - 26 September, 1979.

3. J.R.Johnson, K.Dehghani, D.B.Hawkins. Caustic consumption by kaolinite and quartz and their mixtures at temperatures up to 120°C. Society of Petroleum Engineers. 1988.

4. H.J.Hill, J.Reisberg, G.L.Stegemeier. Aqueous surfactant systems for oil recovery. Journal of Petroleum Technology. 1973; 25(2): p. 186 - 194.

5. Shunhua Liu, Robert Feng Li, Clarence A.Mille, George J.Hirasaki. ASP Process: Wide range of conditions for good recovery. SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA. 20 - 23 April, 2008.

6. George Hirasaki, Clarence A.Miller, Maura Puerto. Recent advances in surfactant EOR. Society of Petroleum Engineers. 2011; 16(4): p. 889 - 907.

7. G.Chauveteau, N.Kohler. Polymer flooding: The essential elements for laboratory evaluation. SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma. 22 - 24 April, 1974.

8. Charles J.Norton, David O.Falk. Synergism in thickened water systems for improved oil recovery. Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas, USA. 28 September - 1 October, 1975.

9. S.R.Clark, M.J.Pitts, S.M.Smith. Design and application of an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl field. SPE Advanced Technology. 1993; 1(1): p. 172 - 179.

10. J.J.Meyers, M.J.Pitts, Kon Wyatt. Alkaline-surfactant-polymer flood of the West Kiehl, Minnelusa Unit. SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA. 22 - 24 April, 1992.

11. Gao Shutang, Li Huabin, Yang Zhenyu, M.J.Pitts, Harry Surkalo, Kon Wyatt. Alkaline/surfactant/polymer pilot performance of the West Central Saertu, Daqing oil field. SPE Reservoir Engineering. 1996; 11(3): p. 181 - 188.

12. Jiecheng Cheng, Di Wu, Wenjie Liu, Xiangchun Meng, Fuxiang Sun, Fengling Zhao, Qiushi Zhao, Neng Jiang. Field application of chelatants in the handling of ASP-Flooding produced fluid. SPE Projects, Facilities & Construction. 2011; 6(3): p.115 - 123.

13. Jay Vargo, Jim Turner, Vergnani Bob, Malcolm J.Pitts, Kon Wyatt, Harry Surkalo, David Patterson. Alkaline-surfactant-polymer flooding of the Cambridge Minnelusa field. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2000; 3(6): p. 552 - 558.

14. Qiao Qi, Hongjun Gu, Dongwen Li, Ling Dong. The pilot test of ASP combination flooding in Karamay oil field. International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing, China. 7 - 10 November, 2000.

15. Malcolm John Pitts, Phillip Dowling, Kon Wyatt, Harry Surkalo, Kenneth Charles Adams. Alkaline-surfactant-polymer flood of the Tanner field. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA. 22 - 26 April, 2006.

16. Y.E.Volokitin, I.N.Koltsov, M.Ya.Evseeva, O.A.Nurieva, I.S.Akhatov, L.A.Kovaleva, R.R.Zinnatullin, M.V.Mavletov, F.H.Kudasheva. Experimental studies of surfactant adsorption under conditions of ASP flooding at West Salym field. SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia. 14 - 16 October, 2014.

17. Abhinav Sharma, Alex Azizi-Yarand, Bryan Clayton Greg Baker, Patrick Mckinney, Christopher Britton, Mojdeh Delshad, Gary Pope. The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2013; 16(4): p. 423 - 431.

18. Chun Huh. Equilibrium of a microemulsion that coexists with oil or brine. Society of Petroleum Engineers Journal. 1983; 23(5): p. 829 - 847.

19. Vinay Sahni, Robert Matthew Dean, Chris Britton, Do Hoon Kim, Upali Weerasooriya. The role of co-solvents and co-surfactants in making chemical floods robust. SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA. 24 - 28 April, 2010.

20. Robert Fortenberry, Do Hoon Kim, Nabijan Nizamidin, Stephanie Adkins, Gayani W.P.Pinnawala

PETROVIETNAM

37DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Arachchilage, Hee Song Koh, Upali Weerasooriya, Gary A.Pope. Use of cosolvents to improve alkaline/polymer flooding. Society of Petroleum Engineers Journal. 2015; 20(2): p. 255 - 266.

21. Martin Stoll, Hamad Al-Shureqi, Jose Finol, Said Amor Al-Harthy, Stella Nneamaka Oyemade, Alexander

de Kruijf, John N.M.Van Wunnik, Fred Arkesteijn, Ron Bouwmeester, Marinus J.Faber. Alkaline-surfactant-polymer flood: From the laboratory to the field. SPE EOR Conference at Oil & Gas West Asia, Oman. 11 - 13 April, 2010.

Summary

The paper introduces an approach to optimise the concentration of chemicals in a mixture of alkaline - surfactant - polymer (ASP) and minimum injected pore volume by using response surface methodology. The study of recovery factor by flooding experiments showed the combination of C11-13 linear alkyl benzene sulfonate and dioctyl sulfosuccinate formed high solubilisation ratio (about 20%) in low salinity reservoir.

The minimum injected pore volume was analysed from flooding results of 10 Berea sandstone cores. The average oil saturation of cores was about 55% after water flooding. With the optimised mixture of ASP, the recovery increased significantly up to 85% when the injected pore volume rose from 0 to 0.2 pore volume. The process of optimising the ASP solution and the minimum injected volume would reduce costs for the tertiary stage and boost the recovery production.

Key words: ASP, chemical, enhanced oil recovery, surfactant, core flooding.

OPTIMISATION OF CHEMICAL SYSTEMS FOR INJECTION TO ENHANCE OIL RECOVERY

Pham Huu Tai1, Dang Thanh Quy Cuong2, Nguyen Xuan Huy3 Nguyen Thi Bich Ngoc4, Do Quang Khanh3

1Petrovietnam University2Computer Modelling Group Ltd.3Ho Chi Minh City University of Technology4University of CalgarlyEmail: [email protected]


38 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Lò hơi 10B8001 của Nhà máy Đạm Phú Mỹ do

MACCHI (Italia) chế tạo với công suất thiết kế 140 tấn/

giờ hơi quá nhiệt cao áp (nhiệt độ 380 ± 5oC, áp suất 39

± 0,5barg). Hơi nước sản xuất từ lò hơi 10B8001 kết hợp

cùng với hơi nước cao áp từ Phân xưởng Ammonia được

cấp đến mạng hơi nước cao áp của Nhà máy Đạm Phú

Mỹ, cấp cho các turbine hơi để chạy động cơ bơm, máy

nén và là hơi công nghệ làm nguyên liệu cho Phân xưởng

Ammonia thực hiện phản ứng reforming tạo khí tổng

hợp nhằm sản xuất amoniac. Ngoài ra, lò hơi 10B8001 còn đóng vai trò điều tiết cân bằng mạng hơi trong quá trình khởi động, ngừng máy và vận hành bình thường của Nhà máy Đạm Phú Mỹ nhờ vào công suất thiết kế của lò và điều tiết cấp độ hơi từ cao đến thấp thông qua các trạm tiết lưu/giảm áp (let-down station) hơi nước. Khi vận hành bình thường (normal operation) và mạng hơi nước cân bằng, phụ tải lò hơi vận hành với công suất khoảng 70 tấn/giờ [1].

Lò hơi 10B8001 là dạng thiết bị kiểu ống nước (water tube boiler) tuần hoàn tự nhiên, được thiết kế với một bao

Ngày nhận bài: 20/10/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/10 /2017 - 16/3/2018. Ngày bài báo được duyệt đăng: 6/4/2018.

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ SỬ DỤNG NHIỆT VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƯU NĂNG LƯỢNG TẠI HỆ THỐNG LÒ HƠI PHỤ TRỢ 10B8001

CỦA NHÀ MÁY ĐẠM PHÚ MỸ Lê Hồng Nguyên1, Lê Thanh Phương1 Đặng Thị Tuyết Mai1, Nguyễn Minh Hiếu2

1Viện Dầu khí Việt Nam2Nhà máy Đạm Phú MỹEmail: [email protected]

Tóm tắt

Hệ thống lò hơi phụ trợ 10B8001 đóng vai trò cấp và duy trì cân bằng mạng hơi nước cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ. Số liệu vận hành cho thấy lò hơi hoạt động tại ngưỡng nhiệt độ và công suất nhiệt rất cao, tiêu thụ nhiều khí nhiên liệu, là thiết bị có mức độ tiêu hao năng lượng lớn hơn so với các thiết bị nhiệt khác trong Nhà máy Đạm Phú Mỹ.

Nhóm tác giả đã đánh giá thực trạng vận hành, tính toán hiệu suất sử dụng nhiệt, phân tích ảnh hưởng của điều kiện vận hành lò hơi đến mức độ tổn thất năng lượng, phân tích các tiềm năng tối ưu năng lượng và đề xuất các nhóm giải pháp hiệu chỉnh, tối ưu thông số vận hành cũng như cải hoán, nâng cấp hệ thống thiết bị; từ đó giúp giảm chi phí vận hành và nâng cao hiệu quả hoạt động của lò hơi nói riêng và Nhà máy Đạm Phú Mỹ nói chung.

Từ khóa: Lò hơi phụ trợ, hiệu suất sử dụng nhiệt, tổn thất năng lượng, tiết kiệm năng lượng.

Hình 1. Mô hình bố trí 3D và sơ đồ điều khiển quá trình cháy của lò hơi 10B8001 (Nguồn: MACCHI, PVFCCo)

PETROVIETNAM

39DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

hơi (steam drum) và một bao nước (water drum), đáy có giá đỡ, buồng đốt áp suất nhỏ với thành trong buồng đốt được tạo thành bằng các ống nước, rút nước hoàn toàn. Nhiên liệu sử dụng là khí thiên nhiên hoặc khí đồng hành (sau khi tách khí ngưng tụ - condensate) có thành phần tương tự như khí nguyên liệu đầu vào của Nhà máy Đạm

Phú Mỹ. Lò hơi được trang bị hệ thống điều khiển vận hành tự động từ hệ thống DCS chung của Nhà máy và hệ thống tự động bảo vệ BMS (Burner Managing System) lập trình PLC để đảm bảo vận hành an toàn và linh hoạt. Béc đốt sử dụng công nghệ phát thải NOx thấp (low NOx), được bố trí trên thành lò và tạo ngọn lửa cháy theo hướng ngang.

1 Công suất nhiệt (MW) 112,11 2 Dạng lò Lò hơi ống nước 3 Economizer Có 4 Gia nhiệt không khí (APH) Không 5 Hiển thị và điều khiển hàm lượng O2 dư trong khói thải Có 6 Số trống 2 7 Tuần hoàn Tự nhiên 8 Sắp xếp Thẳng đứng 9 Lắp đặt Ngoài trời

10

Thông số dòng vào Nhiệt độ nước cấp lò hơi (oC) 130 Tính chất nước cấp lò hơi (BFW) pH ở nhiệt độ 25oC > 9 Độ dẫn điện ở 25oC (µS/cm) < 0,02 Silica (SiO2) (ppm khối lượng) < 0,02 Sắt (ppm khối lượng) < 0,02 Đồng (ppm khối lượng) < 0,003 O2 (ppm khối lượng) < 0,01

11

Thông số dòng ra Nhiệt độ (oC) 380 Áp suất (barg) 39 Công suất hơi (tấn/giờ) 140

12

Thông số thiết kế bộ phận đốt của lò hơi Nhiên liệu đốt Khí đốt (chế độ GPP/AMF) Kích thước (m) 9,56 x 3,89 x 6,35 Số béc đốt (burner) 4 Loại béc đốt NOx thấp Loại đánh lửa Điện Công suất béc đốt (MMkcal/giờ) 26,50 Diện tích tường nước lò đốt (m2) 194 Diện tích ống (m2) N/A Thể tích lò đốt (m3) 236

13 Thông số thiết kế thiết bị quá nhiệt Diện tích gia nhiệt phía nóng (m2) 70 Diện tích gia nhiệt phía lạnh (m2) 60

14

Thông số thiết kế thiết bị Economizer Phân bố Nằm ngang Kích thước: dài x rộng x cao (mm) 1.860 x 5.620 x 2.000 Diện tích bề mặt (m2) 2780 Vật liệu SA-210 A-1 Đường kính ngoài x độ dày (mm) 51,0 x 3,2 Số ống/hàng 22

15

Thông số thiết kế bao hơi và bao nước của lò hơi Bao hơi Bao nước Độ dày/vật liệu 60mm/SA-516 gr.70 50mm/SA-516 gr.70 Thể tích (m3) 16,8 6,5 Đường kính trong x chiều dài (mm) 1.380 x 10.800 900 x 10.000 Áp suất vận hành (barg) 51 51 Nhiệt độ vận hành (oC) 291 291 Dạng đầu Elip Bán cầu

Bảng 1. Thông số thiết kế chính của lò hơi 10B8001 (Nguồn: Nhà máy Đạm Phú Mỹ, PVFCCo)


40 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Quạt cấp không khí cho lò (không khí đốt cháy nhiên liệu) là quạt đẩy cưỡng bức (FD - Forced Draft) được dẫn động bằng turbine hơi vận hành thường xuyên sử dụng hơi nước cao áp và dẫn động bằng motor điện ở trạng thái dự phòng (stand by) [2, 3]. Thông số thiết kế chính của hệ thống lò hơi 10B8001 được trình bày trong Bảng 1.

Nhìn chung, để nâng cao hiệu quả sử dụng nhiệt, trong thiết kế ban đầu hệ thống lò hơi tại Nhà máy Đạm Phú Mỹ có trang bị thiết bị Economizer (bộ thu hồi nhiệt nhằm thu hồi nhiệt hữu ích trong dòng khói lò để gia nhiệt nước cấp lò hơi trước khi đi đến ống khói) và bộ phân tích O2 tự động kết nối với điều khiển DCS để kiểm soát hàm lượng O2 dư trong khói thải. Do đặc thù tính chất của khí nhiên liệu nên lò hơi 10B8001 không trang bị thiết bị tiền gia nhiệt không khí vào lò (Air Preheater - APH) hoặc thiết bị tiền gia nhiệt khí nhiên liệu.

2. Các yếu tố chính ảnh hưởng đến hiệu suất nhiệt của lò hơi

Hiệu suất nhiệt lò hơi (boiler heat efficiency) được định nghĩa là “% (nhiệt) năng lượng đầu vào được sử dụng hiệu quả để tạo ra hơi nước” [4].

Thông thường, giá trị hiệu suất nhiệt và các dạng tổn thất năng lượng trong hệ thống lò hơi có thể liên quan đến quá trình đốt cháy, truyền nhiệt, các tổn thất có thể tránh khỏi, tiêu thụ điện phụ trợ cao, chất lượng nước cấp BFW và xả đáy [5, 6]. Nhóm yếu tố ảnh hưởng chính đến hiệu suất nhiệt của lò hơi 10B8001 được xem xét gồm:

- Hàm lượng O2 dư trong khói thải: Khi hàm lượng O2 dư trong khói thải cao sẽ dẫn đến lưu lượng không khí dư cao gây mất nhiệt theo khói thải và tiêu hao năng lượng cho quạt không khí. Năng lượng tổn thất của lò hơi 10B8001 chủ yếu do yếu tố này và việc tối ưu hóa khá dễ dàng và ít tốn kém;

- Nhiệt độ khói thải của lò: Khi nhiệt độ khói lò cao kết quả là tổn thất năng lượng (mất nhiệt) theo khói thải. Với điều kiện thiết kế an toàn về ăn mòn thiết bị của lò và phải lắp đặt thêm bộ thu hồi nhiệt nếu muốn tận dụng nhiệt dư từ khói lò để gia nhiệt không khí. Vì vậy xét về chi phí đầu tư là khá nhiều;

- Dòng xả đáy Blowdown: Khi lượng xả đáy tăng dẫn đến tổn thất về năng lượng (nước xả đáy nhiệt độ cao), tổn thất về chất (tổn thất nước cấp lò hơi) và tổn thất hóa chất. Năng lượng, nước cấp lò hơi và hóa chất

tổn thất của lò có thể khống chế dễ dàng bằng vận hành tối ưu và không tốn kém.

Trong bài báo này, nhóm tác giả chủ yếu đánh giá yếu tố không khí dư (hàm lượng O2 dư trong khói thải của lò hơi 10B8001) là yếu tố có tiềm năng cao để tối ưu, phương thức thực hiện và chi phí đầu tư ước tính ở mức vừa phải. Các yếu tố liên quan đến lượng không khí dư cần xét đến gồm quạt không khí và bộ phân tích hàm lượng O2 dư trong khói thải (Excess oxygen online analyzer).

3. Đánh giá thực trạng vận hành và mức độ thất thoát năng lượng của lò hơi 10B8001 liên quan đến hàm lượng O2 dư trong khói thải

3.1. Nguyên nhân gây tổn thất năng lượng đối với lò hơi 10B8001

Lượng không khí dư (thể hiện qua hàm lượng O2 dư trong dòng khói thải) là một trong những yếu tố chính gây tổn thất năng lượng, làm giảm hiệu suất sử dụng nhiệt của lò hơi.

Hình 2. Mối liên hệ giữa hàm lượng O2 trong khói thải với lượng nhiên liệu tiêu tốn và hiệu suất lò (Nguồn: Nhà máy Đạm Phú Mỹ, GSFC - Ấn Độ, Cosmo Oil - Nhật Bản)

Hình 3. Hệ thống phân tích và điều khiển hàm lượng O2 trong khói lò (Nguồn: Tập đoàn Yokogawa, 2017)

PETROVIETNAM

41DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong vận hành thực tế, một lượng dư không khí nhất định được duy trì trong buồng đốt để đảm bảo nhiên liệu cháy hết. Tuy nhiên, nếu hàm lượng O2 dư trong khói thải quá cao đồng nghĩa với việc lượng không khí vào lò lớn hơn nhiều so với lượng yêu cầu sẽ dẫn đến tiêu tốn nhiệt để nâng nhiệt độ không khí lên mức đảm bảo đáp ứng quá trình cháy, ngoài ra lượng nhiệt thất thoát từ khói lò hơi cũng lớn hơn [7]. Mối quan hệ giữa các yếu tố quan trọng của lò hơi được thể hiện trong Hình 2.

Theo khuyến cáo của UNIDO (Tổ chức hỗ trợ công nghiệp Liên hợp quốc) và Công ty Dầu Cosmo (Nhật Bản), trong điều kiện vận hành bình thường thì hàm lượng O2 dư trong khói thải nên dao động quanh giá trị 2% thể tích (khí khô) hay tương đương với 10% không khí dư là điểm vận hành tối ưu nhất về năng lượng [8] và an toàn cho thiết bị. Ngoài ra khi vận hành phụ tải càng thấp thì không khí dư càng tăng nhằm đảm bảo an toàn cho thiết bị và hệ số này tùy thuộc vào loại lò, nhiên liệu và giá trị cài đặt trong bộ điều khiển phụ tải (Hình 2). Đối với lò hơi 10B8001, hàm lượng O2 dư trong khói

thải dao động trong khoảng giá trị 3,52 - 4,56% thể tích (khí khô). Con số này cao hơn so với mức tối ưu khuyến cáo là do lưu lượng không khí đốt lò lớn dẫn đến tiêu hao nhiệt vô ích tăng lên. Qua đó, tiêu hao nhiên liệu (khí thiên nhiên) tăng và năng lượng tiêu thụ cho quạt cũng sẽ lớn hơn so với thiết kế, tổn thất năng lượng theo khói thải, năng lượng để nâng nhiệt cho không khí khi vào lò và hơi nước cấp cho turbine hơi của quạt khói.

Để kiểm soát hàm lượng O2 dư trong khói thải lò hơi, giải pháp thực hiện là xây dựng quy trình kiểm soát lượng không khí đốt lò và xác định hiệu quả của quá trình kiểm soát này bằng cách lắp đặt bộ phân tích khói lò hoặc bộ phân tích - điều khiển tự động hàm lượng O2 theo lưu lượng khí nguyên liệu đầu vào [7]. Một ví dụ thể hiện nguyên lý hoạt động của bộ phân tích, kiểm soát tự động hàm lượng O2 được thể hiện trong Hình 3. Trong đó, tín hiệu từ bộ phân tích khói lò sẽ được truyền đến bộ điều khiển phức hợp kiểm soát lưu lượng không khí bằng cách điều chỉnh độ mở van khống chế lưu lượng không khí đi vào buồng đốt lò hơi.

3.2. Thực trạng vận hành

Số liệu vận hành trung bình của lò hơi 10B8001 tại Nhà máy Đạm Phú Mỹ từ năm 2014 đến tháng 6/2017 cho thấy, khi vận hành bình thường, các thông số của lò hơi khá ổn định và hàm lượng O2 dư trong khói lò dao động từ 3,52% đến 4,56% thể tích (khí khô), cao hơn nhiều so với giá trị thiết kế lò hơi.

Như vậy, trong điều kiện vận hành bình thường của lò hơi với mức phụ tải ổn định, nhóm tác giả xác định yếu tố có thể làm tăng tổn thất năng lượng của lò hơi có liên quan đến thông số hàm lượng O2 trong dòng khói thải chưa được tối ưu (cao hơn giá trị thiết kế tương ứng với mức phụ tải hoạt động).

3.3. Tính toán hiệu suất nhiệt và mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001

Để đánh giá chính xác hiệu quả sử dụng nhiệt và phân tích các yếu tố gây tổn thất năng lượng tại lò hơi 10B8001, nhóm tác giả kết hợp tính toán hiệu suất nhiệt của lò hơi bằng phương pháp ASME PTC4 và tính toán mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi bằng mô hình tính toán chuyên dụng ở điều kiện thiết kế (phụ tải tối đa 140 tấn/giờ) và điều kiện vận hành bình thường của lò hơi (khoảng 70 tấn/giờ).

TT Tính chất Đơn vị Giá trị I Nhiệt do các cấu tử mang vào lò hơi

I.1 ekkk % 0,068 I.2 eẩm % 0,03 I.3 enl % 0,096

Tổng (I.1 + I.2 + I.3) % 0,166 II Nhiệt mất mát của lò hơi

II.1 ekk % 5,393 II.2 eH2O % 0,000 II.3 eH2 % 10,701 II.4 eam % 0,197 II.5 ebức xạ

(*) % 1,300

II.6 euncou(*)

% 1,200 Tổng (II.1 + II.2 + II.3 + II.4 + II.5 + II.6) % 18,625

III Hiệu suất nhiệt lò hơi III.1 Tính theo nhiệt trị cháy cao, eHHVF % 81,374 III.2 Tính theo nhiệt trị cháy thấp, eLHVF % 90,185

(*) Giả định theo tài liệu thiết kế lò hơi

Hình 4. Số liệu vận hành thực tế hàm lượng O2 dư trong khói thải của lò hơi 10B8001 (giai đoạn 2014 - 2017) (Nguồn: Nhà máy Đạm Phú Mỹ)

Bảng 2. Kết quả tính toán hiệu suất nhiệt lò hơi 10B8001


42 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

3.3.1. Tính toán hiệu suất nhiệt lò hơi 10B8001

Phương pháp ASME PTC4 do Hiệp hội Kỹ sư Cơ khí Mỹ (ASME) đề xuất để tính toán hiệu suất nhiệt của lò hơi với độ chính xác cao và được sử dụng phổ biến trên toàn thế giới, có xem xét yếu tố mất nhiệt và được sử dụng để theo dõi, kiểm tra tình trạng vận hành lò [9].

Hiệu suất nhiệt lò hơi tính được bằng công thức:

e = 100 + (ekkk + eẩm + enl) – (ekk + eH2O

+ eH2 + eam + ebức xạ + euncou)

Trong đó:

e: Hiệu suất nhiệt lò hơi (%);

ekkk: Tỷ lệ nhiệt do không khí mang vào (%);

eẩm: Tỷ lệ nhiệt do lượng ẩm trong không khí mang vào (%);

enl: Tỷ lệ nhiệt do bản thân dòng nhiên liệu mang vào (%);

ekk: Tỷ lệ nhiệt mất mát theo khói thải khô (%);

eH2O: Tỷ lệ nhiệt mất mát do nước trong nhiên liệu (%);

eH2: Tỷ lệ nhiệt mất mát do đốt cháy hydro trong nhiên

liệu (%);

eam: Tỷ lệ nhiệt mất mát do hơi nước trong không khí (%);

ebức xạ: Tỷ lệ nhiệt mất mát do bức xạ (%);

euncou: Tỷ lệ nhiệt mất mát không tính được (%).

Kết quả tính toán hiệu suất nhiệt lò hơi 10B8001 dựa vào số liệu vận hành thực tế được trình bày trong Bảng 2.

Kết quả tính toán cho thấy hiệu suất nhiệt của lò hơi 10B8001 ở mức 81,37% (tính theo nhiệt trị cao - HHV) và 90,18% (tính theo nhiệt trị thấp - LHV). Mức này tương đối cao khi tính theo phương pháp ASME PTC4. Tuy nhiên, mức này cũng thấp hơn hiệu suất của một số nhà máy khác trên thế giới (với cùng loại và phương pháp tính) và vẫn còn khả năng tối ưu hiệu suất nhiệt của lò hơi 10B8001. Ngoài ra, phụ thuộc vào thiết kế và chế độ vận hành của lò hơi đặc biệt ở phụ tải thấp, cần xem xét tính toán chi tiết các thông số của lò hơi ở phụ tải vận hành bình thường và các yếu tố liên quan để tối ưu vận hành lò hơi, tiết kiệm năng lượng.

3.3.2. Tính toán mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001

- Xây dựng mô hình tính toán và kiểm chứng độ tin cậy của mô hình

Mô hình tính toán mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001 và quá trình kiểm chứng tính phù hợp của mô hình với số liệu thiết kế và số liệu thực tế vận hành được thực hiện như sau:

+ Sử dụng công cụ tính toán chuyên dụng do nhóm tác giả xây dựng;

+ Xây dựng mô hình lò hơi 10B8001 theo kịch bản thiết kế dựa vào tài liệu dữ liệu thiết bị của nhà cung cấp (Vendor mechanical data sheet) để nhập dữ liệu đầu vào (input data) các thông số thiết bị trao đổi nhiệt, béc đốt, bao hơi (steam drum)… và chạy kiểm chứng lại mô hình so với các thông số công nghệ trong dữ liệu thiết bị của nhà cung cấp với sai số < 5% trước khi đưa vào tính toán ở điều kiện số liệu vận hành thực tế [10].

Trong quá trình xây dựng mô hình tính toán (Hình 5), nhóm tác giả sử dụng các giả thuyết sau:

+ Chiều dày các ống trao đổi nhiệt không thay đổi so với thiết kế và không có ăn mòn nghiêm trọng cũng như sự cố quá nhiệt;

+ Không có biến dạng tại các ống trao đổi nhiệt (cong, võng hoặc bị oxy hóa);

+ Trở nhiệt (heat resistance) bên trong và bên ngoài ống trao đổi nhiệt theo đúng thiết kế;

+ Lò hơi, buồng đốt và các thiết bị phụ trợ được bảo trì bảo dưỡng theo đúng yêu cầu của nhà cung cấp;

+ Béc đốt và chiều cao ngọn lửa vận hành ổn định theo đúng số liệu thiết kế tại các mức phụ tải khác nhau của lò hơi;

+ Hệ thống đồng hồ đo, van điều khiển, hệ thống BMS vận hành ổn định ở các mức phụ tải của lò hơi.

Sau khi xây dựng mô hình tiến hành chạy ở các điều kiện phụ tải khác nhau, kết quả thu được từ mô hình tính toán so với giá trị thiết kế ở phụ tải 50% (70 tấn hơi nước/giờ) thể hiện trong Bảng 3.

Với sai số giữa mô hình tính toán và số liệu thiết kế rất thấp (< 5%), mô hình đã thiết lập có độ tin cậy cao và hoàn toàn có thể được sử dụng để tính toán, đánh giá tình trạng thực tế vận hành của lò hơi 10B8001.

- Kết quả tính toán mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001

Nhóm tác giả xây dựng 3 mô hình tính toán để đánh giá mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001 ở công suất thiết kế 100% phụ tải (140 tấn/giờ) và kiểm tra ở

(1)

PETROVIETNAM

43DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Hình 5. Mô hình tính toán dựa trên số liệu thiết kế (Trường hợp 1 - Mô hình dùng để kiểm chứng)

TT Thông số công nghệ Số liệu thiết kế

Kết quả thu được từ mô hình

Sai số (%)

Ghi chú

1. Dòng nước cấp/hơi nước 1.1 Tải hoạt động của lò hơi (%MCR) 50,0 50,02 0,04 1.2 Công suất hơi (kg/giờ) 70.000 70.029 0,04 1.3 Lưu lượng xả đáy (kg/giờ) 700 700,29 0,04 Mức xả đáy 1% 1.4 Lưu lượng tổng BFW (kg/giờ) 70.700 70.729 0,04 2. Quá trình đốt cháy nhiên liệu 2.1 Nhiệt trị cháy dòng khí đốt, LHV Giá trị cố định

Tính theo kcal/Nm3 9.764 9.764 0,00 Tính theo kJ/Nm3 40.879,9 40.879,9 0,00

2.2 Lượng khí đốt tiêu thụ (kg/giờ) 4.058,0 4.058,0 0,00 Giá trị cố định 2.3 Công suất cháy (MW) 55,29 55,292 0,00

2.4 Nhiệt độ dòng không khí (oC) 26,9 26,9 0,00 Giá trị cố định 2.5 Độ ẩm không khí đốt lò (%) 82 82 0,00 Giá trị cố định 2.6 Không khí dư tại béc đốt (%) 15 15 0,00

2.7 O2 trong khói lò (% thể tích, tính theo khí khô) 2,972 2,996 0,81

3. Lưu lượng dòng không khí/dòng khí đốt (kg/giờ) 3.1 Tổng lưu lượng không khí đốt lò 79.710 79.710 0,00 Giá trị cố định 3.2 Lưu lượng dòng khí đốt 83.770 83.768 0,00

4. Nhiệt độ dòng khói lò (oC) 4.1 Theo lý thuyết (trong buồng đốt) 1.780 1.785 0,28

4.2 Tại đầu vào bộ quá nhiệt 1.158 1.158 0,00

4.3 Tại đầu ra bộ quá nhiệt 915,0 913,5 -0,16

Bảng 3. Kết quả so sánh, kiểm chứng mô hình tính toán lò hơi 10B8001


44 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Bảng 3. Kết quả so sánh, kiểm chứng mô hình tính toán lò hơi 10B8001 (tiếp theo)

TT Thông số công nghệ Số liệu thiết kế

Kết quả thu được từ mô hình

Sai số (%) Ghi chú

4.4 Tại đầu ra bộ hóa hơi 331 333 0,60

4.5 Tại đầu ra bộ Economizer 164 163,9 -0,06

5. Nhiệt độ dòng nước/hơi nước (oC) 5.1 BFW tại đầu vào thiết bị Economizer 130 130 0,00 Giá trị cố định 5.2 Nước tại đầu ra thiết bị Economizer 186 186 0,00

5.3 Hơi nước bão hòa tại trống hơi 253 252.8 -0,08

5.4 Nhiệt độ hơi nước tại đầu ra bộ quá nhiệt sơ cấp 329 330 0,30

5.5 Nhiệt độ hơi nước tại đầu vào bộ quá nhiệt thứ cấp 287 298 3,83

5.6 Nhiệt độ hơi nước tại đầu ra bộ quá nhiệt thứ cấp 380 380 0,00

6. Áp suất dòng nước/hơi nước (barg) 6.1 Dòng hơi nước 39 39 0,00

6.2 Dòng hơi tại trống hơi 40,6 40,64 0,10

6.3 BFW 52,8 52,8 0,00 Giá trị cố định 7. Áp suất dòng khói lò (mmH2O) 7.1 Tại buồng đốt 90 90,1 0,11 7.2 Tại đầu ra lò hơi 21 21 0,00 7.3 Tại ống khói 0 0 0,00

Hình 6. Trường hợp 2 - Sử dụng số liệu thực tế

PETROVIETNAM

45DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

trường hợp thiết kế 50% phụ tải (70 tấn/giờ). Kết quả tính toán trong trường hợp lò hơi vận hành tại phụ tải khoảng 70 tấn/giờ bao gồm:

- Trường hợp thiết kế: hàm lượng O2 dư 2,972% thể tích (theo giá trị thiết kế) (Hình 5);

- Trường hợp thực tế: hàm lượng O2 dư 3,188% thể tích (phụ tải thực tế) (Hình 6);

- Trường hợp tối ưu: hàm lượng O2 dư 2,50% thể tích (phương án tối ưu hàm lượng O2 dư) (Hình 7).

Đặc tính của lò hơi và thông số liên quan đến các dòng công nghệ của hệ thống lò hơi trong 3 trường hợp trên thể hiện trong Bảng 4.

Giá trị lượng không khí dư (hàm lượng O2 dư) thực tế cao hơn nhiều so với số liệu thiết kế, dẫn đến tổn thất nhiệt qua khói lò tăng. Việc này sẽ làm tăng lượng khí đốt cấp cho lò hơi. Đồng thời, khi lưu lượng không khí tăng lên, đòi hỏi công suất của quạt thổi FD cũng tăng làm tiêu hao thêm hơi cao áp cấp cho turbine hơi dẫn động. Mức độ tổn thất năng lượng của hệ thống lò hơi 10B8001 thể hiện trong Bảng 5.

Qua kết quả ở Bảng 4 cũng xác định rằng có sự sai số khá lớn của bộ phân tích O2 tự động 10AIC8250.

Hiệu quả sử dụng năng lượng của lò hơi 10B8001 chưa cao (chưa đạt thiết kế) do lượng không khí dư khi vận hành thực tế cao hơn so với thiết kế. Hàng năm tổn thất năng lượng do vấn đề này ước tính khoảng 9.858MW (tính theo LHV).

4. Giải pháp tối ưu năng lượng và đánh giá hiệu quả kinh tế

4.1. Giải pháp tối ưu hóa năng lượng

Trên cơ sở tính toán và đánh giá hiệu suất sử dụng nhiệt của lò hơi và phân tích mức độ tổn thất năng lượng của hệ thống lò hơi 10B8001, tham khảo kinh nghiệm của các nhà máy khác trên thế giới trong việc tối ưu hóa lò hơi, nhóm tác giả đề xuất hướng nghiên cứu các giải pháp để điều chỉnh hàm lượng O2 dư trong khói lò hơi 10B8001 xuống mức 2,50% thể tích. Giải pháp thực hiện như sau:

- Kiểm tra tình trạng hoạt động của bộ kiểm soát O2 dư hiện hữu và xem xét việc cải tiến, lắp đặt bộ phân tích mới;

Hình 7. Trường hợp 3 - Sử dụng phương án tối ưu hàm lượng O2 dư (giá trị 2,5% thể tích)


46 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

- Nghiên cứu, đánh giá chế độ vận hành lò hơi phụ trợ, đường đặc tuyến O2 với phụ tải và bộ điều khiển phức hợp phụ tải lò ở điều kiện thiết kế, từ đó giảm lượng không khí dư ở phụ tải vận hành bình thường trước khi nâng cấp Nhà máy Đạm Phú Mỹ (khoảng 70 tấn/giờ hơi nước) và sau khi nâng cấp (khoảng 74 tấn/giờ hơi nước) với hàm lượng O2 dư trong khói lò theo thiết kế là 2,972% thể tích (trước nâng cấp) về càng gần với giá trị tối ưu 2,0% thể tích

(tính theo khí khô) càng hiệu quả, tuy nhiên vẫn đảm bảo lò hơi vận hành an toàn, ổn định.

Giải pháp thay thế bộ phân tích O2 trực tuyến hiện hữu.

Kết quả khảo sát tại hiện trường và thảo luận với các nhân viên vận hành lò hơi cho thấy, bộ phân tích hàm lượng O2 khói lò trực tuyến làm việc không ổn định mặc dù được cân chỉnh định kỳ. Do đó, nhóm tác giả đề xuất

Bảng 4. Kết quả tính toán, đánh giá các trường hợp thiết kế và vận hành thực tế của lò hơi 10B8001

TT Thông số công nghệ Đơn vị Giá trị 1 Tổng tổn thất hơi cao áp kg/giờ 1.696,7

1.1 Tổn thất hơi cao áp đầu ra kg/giờ 906,0 1.2 Tổn thất hơi cao áp tiêu thụ cấp cho turbine hơi kg/giờ 790,7 2 Tổng tổn thất năng lượng

2.1 Tính theo kJ/giờ kJ/giờ 4.436.036 2.2 Tính theo kW.giờ kW.giờ 1.232,2 3 Số giờ vận hành Giờ/năm 8.000 4 Tổng năng lượng tổn thất trên năm MW/năm 9.858

Bảng 5. Mức độ tổn thất năng lượng của lò hơi 10B8001 khi vận hành với hàm lượng O2 dư cao

TT Thông số Đơn vị Trường hợp

thiết kế Trường hợp

thực tế Trường hợp

thiết kế Trường hợp

tối ưu Mô tả chung

1 Mô tả trường hợp Số liệu thiết kế

Thực tế (có sai số 10AIC8250)

Thực tế với O2 dư theo thiết kế

Thực tế với O2 dư tối ưu

Điều kiện vận hành 1 Ngưỡng công suất %MCR 50,0 50,3 50,4 50,2 2 Công suất hơi kg/giờ 70.000 70.395 70.511 70.331

Điều kiện dòng hơi nước đầu ra 1 Tổng lượng hơi sản xuất thực tế kg/giờ 64.242 58.913 59.181 59.402 2 Áp suất barg 39,0 38,38 38,38 38,38 3 Nhiệt độ oC 380,0 382,2 382,2 382,2 4 Ethanpy kJ/kg 3.172,7 3.172,7 3.172,7

Dòng nước cấp lò hơi (BFW) 1 Lưu lượng xả đáy

kg/giờ 700,0 703,95 705,11 703,31

2 Lưu lượng BFW 70.700 71.099 71.216 71.034 3 Nhiệt độ oC 130 130 130 130 4 Áp suất barg 52,8 52,8 52,8 52,8 5 Ethanpy kJ/kg 558,2 558,2 558,2 558,2

Dòng khí đốt

1 LHV kcal/Nm3 9.764 9.764 9.764 9.764 kJ/Nm3 40.879,9 40.879,9 40.879,9 40.879,9

2 Lượng tiêu thụ Nm3/giờ 4.869,0 4.940,0 4.940,0 4.907,9 Không khí vào lò

1 Lưu lượng Nm3/giờ 62.370 67.223 66.336 63.985 Dòng khói thải lò hơi

1 Lưu lượng khói thải Nm3/giờ 83.770 72.637 71.735 69.348 kmol/giờ 3.737,7 3.241 3.201 3.094

2 Nhiệt độ khói thải sau bộ Economizer oC 164 182 167,8 165 3 Hàm lượng O2 trong dòng khói lò (khí khô) % thể tích

3.1 Số liệu bộ đo 10AIC8250 2,972 2,74 - - 3.2 Số liệu tính toán 2,972 3,19 2,974 2,50

Tiêu thụ hơi cấp cho turbine hơi dẫn động 1 Lưu lượng kg/giờ 5.758 11.482 11.330,5 10.928,9 2 Suất tiêu thụ riêng kg/Nm3 0,092 0,171 0,171 0,171

PETROVIETNAM

47DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

thực hiện việc lắp đặt bổ sung bộ phân tích khống chế O2 trực tuyến mới (10AITxxxx).

Quy trình lắp đặt và vận hành bộ phân tích khống chế O2 trực tuyến mới như sau:

- Bộ phân tích hàm lượng O2 trực tuyến mới sẽ được lắp đặt cạnh bộ phân tích hàm lượng O2 hiện hữu 10AIT8250;

- Trong giai đoạn bảo dưỡng tổng thể hoặc thời điểm ngừng lò hơi cần tiến hành đấu nối 10AITxxxx mới vào ống khói lò hơi và kết nối về DCS (10AIC8250) bằng đường tín hiệu của 10AIT8250;

- Tiến hành cân chỉnh, kiểm tra tín hiệu từ 10AITxxxx mới vào DCS;

- Khởi động và vận hành lò hơi bằng 10AITxxxx mới;

- Quá trình cân chỉnh lắp đặt sẽ do lực lượng nhà máy thực hiện theo hướng dẫn của nhà cung cấp/chế tạo AIT.

4.2. Hiệu chỉnh, tối ưu hàm lượng O2 dư trong dòng không khí đốt lò

Đối với phương án này, Nhà máy Đạm Phú Mỹ cần xây dựng kế hoạch rõ ràng và có sự giám sát chặt chẽ của các bộ phận liên quan, ngoài ra, có thể tự thực hiện với đội

ngũ nhân sự hiện tại hoặc thuê đơn vị tư vấn bên ngoài chuyên thực hiện về hiệu chỉnh lò hơi.

Quy trình đề xuất để thực hiện công tác giảm hàm lượng O2 dư trong dòng không khí đốt lò hơi 10B8001 như sau:

- Khởi động và vận hành lò hơi ổn định theo hướng dẫn vận hành lò hơi phụ trợ do nhà thầu cung cấp. Vì lò hơi có dải hoạt động khá rộng (từ 40 - 100% MCR) do đó cần phải điều chỉnh hàm lượng O2 dư phù hợp theo khuyến cáo của nhà chế tạo lò hơi bằng cách chuyển chế độ vận hành bộ 10FIC8250 từ chế độ điều khiển nối tiếp (cascade control) sang chế độ điều khiển bằng tay (manual control) và khống chế lưu lượng không khí dư theo phụ tải;

- Từ hệ thống điều khiển DCS đặt lại chương trình đường đặc tuyến của O2 bằng cách thay đổi giá trị của O2 tại phụ tải 50% (70 tấn/giờ) bằng giá trị 2,5 thông qua bộ 10AHC8250 và 10AY8250. Quan sát giá trị thể hiện trên DCS và các bộ điều khiển sau khi thay đổi. Chú ý trong quá trình thực hiện phải tuân thủ chặt chẽ theo các tài liệu hướng dẫn vận hành lò hơi và đảm bảo vấn đề an toàn, cụ thể phải giữ áp suất hơi đầu ra và các điều kiện vận hành lò hơi ổn định, nếu không việc thực hiện nên tạm thời dừng lại và chỉ tiếp tục sau khi các điều kiện vận hành lò hơi ổn định;

Hình 8. Các phần tử trong hệ thống điều khiển phân tán (DCS) lò hơi 10B8001 (Nguồn: Nhà máy Đạm Phú Mỹ)


48 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

- Điều chỉnh 10FIC8250 ở chế độ “Manual control” sao cho giá trị hàm lượng O2 dư tại phụ tải hiện hữu gần với giá trị của đường đặc tuyến mới;

- Chuyển 10FIC8250 từ chế độ “Manual control” sang “Cascade control”;

- Quan sát các thông số và kiểm tra phụ tải với hàm lượng O2 mới;

- Hoàn tất quá trình thực hiện.

Thực hiện đánh giá sau mỗi đợt giảm và ghi nhận các sự cố bất thường nếu có. Trường hợp lò hơi vẫn duy trì trạng thái ổn định sau mỗi đợt giảm, tiếp tục vận hành lò trong một khoảng thời gian nhất định với những thông số đã hiệu chỉnh để có những đánh giá chính xác nhất.

4.3. Đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương án tối ưu

Hiệu quả kinh tế - kỹ thuật các nhóm giải pháp tối ưu mang lại được tính toán dựa trên nhiệt trị và giá của khí nhiên liệu: khí nhiên liệu tiết kiệm được được tính theo triệu Btu/năm hoặc GJ/năm, giá khí nhiên liệu cấp cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ được lấy theo tài liệu của Ban Khí - Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam (PVN) tháng 4/2015 là 4,62 USD/triệu Btu [11]. Ngoài ra, các thông số đầu vào thực tế của Nhà máy phục vụ cho việc tính toán được thể hiện trong Bảng 6.

Chi tiết hiệu quả kinh tế - kỹ thuật mang lại của phương án tối ưu hàm lượng O2 dư trong khói thải lò hơi so với trường hợp vận hành thực tế và trường hợp vận hành theo thiết kế được thể hiện trong Bảng 7.

Trong trường hợp tối ưu, lò hơi vận hành tại hàm lượng O2 dư 2,5% thể tích tương ứng với công suất hiện tại (70.000kg/giờ hơi cao áp) thì hiệu suất sử dụng nhiệt của lò hơi tăng lên mức 83,60%, tổng năng lượng tiết kiệm được khoảng 9.858MW/năm (tính theo LHV). Đồng thời, suất tiêu hao nhiên liệu tính trên 1kg hơi sản xuất giảm từ mức 0,0702Nm3/kg xuống mức 0,0698Nm3/kg. Chi phí đầu tư ban đầu gồm chi phí mua sắm - lắp đặt thêm thiết bị 10AITxxxx mới ước tính là 100.000USD. Chi phí hàng năm thu được 115.000USD/năm, thời gian hoàn vốn của phương án khoảng 10 tháng.

5. Kết luận

Với thực tế vận hành hiện tại, việc nghiên cứu, đánh giá và đề xuất các giải pháp tiết kiệm năng lượng, nâng

Bảng 6. Thông số đầu vào (thực tế) phục vụ tính toán

Bảng 7. Hiệu quả kinh tế - kỹ thuật mang lại của phương án hiệu chỉnh hàm lượng O2 dư phù hợp

TT Thông số Đơn vị Giá trị

Trường hợp thực tế

Trường hợp thiết kế

Trường hợp tối ưu

1 Hàm lượng O2 dư % thể tích 3,190 2,974 2,50 2 Hiệu suất sử dụng nhiệt, tính theo LHV % 81,37 - 83,60 3 Suất tiêu thụ khí đốt (1) Nm3/kg 0,0702 0,0701 0,0698 4 Lượng khí đốt tiêu thụ Nm3/giờ 4.912,3 4.904,2 4.884,8 5 Tiêu thụ hơi nước cho turbine hơi kg/giờ 11.418 11.248 10.877 6 Năng lượng tiết kiệm (2)

7.1 Tính theo kJ/giờ kJ/giờ 0 867.202 2.836.983 7.2 Tính theo GJ/năm GJ/năm 0 6.938 22.696 7.3 Tính theo MMBtu/năm MMBtu/năm 0 7.233 23.662 8 Hiệu quả kinh tế USD/năm 0 35.152 114.999 9 Chi phí đầu tư (3) USD - - 100.000

10 Chi phí khác USD - 11 Thời gian hoàn vốn Năm - 2,845 0,870

TT Thông số Đơn vị Giá trị Ghi chú 1 Lưu lượng hơi sản xuất kg/giờ 70.000 Giá trị trung bình 2 Áp suất hơi nước barg 38,38

Giá trị thực tế 3 Nhiệt độ dòng hơi nước oC 382,2 4 Enthanpy dòng hơi nước kJ/kg 3.173 Kết quả tính toán 5 LHV dòng khí đốt kJ/Nm3 40.879,9 Kết quả tính toán 6 Giá (trung bình) của dòng khí đốt USD/MMBtu 4,86 PVN, PVFCCo (2017) 7 Thời gian vận hành trong 1 năm Giờ 8.000 Số liệu thực tế

Ghi chú:(1) Tiêu thụ khí đốt cần thiết để sản xuất 1kg hơi nước; (2) Năng lượng tiết kiệm chuyển đổi cho trường hợp vận hành sản xuất 70.000kg/giờ hơi nước(3) Chi phí đầu tư bao gồm đầu tư mới thiết bị 10AITxxxx mới

PETROVIETNAM

49DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

cao hiệu suất sử dụng nhiệt hệ thống lò hơi 10B8001 Nhà máy Đạm Phú Mỹ là rất cần thiết. Hiệu quả của việc tối ưu lò hơi góp phần giảm chi phí vận hành bảo dưỡng, nâng cao hiệu quả hoạt động của Nhà máy. Giải pháp đề xuất để tối ưu vận hành lò hơi gồm:

- Kiểm tra và thực hiện đánh giá tình trạng hoạt động của bộ phân tích O2 trực tuyến và đề xuất đầu tư - lắp đặt mới hệ thống 10AITxxxx thay cho hệ thống 10AIC8250 hiện hữu;

- Hiệu chỉnh hàm lượng O2 dư trong dòng khói lò hơi từ mức hiện tại 3,190% thể tích (khí khô) xuống mức 2,5% thể tích tương ứng với điều kiện vận hành của lò bằng việc lắp đặt bổ sung hệ thống điều khiển và kiểm soát chặt chẽ hơn hàm lượng O2 dư trong khói thải và thực hiện công tác vận hành lò trong điều kiện hàm lượng O2 tối ưu. Giải pháp này tăng hiệu suất sử dụng nhiệt của lò hơi lên mức 83,60%. Đồng thời, suất tiêu hao nhiên liệu tính trên 1kg hơi sản xuất giảm từ 0,0702Nm3/kg xuống 0,0698Nm3/kg. Chi phí đầu tư ban đầu gồm chi phí mua sắm - lắp đặt thêm thiết bị 10AITxxxx mới, ước tính là 100.000USD, chi phí hàng năm thu được 115.000USD/năm và thời gian hoàn vốn của phương án khoảng 10 tháng.


1. PVFCCo. Operating manual: Ammnia production & power steam generation. 2003.

2. PVFCCo. Quy trình vận hành lò hơi phụ trợ 10-B-8001. 2003.

3. MACCHI. Boiler 10B8001 Vendor data book. 2003.

4. Alan P.Rossiter, Beth P.Jones. Energy management and efficiency for the process industries. American Institute of Chemical Engineers. 2015.

5. Patrik Thollander, Jenny Palm. Improving energy efficiency in industrial energy systems. Springer-Verlag London. 2013.

6. UNEP. Thiết bị nhiệt: Lò hơi và thiết bị gia nhiệt. Hướng dẫn sử dụng năng lượng hiệu quả trong các ngành công nghiệp châu Á. 2008.

7. Hoàng Ngọc Đồng, Lê Hoài Anh. Một số giải pháp tiết kiệm năng lượng trong lò hơi công nghiệp. Tạp chí Khoa học và Công nghệ, Đại học Đà Nẵng. 2010; 2(37); trang 47 - 56.

8. COSMO Oil Co., Ltd. Energy conservation in refineries of COSMO Oil. 2006.

9. ASME PTC 4 - 2013. Fired steam generators. 2013.

10. Jorge Ancheyta. Modeling and simulation of catalytic reactors for petroleum refining. Wiley. 2011.

11. Ban Khí - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. Đánh giá về các nguồn khí - cơ chế giá khí cho việc phát triển các dự án hóa dầu từ khí. 2015.

Summary

The auxiliary boiler system 10B8001 is designed to supply and maintain the steam balance for Phu My Fertilizer Plant. Based on actual operating data, the boiler operates at very high temperature and heat capacity, consumes a lot of fuel gas and there is a higher level of energy loss than other thermal equipment in Phu My Fertilizer Plant.

The authors review the current status of the boiler’s operation, calculate the thermal efficiency, analyse the relationship of boiler operating conditions to energy loss, and propose optimal solutions related to calibration, optimisation of operating parameters as well as the improvement and upgrading of equipment systems. These optimal solutions will reduce the operating costs and improve the performance of the boiler in particular and Phu My Fertilizer Plant in general.

Key words: Auxiliary boiler, thermal efficiency, energy loss, energy saving.

ASSESSMENT OF THERMAL EFFICIENCY AND PROPOSED SOLUTIONS FOR IMPROVING ENERGY SAVING OF AUXILIARY BOILER SYSTEM 10B8001

IN PHU MY FERTILIZER PLANTLe Hong Nguyen1, Le Thanh Phuong1 Dang Thi Tuyet Mai1, Nguyen Minh Hieu2

1Vietnam Petroleum Institute2Phu My Fertilizer PlantEmail: [email protected]

CÔNG NGHỆ - CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

50 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Ổn định tổng thể của giàn khoan tự nâng trong trạng thái nổi, di chuyển là yếu tố quan trọng trong công tác nghiên cứu thiết kế, chế tạo, đóng mới giàn khoan tự nâng. Khả năng ổn định của giàn khoan ảnh hưởng trực tiếp đến việc tính toán thiết kế lựa chọn kích cỡ, khả năng chuyên chở, công năng sử dụng của giàn. Đây là một trong những rào cản chính trong quá trình thiết kế giàn khoan tự nâng có thể hoạt động ở khu vực nước sâu, xa bờ, có điều kiện môi trường khắc nghiệt. Trong quá trình thiết kế giàn khoan tự nâng nói riêng và phương tiện nổi nói chung, khả năng ổn định là chỉ tiêu quan trọng nhất để đánh giá chất lượng thiết kế công trình.

Độ lớn giá trị GM là thước đo độ dốc của đường cong ổn định. Nếu GM lớn, moment phục hồi tăng nhanh (Hình 1a). Moment này có thể nhanh chóng đuổi kịp và vượt qua giá trị moment nghiêng, chống lại khả năng quay lật của giàn khoan và dễ dàng kéo giàn khoan quay lại vị trí ban đầu khi moment nghiêng ngừng tác động. Ngược lại, khi độ dốc thể hiện bằng giá trị GM nhỏ (Hình 1b), diễn tiến đồ thị ổn định chậm, khả năng chống trả ngoại lực không lớn, moment phục hồi nhanh chóng trở về giá trị 0 hoặc thậm chí âm.

Mặt khác, nếu GM lớn, chu kỳ lắc ngang sẽ ngắn dẫn đến ảnh hưởng trực tiếp đến an toàn của giàn khoan. Chu kỳ lắc ngang ngắn thì tần suất lắc lớn và giàn sẽ lắc nhiều, gia tốc lắc lớn hoặc rất lớn làm dịch chuyển các thiết bị, máy móc trên giàn, hư hỏng kết cấu. Do đó, yêu cầu về chiều cao ban đầu GM không được thấp song cũng không được quá lớn.


PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH NGUYÊN VẸN VÀ ỔN ĐỊNH CÓ TỔN THẤT GIÀN KHOAN TỰ NÂNG

Ngô Tuấn Dũng, Phan Thanh Sơn, Lê HuyNguyễn Văn Quân, Đỗ Thanh Phương, Trần Công ThànhCông ty CP Chế tạo Giàn khoan Dầu khí (PV Shipyard)Email: [email protected]

Tóm tắt

Bài báo trình bày bài toán phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất cho giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05 theo yêu cầu của tiêu chuẩn ABS và IMO. Tải trọng gió được tính toán dựa trên mối quan hệ giữa góc nghiêng và các mớn nước trong trường hợp ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất. Trong phân tích ổn định nguyên vẹn, vận tốc gió yêu cầu cho di chuyển nội mỏ và di chuyển đại dương tương ứng là 36m/s (70knot) và 51,5m/s (100knot). Đối với phân tích ổn định có tổn thất vận tốc gió yêu cầu là 25,72m/s (50knot).

Bài báo cũng giới thiệu phương pháp xây dựng mô hình tính toán phân tích ổn định trong trạng thái nổi và di chuyển; đưa ra các kiến nghị về quy trình tính toán thực hành và xử lý dữ liệu phân tích; ứng dụng phân tích tính toán ổn định cho giàn khoan Tam Đảo 05 trong điều kiện biển Việt Nam.

Từ khóa: Giàn khoan tự nâng, ổn định nguyên vẹn, ổn định có tổn thất, Tam Đảo 05.

Hình 1. Đồ thị đường cong ổn định

(a)

(b)

GZ

57,3

GM

GZ

57,3

GM

10 20 30 40 50 60 70 80 90

10 20 30 40 50 60 70 80 90

PETROVIETNAM

51DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Khi trọng tâm đứng (G) của tàu trùng với tâm nghiêng ngang (M), GM = 0, giàn khoan sẽ không còn khả năng ổn định. Khi G nằm cao hơn M, GM < 0, giàn khoan sẽ bị lật. Khi G nằm bên dưới M, giàn khoan có khả năng ổn định.

Ổn định nguyên vẹn là khả năng ổn định của giàn khoan (nguyên vẹn) trong trạng thái nổi và di chuyển trên biển dưới các tác động của moment nghiêng do gió và chuyển động do sóng, dòng chảy.

Ổn định có tổn thất (còn gọi là ổn định tai nạn hay ổn định hư hỏng) là khả năng ổn định của giàn khoan tự nâng khi có (các) khoang bị ngập nước do hư hỏng như: thủng thân giàn khoan, thủng vách kín nước, nước tràn từ khoang bị ngập nước sang khoang liền kề dưới các tác động của moment nghiêng do gió và chuyển động do sóng, dòng chảy.

Ổn định dự trữ là khả năng ổn định của giàn trong trường hợp có tổn thất (một khoang giàn bị ngập nước), không kể đến tác động của gió và thỏa mãn điều kiện RoS ≥ 7o + 1,5θs, RoS không nhỏ hơn 10o.

2. Nghiên cứu xây dựng mô hình phân tích ổn định giàn khoan tự nâng

2.1. Thông số kỹ thuật giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05

Giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05 được thiết kế theo mẫu thiết kế JU - 2000E của Friede and Goldman (Mỹ). Thân giàn khoan có dạng tam giác cân, kích thước tổng thể 70,358 x 76 x 9,45m (dài x rộng x cao). Khi giàn khoan di chuyển trên mặt biển, thân giàn khoan tự nâng kín nước giữ cho giàn nổi và không bị nghiêng, lật dưới tác động của tải trọng. Khối nhà ở trên giàn khoan được thiết kế cho 140 người, khả năng chuyên chở 2.995 tấn (tối đa 6.488 tấn - Max. Variable Load) với trọng lượng không của giàn (lightship weight) khoảng 18.000 tấn.

Chân giàn khoan là hệ kết cấu khung giàn không gian được thiết kế, chế tạo bằng thép cường độ cao có chiều dài chân 147m (481ft). Theo thiết kế mẫu 400ft - JU - 2000E, chân giàn khoan có thể nối dài tối đa đến 167m (547ft) trong tương lai nếu cần nâng cấp. Khu vực hoạt động giàn khoan tự nâng ở độ sâu nước biển 120m (400ft) nước và khả năng khoan tới mỏ dầu khí với độ sâu 9km (30.000ft).

2.2. Quy trình tính toán, phân tích ổn định giàn khoan tự nâng

Trên cơ sở nghiên cứu yêu cầu tiêu chuẩn quy phạm, các hướng dẫn kỹ thuật, quá trình tính toán phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất giàn khoan tự nâng được thực hiện theo trình tự như Hình 4.

2.3. Nghiên cứu xây dựng mô hình chân giàn khoan tự nâng

Chân giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05 có mặt cắt ngang dạng tam giác, kiểu kết cấu khung giàn không gian, bao gồm hệ thống thanh giằng ngang, giằng chéo, các ống chính và hệ thống thanh răng, với chiều dài chân tổng thể là 166,98m (chưa bao gồm kết cấu đế chân) (Hình 5).

1. Thân giàn 2. Kết cấu nâng hạ 3. Hệ dầm công xôn (console)4. Sàn khoan

5. Sàn kéo căng đầu giếng6. Khu nhà ở 7. Sàn sân bay8. Cần cẩu

Hình 2. Ổn định nghiêng ngang của giàn khoan

Hình 3. Hệ thống công nghệ chính trên thân giàn khoan tự nâng

9. Xuồng cứu sinh10. Sàn chứa cần khoan11. Hệ trụ neo, bích neo12. Hệ thống tời neo


52 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Trong bài toán phân tích đánh giá ổn định nổi giàn khoan tự nâng, để đơn giản, thuận tiện cho việc mô hình và tính toán các thông số đầu vào mà vẫn đảm bảo tính chính xác, hệ kết cấu chân giàn khoan tự nâng Tam Đảo được mô hình tương đương thành hình trụ với đường kính tương đương là D = 5,2ft (1,585m) và hệ số cản tương đương là Cd = 2.247 (tham khảo tính toán theo chuẩn ABS [1], SNAME [2]).

2.4. Nghiên cứu xây dựng mô hình thân và đế chân giàn khoan

Thân giàn khoan tự nâng là kết cấu bản vỏ thành mỏng, kín nước được chế tạo từ thép cường độ cao theo tiêu chuẩn quốc tế, gồm các thành bao, mặt bên (side shell), sàn đáy (bottom deck), sàn lửng (tank top) sàn trung gian (intermediate deck), sàn chính (main deck) và các vách giữa chia thân giàn vừa là các vách tăng cứng, chia khoang. Các thiết bị chính, các khu vực phục vụ các hoạt động trên giàn chủ yếu được đặt trong thân giàn khoan. Thân giàn khoan cũng chính là bệ đỡ cho hệ dầm console đỡ sàn khoan và tháp khoan, khối nhà ở, tời, cẩu

Hình 4. Quy trình phân tích, tính toán ổn định giàn khoan tự nâng

Hình 5. Mô hình kết cấu chân giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05(a) Mô hình kết cấu chân (b) Mô hình tính tải trọng gió lên chân

Bắt đầu

Xây dựng mô hình bằng Autocad

Mô hình phục vụ tính toán ổn định

Báo cáo đặc trưng thủy tĩnh giànMoment gây nghiêng do gió

ở trạng thái nguyên vẹn di chuyển nội mỏ

Moment gây nghiêng do gió ở trạng thái nguyên vẹn di chuyển

hải trình dài

Moment gây nghiêng do gió ở trạng thái có tổn thất di chuyển

nội mỏ

Moment gây nghiêng do gió ở trạng thái có tổn thất di chuyển

hải trình dài

Báo cáo đặc trưng tank

Tọa độ điểm vào nước

Tiêu chuẩn ABS, IMOTiêu chuẩn Việt Nam

Tính toán ổn định nguyên vẹn

Tính toán ổn định có tổn thất

Tính toán ổn định dự trữ Báo cáo ổn định dự trữ

Báo cáo tính toán cho trường hợp ổn định nguyên vẹn di chuyển nội mỏ

Báo cáo tính toán cho trường hợp ổn định nguyên vẹn di chuyển hải trình dài

Báo cáo tính toán cho trường hợp ổn định có tổn thất di chuyển nội mỏ

Báo cáo tính toán cho trường hợp ổn định có tổn thất di chuyển hải trình dài

Mô hình tương đương phục vụ tính toán moment nghiêng do gió

Tính toán moment nghiêng do gió (Tiêu chuẩn ABS)

PETROVIETNAM

53DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

và hệ thống thiết bị trên mặt boong chính và các nhân viên làm việc trên giàn. Khi giàn nổi và di chuyển trên mặt biển, phần thân giàn khoan tự nâng đóng vai trò giữ cho giàn nổi, ổn định không bị nghiêng lật dưới tác động của tải trọng. Sơ đồ sắp xếp, bố trí các khoang, két và các phòng của giàn khoan tự nâng gồm:

• Khu buồng máy phát chính;

• Buồng bơm bùn;

• Bồn bể chứa xi măng;

• Kho chứa dụng cụ và thiết bị cơ khí;

• Các két nước dằn;

• Két chứa các dung dịch khoan, hóa phẩm;

• Các két nước sinh hoạt, két nước dầu.

Trên mặt boong chính bố trí hệ sàn khoan, tháp khoan, các hệ thống bơm, cẩu, các hệ thống thông gió và khu nhà ở, sân bay.

Đế chân giàn khoan (spud can), khi hạ đặt giàn khoan tự nâng cắm sâu vào nền đất giúp giàn ổn định trong

quá trình vận hành và giảm áp lực của giàn lên nền đất. Trong quá trình nổi và di chuyển, nhằm tăng lượng choán nước, tăng thêm lực đẩy nổi (tăng thêm moment chống nghiêng cho giàn) thì hệ đế chân được đóng kín (hoàn toàn kín nước). Đế chân giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05 có dạng chóp tròn, đường kính ngoài D = 9.144mm, cao H = 5.945mm, với thể tích choán nước là V = 1965,3m3.

Mô hình 3D thân và chân giàn khoan (Hình 7) gồm các vách, khoang chứa trong thân và đế chân được xây dựng mô hình bằng các phần mềm đồ họa 3D như Rinhos, AutoCad 3D, sau đó chuyển vào phần mềm chuyên dụng GHS [3] để tiến hành tính toán phân tích và đánh giá ổn định của giàn.

Các hạng mục kết cấu và thiết bị khác trên mặt boong chính như: hệ kết cấu dầm console đỡ (cantilever), sàn khoan, tháp khoan (drilling floor & derick), kết cấu nâng đỡ thiết bị nâng hạ (jacking system), hệ thống bơm, cẩu giàn, các hệ thống thông gió và khu nhà ở, sân bay được mô hình 3D bằng phần mềm GHS [3] và phần mềm Rinhos theo kích thước tương đương của hình bao ngoài (Hình 8).

(a) Mặt bằng tầng đáy (b) Mặt bằng cao độ 1.830mm (c) Mặt bằng cao độ 5.640mmHình 6. Sơ đồ bố trí khoang vách của thân giàn khoan tự nâng Tam Đảo 05

Hình 7. Mô hình chi tiết các khoang két và đế chân


54 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

3. Nghiên cứu tính toán tải trọng và tổ hợp tải trọng

3.1. Các yêu cầu tải trọng tác dụng

Đối với bài toán phân tích ổn định của giàn tự nâng, tải trọng tác động chủ yếu lên giàn khoan tự nâng trong quá trình nổi di chuyển nội mỏ (field transit) và quá trình di chuyển hải trình dài (ocean transit) là tải trọng gió và lực đẩy nổi của bản thân giàn khoan (tương ứng với mớn nước của giàn). Gió là nguyên nhân chủ yếu gây nên moment gây nghiêng cho giàn, vận tốc gió tính toán được áp dụng cho các trạng thái di chuyển theo tiêu chuẩn ABS [1] như sau:

- Ổn định nguyên vẹn: Vận tốc gió tối thiểu áp dụng cho quá trình di chuyển nội mỏ không thấp hơn 70knot (36m/s), quá trình di chuyển hải trình dài trên đại dương là 100knot (51,4m/s).

- Ổn định tổn thất: Vận tốc gió áp dụng cho tính toán trong cả hai quá trình di chuyển là 50knot (25m/s).

3.2. Tính toán áp lực gió

Theo tiêu chuẩn ABS [1] áp lực gió tính toán (P) được phân chia theo chiều cao phù hợp với hệ số hình dạng và chiều cao, công thức xác định như sau:

P = f × Vk2 × Ch × Cs

Trong đó:

f = 0,611 (0,0623, 0,00338) tương ứng với các đơn vị tính toán N/m2 (kgf/m2, lbf/ft2);

Vk: Vận tốc gió, m/s;

Ch: Hệ số theo chiều cao tính toán;

Cs: Hệ số hình dạng kết cấu.

3.3. Tính toán lực tác động do gió

Tính toán lực gió dựa vào áp lực gió và diện tích mặt chắn gió theo tiêu chuẩn ABS [1] theo công thức sau:

Fi = ∑ Pi × Ai

Trong đó:

Fi: Lực gió tác động vào phần tử thứ i của mô hình;

Ai: Diện tích chắn gió phía trên đường mặt nước của phần tử thứ i của mô hình;

Pi: Áp suất gió lên phần tử thứ i.

3.4. Tính toán moment gây nghiêng do gió

Moment gây nghiêng do gió được tính toán tương Thân giàn khoan Điểm ngập nước

Hình 9. Điểm ngập nước trên giàn khoan Tam Đảo 05

Hình 8. Mô hình tổng thể tính toán moment gây nghiêng do gió

PETROVIETNAM

55DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

ứng với lực gió tác động lên phần tử chắn theo các mặt khác nhau, được xác định theo công thức:

Mi = ∑ Fi × hi

Trong đó:

Mi: Moment gây nghiêng do gió tương ứng của phần tử thứ i của mô hình;

Fi: Lực gió tác động vào phần tử thứ i của mô hình;

hi: Chiều cao của phần tử thứ i tính từ tâm xoay của giàn tới tâm diện tích chắn gió.

3.5. Phân tích điểm ngập nước

Điểm ngập nước (downflooding points) là các vị trí quan trọng được sử dụng trong đánh giá sự ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất của giàn khoan để phân định cực trị mà tại đó giàn được coi là chìm và mất ổn định. Tùy thuộc vào các điều kiện được áp dụng, các điểm này có thể là vị trí các lỗ thông hơi, hoặc vị trí kín nước mà có thể mở được ra biển như ô cửa sổ, cửa kín nước, nắp hầm. Trong trạng thái các khoang, bể chứa bị thủng, tất cả các điểm ngập nước được xem như là không kín nước. Sơ đồ vị trí các điểm ngập nước của giàn khoan Tam Đảo 05 như Hình 9.

4. Các tiêu chí đánh giá ổn định

Theo yêu cầu của tiêu chuẩn quy phạm, thông qua các phân tích ở trên thì điều kiện để cho giàn khoan tự nâng ổn định là giá trị GM > 0. Tuy nhiên, theo tiêu chuẩn [4] thì đề nghị tính toán thực hành với giá trị GM không được nhỏ hơn 0,15m.

Ngoài ra, theo tiêu chuẩn ABS - Phân cấp giàn khoan tự nâng [1] để giàn khoan tự nâng ổn định cần thỏa mãn các điều kiện cụ thể như Hình 10.

5. Kết quả phân tích ổn định nổi và di chuyển

Sau khi thực hiện bài toán phân tích và đánh giá ổn định giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05 bằng phần mềm chuyên dụng GHS [3], cho từng điều kiện môi trường, trọng tải, mớn nước nổi và di chuyển, xác định được miền an toàn vận hành giàn Tam Đảo 05 trong quá trình nổi và di chuyển trên biển [4].

Kết quả tính toán phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất của giàn tự nâng 400ft trong trạng thái nổi và di chuyển trên biển, khu vực nội mỏ và di chuyển trên đại dương giúp kiểm tra và vận hành giàn khoan tự nâng an toàn.

Kiểm tra ổn định nguyên vẹn [1]:

Điều kiện: Tỷ lệ diện tích giới hạn dưới đường cong moment kháng nghiêng (moment phục hồi) từ vị trí góc nghiêng ngang bằng

0 (không nghiêng) tới vị trí góc vào nước hoặc điểm giao thứ hai (tương ứng với giá trị nào nhỏ hơn) phải lớn hơn hoặc bằng 1,4 lần diện tích phía dưới đường cong moment gây nghiêng do gió lấy tại cùng một góc.

[A + B] > 1,4 [B + C]

Kiểm tra ổn định có tổn thất [1]:

Điều kiện: Moment kháng nghiêng lớn hơn hoặc bằng moment gây nghiêng, góc ngập lớn hơn góc của điểm cắt thứ nhất.

Mph ≥ Mng ; θD ≥ θ1

Khoảng dự trữ ổn định:

RoS ≥ 7o + 1,5θs (RoS không được bé hơn 10o)

Hình 10. Các điều kiện để giàn khoan tự nâng ổn định


56 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

6. Kết luận và kiến nghị

Bài báo trình bày cơ sở lý thuyết, phương pháp và quy trình tính toán phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất giàn khoan tự nâng trong trạng thái nổi và di chuyển trên biển với hải trình ngắn, nội mỏ và di chuyển

Summary

The paper presents both the intact and damage stability criteria and analysis methodology for 400ft Tam Dao 05 Jackup Rig that meets the stability requirements as laid out in the ABS MODU and IMO Rules. The wind force calculation is based on the heel angles together with the drafts for both intact and damaged conditions. The intact stability analyses are computed for field and ocean transits with wind speed of 36m/s (70knots) and 51.5m/s (100knots) respectively, while the damaged stability analyses are computed with wind speed at 25.72m/s (50knots) in both transit conditions.

The paper also illustrates the computer model of a jack-up rig in field and ocean transits condition, the processing of environment data and an analysis of stability by direct integration method, and recommends a stability analysis methodology procedure applicable in practice. Example calculations are presented for the Tam Dao 05 Jackup Rig under the sea conditions of Vietnam.

Key words: Jackup rig, intact stability, damage stability, Tam Dao 05.

ANALYSIS OF INTACT AND DAMAGE STABILITY OF JACKUP RIG

Hình 12. Giá trị KG cho phép hành trình dài, trên đại dương

dài, trên đại dương [5]. Phương pháp và quy trình này đã được áp dụng trong quá trình thiết kế tính toán giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05. Kết quả tính toán phân tích được sử dụng để vận hành giàn khoan tự nâng 400ft - Tam Đảo 05 an toàn kể từ ngày bàn giao giàn cho Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” (ngày 12/8/2016).

Phương pháp và quy trình này có thể áp dụng để phân tích ổn định cho các giàn khoan tự nâng nói riêng và các phương tiện nổi nói chung trong quá trình thiết kế cũng như kiểm nghiệm, kiểm tra các kết quả thiết kế công trình.


1. Americal Bureau of Shiping (ABS). Rules for building and classing - Mobile offshore drilling units. 2016.

3. Society of Naval Architects and Marine Engineers (SNAME). Site specific assessment of jack-up units. Technical & Research Bulletin 5 - 5A. 2008.

5. GHS. General hydrostatics. www.ghsport.com.

7. Americal Bureau of shiping (ABS). Rules for classification of marine vessels and structure. 2016.

9. Ngô Tuấn Dũng. Nghiên cứu tính toán, phân tích ổn định nguyên vẹn và ổn định có tổn thất giàn khoan tự nâng 400ft trong trạng thái thi công hạ thủy, trạng thái nổi và di chuyển trên biển. Đề tài cấp Nhà nước SPQG.02b.01-KC-05. 2017.

Ngo Tuan Dung, Phan Thanh Son, Le HuyNguyen Van Quan, Do Thanh Phuong, Tran Cong ThanhPetrovietnam Marine Shipyard Joint Stock CompanyEmail: [email protected]

152025303540455055606570

3,6576 4,2672 4,8768 5,4864 6,096 6,7056 7,3152

KG (m

)

Mớn nước (m)

Khoảng dự trữ (vận tốc gió 0 -knot)

Nội mỏ - có tổn thất (vận tốc gió 50 -knot)

Nội mỏ - nguyên vẹn (vận tốc gió 70 -knot)

Hình 11. Giá trị chiều cao trọng tâm (KG) cho phép hành trình ngắn, nội mỏ

PETROVIETNAM

57DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

1. Giới thiệu

Hoạt động đầu tư kinh doanh của doanh nghiệp luôn tiềm ẩn rủi ro. Nhiều trường hợp đầu tư thua lỗ, doanh nghiệp mất khả năng trả nợ, không thể tiếp tục hoạt động, buộc phải rút lui khỏi thị trường theo các hình thức giải thể hoặc phá sản. Ở các nước phát triển, các doanh nghiệp sử dụng giải pháp phá sản để rút lui khỏi thị trường một cách có trật tự, đồng thời cũng là cơ hội để làm lại từ đầu.

Điều 4, Luật Phá sản 2014 định nghĩa: “Phá sản là tình trạng của doanh nghiệp, hợp tác xã mất khả năng thanh toán và bị Tòa án Nhân dân ra quyết định tuyên bố phá sản. Doanh nghiệp, hợp tác xã được coi là mất khả năng thanh toán khi không thực hiện nghĩa vụ thanh toán khoản nợ trong thời hạn 3 tháng kể từ ngày đến hạn thanh toán”.

Cần lưu ý phân biệt giữa 2 khái niệm “mất khả năng thanh toán” và “phá sản”. Doanh nghiệp được cho là mất khả năng thanh toán khi “không thực hiện nghĩa vụ thanh toán khoản nợ trong thời hạn 3 tháng kể từ ngày đến hạn thanh toán”. Còn phá sản là “tình trạng của doanh nghiệp mất khả năng thanh toán và bị Tòa án Nhân dân ra quyết định tuyên bố phá sản”. Như vậy, chỉ khi Tòa án ra quyết định tuyên bố phá sản thì doanh nghiệp mất khả năng thanh toán mới được coi là phá sản. Thêm vào đó, việc quy định khoảng thời gian 3 tháng nợ quá hạn cũng cho phép doanh nghiệp có thêm thời gian thu xếp thanh toán các khoản nợ, đồng thời hạn chế tình trạng chủ nợ lạm dụng quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản, gây áp lực với doanh nghiệp đang gặp khó khăn.

Cơ sở để Tòa án ra quyết định mở thủ tục phá sản là tình trạng mất khả năng thanh toán của doanh nghiệp và đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản của những người có quyền, nghĩa vụ nộp đơn theo quy định của pháp luật (Điều 5, Luật Phá sản). Tuy nhiên, tình trạng mất khả

năng thanh toán không nhất thiết sẽ dẫn tới việc mở thủ tục phá sản. Trong khoảng thời gian kể từ khi nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản cho tới khi Tòa án chính thức ra quyết định mở hoặc không mở thủ tục phá sản, nếu doanh nghiệp có thể khắc phục được tình trạng mất khả năng thanh toán (có được nguồn thu, được cấp một khoản tín dụng mới...) thì doanh nghiệp vẫn có cơ hội thỏa thuận với chủ nợ về việc rút đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản (Điều 37, Luật Phá sản). Nếu trong khoảng thời gian tính từ khi Tòa án ra quyết định mở thủ tục phá sản đến trước ngày ra quyết định tuyên bố doanh nghiệp phá sản, nếu doanh nghiệp không còn trong tình trạng mất khả năng thanh toán thì thủ tục phá sản sẽ được chấm dứt (Điều 86, Luật Phá sản).

Căn cứ vào nguyên nhân gây ra phá sản, phá sản được chia thành 2 loại: Phá sản trung thực và phá sản man trá.

- Phá sản trung thực là phá sản do nguyên nhân khách quan hay rủi ro trong kinh doanh gây ra như: thiên tai, địch họa, khủng hoảng kinh tế, biến động chính trị;

- Phá sản man trá là phá sản do chủ doanh nghiệp mắc nợ có thủ đoạn, hành vi gian dối, có sự sắp đặt từ trước, lợi dụng cơ chế phá sản để chiếm đoạt tài sản của các chủ nợ. Ví dụ chủ doanh nghiệp mắc nợ gian lận trong việc ký kết các hợp đồng, tẩu tán tài sản, cố tình báo cáo sai hoặc cung cấp thông tin không trung thực, sau đó tạo ra lý do phá sản không đúng sự thật. Đây là hành vi lừa đảo, thường bị xử lý nghiêm khắc về mặt hình sự.

Dựa vào cơ sở phát sinh quan hệ pháp lý, phá sản được chia thành 2 loại: Phá sản tự nguyện (voluntary bankruptcy) và phá sản bắt buộc (involuntary bankruptcy).

- Phá sản tự nguyện là phá sản do chính phía doanh nghiệp mắc nợ tự đệ đơn yêu cầu tuyên bố phá sản khi thấy mất khả năng thanh toán nợ đến hạn và không còn


PHÁ SẢN DOANH NGHIỆP VÀ THI HÀNH LUẬT PHÁ SẢN Ở VIỆT NAM Phan Thị Mỹ HạnhViện Dầu khí Việt NamEmail: [email protected]

Tóm tắt

Phá sản doanh nghiệp là giải pháp xử lý dứt điểm những doanh nghiệp yếu kém, gặp khó khăn trong kinh doanh, thua lỗ kéo dài và không còn khả năng tiếp tục hoạt động. Luật Phá sản số 51/2014/QH13 đã được sửa đổi căn bản và toàn diện, giúp tháo gỡ các vướng mắc trong giải quyết phá sản doanh nghiệp. Bài viết trình bày tổng quan về phá sản doanh nghiệp và thực tiễn thi hành Luật phá sản ở Việt Nam trong thời gian qua.

Từ khóa: Phá sản doanh nghiệp, Luật phá sản.


58 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

cách nào để khắc phục tình trạng mất khả năng thanh toán nợ đến hạn đó. Theo Luật Phá sản, việc nộp đơn yêu cầu phá sản là nghĩa vụ của doanh nghiệp khi nhận thấy lâm vào tình trạng phá sản.

- Phá sản bắt buộc là phá sản được thực hiện trên cơ sở yêu cầu của các chủ nợ, nằm ngoài ý muốn chủ quan của doanh nghiệp mắc nợ.

2. Đối tượng có quyền và nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản

Doanh nghiệp lâm vào tình trạng phá sản chỉ được Tòa án xem xét giải quyết trên cơ sở có yêu cầu mở thủ tục phá sản. Theo Điều 5, Luật Phá sản 2014, các đối tượng sau đây có quyền và nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản:

- Đối tượng có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản:

+ Chủ nợ không có bảo đảm, chủ nợ có bảo đảm một phần có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi hết thời hạn 3 tháng kể từ ngày khoản nợ đến hạn mà doanh nghiệp, hợp tác xã không thực hiện nghĩa vụ thanh toán.

+ Người lao động, công đoàn cơ sở, công đoàn cấp trên trực tiếp cơ sở ở những nơi chưa thành lập công đoàn cơ sở có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi hết thời hạn 3 tháng kể từ ngày phải thực hiện nghĩa vụ trả lương, các khoản nợ khác đến hạn đối với người lao động mà doanh nghiệp, hợp tác xã không thực hiện nghĩa vụ thanh toán.

+ Cổ đông hoặc nhóm cổ đông sở hữu từ 20% số cổ phần phổ thông trở lên trong thời gian liên tục ít nhất 6 tháng có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi công ty cổ phần mất khả năng thanh toán. Cổ đông hoặc nhóm cổ đông sở hữu dưới 20% số cổ phần phổ thông trong thời gian liên tục ít nhất 6 tháng có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi công ty cổ phần mất khả năng thanh toán trong trường hợp Điều lệ doanh nghiệp quy định.

+ Thành viên hợp tác xã hoặc người đại diện theo pháp luật của hợp tác xã thành viên của liên hiệp hợp tác xã có quyền nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi hợp tác xã, liên hiệp hợp tác xã mất khả năng thanh toán.

- Đối tượng có nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản:

+ Người đại diện theo pháp luật của doanh nghiệp, hợp tác xã có nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi doanh nghiệp, hợp tác xã mất khả năng thanh toán;

+ Chủ doanh nghiệp tư nhân, chủ tịch hội đồng quản trị của công ty cổ phần, chủ tịch hội đồng thành viên của công ty trách nhiệm hữu hạn hai thành viên trở lên, chủ sở hữu công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên, thành viên hợp danh của công ty hợp danh có nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi doanh nghiệp mất khả năng thanh toán.

Với 6 nhóm đối tượng trên, Luật Phá sản năm 2014 đã mở rộng đối tượng được phép yêu cầu mở thủ tục phá sản so với Luật Phá sản năm 2004, trong đó có các đối tượng mới như công đoàn, người đại diện theo pháp luật của các doanh nghiệp... Việc mở rộng đối tượng có quyền hoặc nghĩa vụ yêu cầu giải quyết phá sản nhằm tạo điều kiện cho các đối tượng liên quan khác tham gia thực hiện thủ tục phá sản, hạn chế tình trạng doanh nghiệp không còn cơ hội phục hồi nhưng không có đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản.

Ngoài ra, Luật Phá sản năm 2014 cũng bổ sung quy định trách nhiệm pháp lý đối với những người thuộc nhóm đối tượng có nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản. Nếu như các đối tượng này không nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi doanh nghiệp mất khả năng thanh toán thì phải chịu trách nhiệm về những thiệt hại phát sinh do việc không nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản và phải bồi thường.

3. Trình tự thực hiện thủ tục phá sản doanh nghiệp

Theo Luật Phá sản năm 2014, trình tự thực hiện thủ tục phá sản gồm các bước chủ yếu sau:

Trình tự thực hiện Các công việc doanh nghiệp cần chuẩn bị tại các bước

Bước 1: Đề nghị mở thủ tục phá sản Doanh nghiệp nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản kèm theo hồ sơ, tài liệu liên quan: - Đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản - Hồ sơ thành lập doanh nghiệp - Báo cáo tài chính 3 năm gần nhất - Bản giải trình nguyên nhân mất khả năng thanh toán, kết quả

thực hiện các biện pháp khôi phục doanh nghiệp nhưng vẫn không khắc phục được

- Thu thập hồ sơ pháp lý doanh nghiệp - Thu thập hồ sơ tài sản và lập bảng kê các loại tài sản - Kiểm kê tài sản, phân loại tài sản theo phẩm cấp và theo yêu

cầu sử dụng, đối chiếu số lượng và giá trị tài sản trên sổ sách với thực tế

- Lập danh sách và phân loại chủ nợ, người mắc nợ - Soát xét hồ sơ, chứng từ của các khoản công nợ và đảm bảo

đầy đủ căn cứ pháp lý cho việc trả nợ và thu nợ

PETROVIETNAM

59DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

4. Thực tiễn quá trình thi hành Luật Phá sản ở Việt Nam trong thời gian qua

4.1. Luật Phá sản Doanh nghiệp năm 1993

Tại Việt Nam, Luật Phá sản lần đầu tiên được ban hành ngày 30/12/1993 trong bối cảnh chuyển từ nền kinh tế tập trung, quan liêu, bao cấp sang nền kinh tế hàng hóa nhiều

thành phần theo định hướng xã hội chủ nghĩa. Trong quá trình hoạt động của các doanh nghiệp, lúc này đã bắt đầu xuất hiện hiện tượng cạnh tranh. Những doanh nghiệp làm ăn thua lỗ, nợ nần chồng chất, không thể thanh toán được các khoản nợ đến hạn buộc phải chấm dứt sự tồn tại và rút khỏi thị trường. Trước tình hình đó, Nhà nước đã ban hành Luật Phá sản doanh nghiệp năm 1993 để điều

Trình tự thực hiện Các công việc doanh nghiệp cần chuẩn bị tại các bước

- Bảng kê chi tiết tài sản của doanh nghiệp - Danh sách chủ nợ, danh sách người mắc nợ - Kết quả thẩm định giá, định giá giá trị tài sản còn lại (nếu có)

- Dựng lại báo cáo tài chính phù hợp với quy định - Thẩm định, định giá giá trị tài sản còn lại - Đề xuất chỉ định quản tài viên

Bước 2: Xem xét, thụ lý đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản - Tòa án xem xét, yêu cầu chỉnh sửa/bổ sung đơn và gửi thông

báo yêu cầu doanh nghiệp nộp lệ phí và tạm ứng chi phí phá sản nếu thấy hợp lệ

- Tòa án trả lại đơn nếu thấy không hợp lệ

- Chỉnh sửa, bổ sung đơn theo yêu cầu của Tòa án - Nộp lệ phí, tạm ứng chi phí phá sản - Doanh nghiệp và chủ nợ có thể thương lượng về việc rút đơn

nhưng không quá 20 ngày kể từ ngày nộp đơn hợp lệ

Bước 3: Mở thủ tục phá sản - Tòa án xem xét và quyết định mở/không mở thủ tục phá sản - Tòa án triệu tập phiên họp với doanh nghiệp và các bên liên

quan để xác minh tình trạng doanh nghiệp trong trường hợp cần thiết

- Tòa án xem xét kháng nghị quyết định mở/không mở thủ tục phá sản của người tham gia thủ tục phá sản (nếu có)

- Doanh nghiệp chịu sự giám sát của thẩm phán và quản tài viên (nếu mở thủ tục phá sản)

- Xác định và thực hiện các biện pháp bảo toàn tài sản - Kiểm kê và xác định giá trị tài sản theo giá thị trường - Xác định lãi vay của các khoản nợ, tuy nhiên được tạm dừng

trả lãi - Lập danh sách chủ nợ, người mắc nợ và thực hiện niêm yết

công khai danh sách - Gửi giấy đòi nợ kèm theo hồ sơ, tài liệu chứng minh về các

khoản nợ cho quản tài viên

Bước 4: Tổ chức hội nghị chủ nợ - Triệu tập hội nghị chủ nợ - Hội nghị chủ nợ biểu quyết về việc đề nghị phục hồi doanh

nghiệp/phá sản doanh nghiệp - Gửi nghị quyết của hội nghị chủ nợ cho Tòa án

- Chuẩn bị chương trình họp hội nghị chủ nợ - Làm việc trước với các chủ nợ nhằm đảm bảo:

+ Số chủ nợ tham gia hội nghị đại diện cho ít nhất 51% tổng nợ không có bảo đảm

+ Nghị quyết của hội nghị chủ nợ được thông qua bởi hơn 50% số chủ nợ không có bảo đảm có mặt và đại diện cho từ 65% tổng nợ không có bảo đảm trở lên biểu quyết tán thành

Bước 5: Phục hồi doanh nghiệp/tuyên bố doanh nghiệp phá sản - Thực hiện phục hồi hoạt động kinh doanh trong trường hợp

hội nghị chủ nợ thông qua nghị quyết có nội dung áp dụng thủ tục phục hồi hoạt động kinh doanh

- Tòa án tuyên bố phá sản trong các trường hợp: + Hội nghị chủ nợ thông qua đề nghị phá sản + Hội nghị chủ nợ thông qua nghị quyết có nội dung áp

dụng thủ tục phục hồi hoạt động kinh doanh nhưng: (i) doanh nghiệp không xây dựng được phương án phục hồi hoạt động kinh doanh; (ii) hội nghị chủ nợ không thông qua phương án phục hồi kinh doanh của doanh nghiệp; (iii) doanh nghiệp không thực hiện được phương án phục hồi hoạt động kinh doanh

- Xây dựng phương án phục hồi hoạt động kinh doanh gửi Tòa án để xem xét và giám sát quá trình thực hiện

- Doanh nghiệp không được miễn trừ khỏi nghĩa vụ tài sản

nhưng được chấm dứt thực hiện nghĩa vụ tính lãi sau khi có tuyên bố phá sản

- Đình chỉ các giao dịch liên quan đến doanh nghiệp - Làm thủ tục chấm dứt hợp đồng lao động với người lao

động và phối hợp với quản tài viên lập phương án giải quyết quyền lợi của người lao động

- Phối hợp với quản tài viên lập phương án phân chia tài sản theo quy định

Bước 6: Thi hành quyết định tuyên bố doanh nghiệp phá sản - Cơ quan thi hành án dân sự ra quyết định thi hành quyết

định tuyên bố phá sản - Xác định giá trị tài sản và thực hiện thanh lý tài sản - Phân chia tiền cho các đối tượng theo thứ tự phân chia tài

sản

- Thuê tổ chức định giá độc lập định giá tài sản trong vòng 10

ngày kể từ ngày ra quyết định tuyên bố phá sản


60 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

chỉnh toàn bộ các vấn đề liên quan đến phá sản doanh nghiệp, nhằm đảm bảo các doanh nghiệp rút khỏi thương trường một cách có trật tự, hạn chế gây hậu quả xấu cho các chủ thể có liên quan nói riêng và cho xã hội nói chung.

Luật Phá sản Doanh nghiệp năm 1993 đã tạo lập hành lang pháp lý sơ bộ để giải quyết vấn đề về phá sản doanh nghiệp. Tuy nhiên, Luật này được xây dựng trong hoàn cảnh nước ta mới chuyển sang cơ chế quản lý kinh tế mới nên sự hiểu biết về nền kinh tế thị trường cùng với kinh nghiệm thực tiễn về giải quyết phá sản không nhiều và cũng chưa có điều kiện để tham khảo đầy đủ các quy định của luật pháp quốc tế về phá sản. Do đó, cơ quan lập pháp chưa lường trước được những vấn đề cần quy định trong Luật Phá sản, nhiều quy định đưa ra còn bất cập, không phù hợp với thực tế, gây cản trở việc giải quyết phá sản. Tính đến năm 2003, sau gần 10 năm thi hành Luật Phá sản doanh nghiệp (từ năm 1993), Tòa án chỉ thụ lý 151 đơn yêu cầu tuyên bố phá sản doanh nghiệp, trong số đó 46 doanh nghiệp Tòa tuyên bố bị phá sản [1].

4.2. Luật Phá sản năm 2004

Ngày 15/6/2004, Luật Phá sản năm 2004 được Quốc hội thông qua, thay thế Luật Phá sản Doanh nghiệp năm 1993. So với Luật Phá sản Doanh nghiệp năm 1993, Luật Phá sản năm 2004 có điểm tiến bộ hơn, vì vậy tình hình thụ lý và giải quyết yêu cầu mở thủ tục phá sản doanh nghiệp theo Luật Phá sản năm 2004 đã được cải thiện. Theo kết quả tổng kết thi hành Luật Phá sản năm 2004, toàn ngành Tòa án đã thụ lý 336 đơn yêu cầu tuyên bố phá sản, trong đó ra 236 quyết định mở thủ tục phá sản và 83 quyết định tuyên bố phá sản. Trong số 153 vụ việc chưa ra quyết định tuyên bố phá sản có 49 vụ việc có lý do chưa thu hồi được các khoản nợ và chưa bán được tài sản [1].

Tuy nhiên trong quá trình áp dụng, Luật Phá sản năm 2004 vẫn tồn tại nhiều bất cập, gây trở ngại cho việc giải quyết phá sản doanh nghiệp [2]:

Nguồn: Báo cáo tổng kết thi hành Luật Phá sản của Tòa án Nhân dân tối cao ngày 23/9/2013

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Luật Phá sản 1993 Luật Phá sản 2004

Kết quả thi hành Luật Phá sản

Số đơn đề nghị phá sản Số trường hợp có Quyết định tuyên bố phá sản

- Tỷ lệ doanh nghiệp bị yêu cầu mở thủ tục phá sản thấp.

Mặc dù Luật Phá sản quy định chủ doanh nghiệp hoặc đại diện hợp pháp của doanh nghiệp có nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản khi doanh nghiệp lâm vào tình trạng phá sản nhưng không quy định chế tài nên các doanh nghiệp chưa thực hiện trách nhiệm triệt để. Việc né tránh tuyên bố phá sản và tìm cách duy trì doanh nghiệp bằng các biện pháp như: cấp vốn bổ sung, hoãn nợ, phân tách, sáp nhập... không thể giải quyết được tình trạng vỡ nợ tiềm ẩn của doanh nghiệp mà còn dẫn đến một số hệ lụy như: tăng thêm gánh nặng tài chính khi các khoản nợ tiếp tục bị tính lãi, tốn chi phí duy trì bộ máy, thường xuyên phải đối mặt với kiện tụng, đòi nợ...

Đối với các chủ nợ, thủ tục phá sản chỉ được sử dụng khi không còn giải pháp khác. Các chủ nợ thường tìm cách đòi nợ thông qua các thủ tục tố tụng dân sự, thủ tục hành chính... để thu xếp kín đáo các khoản nợ. Nếu yêu cầu phá sản doanh nghiệp, chủ nợ phải chia phần tài sản còn lại của doanh nghiệp phá sản với các chủ nợ khác dẫn đến nhiều khả năng không thu hồi được toàn bộ khoản nợ. Ngoài ra, đối với các chủ nợ là ngân hàng, việc công khai yêu cầu mở thủ tục phá sản sẽ thể hiện chất lượng tín dụng thấp, ảnh hưởng đến uy tín của ngân hàng, thậm chí có thể sẽ phải đối mặt với việc bị thanh kiểm tra, làm rõ trách nhiệm của các cán bộ liên quan.

- Doanh nghiệp không cung cấp đầy đủ hồ sơ, tài liệu cơ sở để thực hiện phá sản

Doanh nghiệp không cung cấp đầy đủ hồ sơ, tài liệu theo yêu cầu do đó Tòa án khó xác định tình trạng phá sản của doanh nghiệp, không đủ cơ sở để xem xét và giải quyết. Trên thực tế, việc chấp hành các quy định về chế độ tài chính kế toán còn yếu kém; quản lý sổ sách, chứng từ kế toán lỏng lẻo; tình hình tài sản và các khoản công nợ không được ghi chép, phản ánh đầy đủ, rõ ràng; hồ sơ pháp lý các khoản công nợ thiếu chứng cứ pháp lý để trả nợ và thu nợ vì không được chủ nợ và người mắc nợ đối chiếu, ảnh hưởng đến tiến độ giải quyết phá sản cũng như việc thi hành quyết định thanh lý tài sản của doanh nghiệp.

- Khó khăn trong việc xử lý, thu hồi các khoản nợ của doanh nghiệp

Việc thu hồi nợ mất rất nhiều thời gian nếu doanh nghiệp bị phá sản có nhiều chủ nợ, tài sản tại các địa bàn khác nhau.

PETROVIETNAM

61DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Khó thu hồi nợ trong trường hợp doanh nghiệp mắc nợ đã tự giải thể, chuyển trụ sở nhưng không thông báo, không có khả năng thanh toán, né tránh trả nợ, hoặc khoản nợ thuộc dạng tài sản đầu tư dở dang của doanh nghiệp (trong lĩnh vực nuôi trồng, sản xuất...). Luật Phá sản năm 2004 chưa quy định rõ việc xử lý đối với các trường hợp trên, cơ quan thi hành án dân sự không thể cưỡng chế người mắc nợ nếu chưa có bản án, quyết định có hiệu lực pháp luật của Tòa án hoặc quyết định tuyên bố phá sản (Tòa án chỉ ra quyết định tuyên bố phá sản khi giải quyết xong các công việc như thu hồi nợ, bán tài sản...), dẫn đến quá trình giải quyết phá sản bị kéo dài do không thu hồi được nợ.

- Khó khăn trong việc xử lý tài sản của doanh nghiệp phá sản

Việc thanh lý tài sản của doanh nghiệp bị tuyên bố phá sản phải qua nhiều thủ tục, tốn thời gian, dẫn đến tài sản để lâu vừa tốn kém chi phí bảo quản, vừa bị giảm giá trị hoặc thậm chí không còn giá trị sử dụng.

Việc xử lý tài sản gắn liền với quyền sử dụng đất trong trường hợp là đất của Nhà nước cho thuê, khi doanh nghiệp tiến hành giải quyết phá sản thường bị Nhà nước thu hồi lại theo quy định tại Khoản 2, Điều 38, Luật Đất đai năm 2003. Do đó, tài sản nếu không gắn liền với đất thì không bán được, hoặc bán với giá rất thấp, dẫn đến thiệt hại cho các chủ nợ.

Các loại tài sản rất khó thanh lý, tổ chức bán đấu giá nhiều lần không tìm được người mua, chi phí tổ chức, bảo quản tài sản tốn kém, mất thời gian giải quyết.

Mất nhiều thời gian giải quyết trong trường hợp xảy ra tranh chấp tài sản thanh lý của doanh nghiệp bị phá sản.

- Khó khăn trong việc tổ chức hội nghị chủ nợ

Khi tòa án mở hội nghị chủ nợ thì rất khó mời được chủ nợ có bảo đảm đến dự (vì đã có tài sản của doanh nghiệp bảo đảm cho khoản vay). Nếu không tổ chức được hội nghị chủ nợ thì không thể tuyên bố phá sản doanh nghiệp, trong khi luật không quy định chế tài áp dụng với chủ nợ không tham dự hội nghị.

- Quy định cứng nhắc về thời hạn phục hồi hoạt động kinh doanh

Quy định thời hạn thực hiện phương án phục hồi hoạt động kinh doanh cứng nhắc, với thời hạn ấn định tối đa 3 năm, do đó hội nghị chủ nợ không thể đưa ra quyết định linh hoạt theo tình hình của doanh nghiệp bị phá sản.

- Việc ra quyết định đình chỉ thủ tục thanh lý tài sản và quyết định tuyên bố doanh nghiệp bị phá sản thường kéo dài

Luật Phá sản năm 2004 quy định chỉ khi thu hồi hết nợ, thanh lý bán hết tài sản của doanh nghiệp và hoàn thành phương án phân chia tài sản thì Tòa án mới được ra quyết định đình chỉ thủ tục thanh lý tài sản và ra quyết định tuyên bố doanh nghiệp bị phá sản. Tuy nhiên, thực tế có trường hợp doanh nghiệp không thể thanh lý được tài sản (do không có người mua hoặc do có tranh chấp tài sản) hoặc chưa thu hồi được hết các khoản nợ nên chưa thể chốt phương án phân chia tài sản, vì vậy không thể ra quyết định đình chỉ thủ tục thanh lý tài sản để ra quyết định tuyên bố phá sản. Đây là vướng mắc lớn nhất trong quá trình thực hiện Luật Phá sản tại doanh nghiệp.

- Quá trình thụ lý hồ sơ rườm rà, phức tạp, tốn nhiều thời gian

Quy định của Luật Phá sản năm 2004 còn có điểm mâu thuẫn, chưa tương thích với các văn bản quy phạm pháp luật khác, có quy định chưa phù hợp (hoặc không còn phù hợp), chưa đầy đủ, thiếu rõ ràng và còn có nhiều cách hiểu khác nhau gây trở ngại cho quá trình thực hiện.

Ngoài ra, số lượng và năng lực của đội ngũ cán bộ (thẩm phán, chấp hành viên...) còn hạn chế, chưa đáp ứng yêu cầu của công tác giải quyết phá sản doanh nghiệp cũng là nguyên nhân làm cho quá trình giải quyết phá sản gặp nhiều khó khăn.

4.3. Luật Phá sản năm 2014

Ngày 19/6/2014, Luật Phá sản số 51/2014/QH13 đã được Quốc hội thông qua. So với Luật Phá sản năm 2004, Luật này được đánh giá có sửa đổi căn bản và toàn diện, giúp tháo gỡ vướng mắc trong giải quyết phá sản, đồng thời bổ sung các điểm mới có lợi cho doanh nghiệp, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp không còn khả năng hoạt động có thể chấm dứt sự tồn tại nhanh chóng, thuận tiện hơn [2]:

- Mở rộng đối tượng nộp đơn

Luật Phá sản năm 2014 quy định quyền và nghĩa vụ nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản theo hướng mở rộng đối tượng có quyền nộp đơn, trong đó có các đối tượng mới như: công đoàn, đại diện pháp luật của các doanh nghiệp...

- Quy định rõ trách nhiệm cung cấp tài liệu, chứng cứ phục vụ giải quyết phá sản


62 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Luật Phá sản năm 2014 quy định rõ trách nhiệm cung cấp tài liệu, chứng cứ của cá nhân, cơ quan, tổ chức có liên quan. Cá nhân, cơ quan, tổ chức đang quản lý, lưu giữ tài liệu, chứng cứ có liên quan đến vụ việc phá sản có trách nhiệm cung cấp đầy đủ, kịp thời tài liệu, chứng cứ liên quan đến vụ việc phá sản trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của chủ nợ, doanh nghiệp, Tòa án Nhân dân, Viện Kiểm sát Nhân dân, quản tài viên, doanh nghiệp quản lý, thanh lý tài sản. Nếu không cung cấp được tài liệu, chứng cứ theo quy định trên phải trả lời bằng văn bản và nêu rõ lý do. Nếu cố ý không cung cấp tài liệu, chứng cứ mà không có lý do chính đáng sẽ bị xử lý theo quy định của pháp luật.

- Quy định về tổ chức hội nghị chủ nợ phù hợp hơn

Để tạo điều kiện thuận lợi cho việc triệu tập hội nghị chủ nợ, Luật Phá sản năm 2014 cho phép các chủ nợ không nhất thiết phải trực tiếp tham dự hội nghị chủ nợ mà có thể gửi ý kiến bằng văn bản. Trường hợp hội nghị chủ nợ lần thứ nhất bị hoãn vì không triệu tập đủ số lượng chủ nợ chiếm hơn 51% tổng số nợ không có bảo đảm tham dự theo quy định thì trong vòng 30 ngày có thể triệu tập hội nghị chủ nợ lần thứ hai. Nếu lần thứ hai vẫn không triệu tập được đủ số lượng chủ nợ theo quy định thì thẩm phán có quyền lập biên bản và quyết định tuyên bố phá sản. Quy định trên khắc phục khó khăn trong việc triệu tập hội nghị chủ nợ, giúp tiết kiệm thời gian, công sức và các chi phí phát sinh không đáng có của các bên liên quan.

- Quy định thời hạn phục hồi hoạt động kinh doanh linh hoạt hơn

Khác với Luật cũ, Luật Phá sản năm 2014 quy định về thời hạn thực hiện phương án hồi phục hoạt động kinh doanh của doanh nghiệp mất khả năng thanh toán sẽ được quyết định theo nghị quyết của hội nghị chủ nợ. Nếu hội nghị chủ nợ không xác định được thời hạn phục hồi thì sẽ áp dụng thời hạn 3 năm kể từ ngày hội nghị chủ nợ thông qua phương án phục hồi hoạt động kinh doanh. Đây là quy định mới tôn trọng quyền quyết định của hội nghị chủ nợ, cho phép doanh nghiệp có thể tùy theo điều kiện, hoàn cảnh thực tế để xác định thời hạn phục hồi hoạt động kinh doanh phù hợp, không còn cứng nhắc áp đặt một thời hạn duy nhất cho tất cả doanh nghiệp như trước đây.

- Xử lý tranh chấp tài sản

Nếu xảy ra tranh chấp trước khi có quyết định tuyên bố doanh nghiệp phá sản thì tài sản đang tranh chấp được Tòa án giải quyết phá sản tách ra để giải quyết bằng vụ án

khác theo quy định của pháp luật về tố tụng dân sự. Sau khi có bản án và quyết định có hiệu lực của Tòa án thì tài sản này sẽ được nhập vào tài sản của doanh nghiệp và được phân chia theo quyết định tuyên bố phá sản. Quy định này hạn chế tình trạng quá trình giải quyết phá sản bị đình trệ do phải xử lý vướng mắc về tranh chấp tài sản.

- Thay đổi trình tự thực hiện phá sản phù hợp hơn

Luật Phá sản năm 2014 quy định thủ tục tuyên bố phá sản phải thực hiện trước thủ tục thanh lý tài sản, tương tự quy định tại Luật Phá sản Doanh nghiệp năm 1993. Việc thay đổi trình tự thủ tục khắc phục tình trạng kéo dài thời gian giải quyết phá sản do chưa thể ra quyết định đình chỉ thủ tục thanh lý tài sản và quyết định tuyên bố phá sản khi chưa thanh lý được hết tài sản và chưa thu hồi hết nợ.

- Bổ sung chế định quản tài viên hỗ trợ doanh nghiệp thực hiện phá sản

Quản tài viên là những người am hiểu về pháp luật, tài chính, kế toán được Tòa án giao nhiệm vụ thực hiện quản lý, thanh lý tài sản của doanh nghiệp mất khả năng thanh toán trong quá trình giải quyết phá sản. Quản tài viên hỗ trợ doanh nghiệp xây dựng, triển khai kế hoạch phục hồi hoạt động kinh doanh và trong trường hợp không thể khôi phục được thì triển khai thanh lý tài sản với hiệu quả cao nhất cho các bên liên quan. Việc chuyên nghiệp hóa hoạt động quản lý, thanh lý tài sản giúp ngăn chặn tình trạng thất thoát, lãng phí, tiêu cực.

- Bổ sung loại hình phá sản rút gọn cho các doanh nghiệp cần phá sản ngay

Luật Phá sản năm 2014 bổ sung quy định về áp dụng loại hình phá sản theo thủ tục rút gọn đối với trường hợp doanh nghiệp nộp đơn yêu cầu mở thủ tục phá sản kèm theo đầy đủ căn cứ chứng minh rằng không còn tiền và tài sản khác để nộp lệ phí phá sản, tạm ứng chi phí phá sản. Đối với trường hợp trên, trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày Tòa án thông báo cho người tham gia thủ tục phá sản về việc giải quyết phá sản theo thủ tục rút gọn, Tòa án sẽ xem xét, tuyên bố doanh nghiệp phá sản hoặc tiếp tục giải quyết theo thủ tục thông thường và thông báo cho người tham gia thủ tục phá sản biết.

5. Kết luận

Luật Phá sản 2014 đã có sự đổi mới căn bản và toàn diện, giúp tháo gỡ các vướng mắc trong giải quyết phá sản, song chưa có các văn bản hướng dẫn chi tiết, còn thiếu cơ sở để triển khai áp dụng. Hiệu quả của việc giải quyết phá sản doanh nghiệp không chỉ phụ thuộc vào

PETROVIETNAM

63DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

sự hoàn chỉnh của khung pháp lý mà còn phụ thuộc vào năng lực của các cơ quan thi hành pháp luật và Tòa án.

Đối với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), trong thời gian qua đã tập trung thực hiện công tác tái cấu trúc, sắp xếp lại các doanh nghiệp có ngành nghề kinh doanh trùng lặp thông qua các hoạt động mua bán và sáp nhập (M&A), hoặc giải thể một số doanh nghiệp yếu kém. Trong một số trường hợp, việc sắp xếp cơ học bằng cách giao doanh nghiệp yếu kém cho các đơn vị thành viên quản lý không giúp cải thiện tình hình của các doanh nghiệp này, gây ảnh hưởng xấu đến kết quả kinh doanh của đơn vị tiếp nhận.

Đối với các doanh nghiệp yếu kém, ngoài biện pháp giải thể, trong trường hợp cần thiết, PVN cần tính đến việc phá sản để hạn chế thiệt hại về tài chính, giải quyết dứt điểm, tránh tình trạng thua lỗ kéo dài, tiếp tục gây ảnh hưởng xấu đến hiệu quả đầu tư.


1. Báo cáo tổng kết thi hành Luật Phá sản của Tòa án Nhân dân tối cao. 23/09/2013.

2. Pháp luật phá sản tại Việt Nam, một số vấn đề lý luận và thực tiễn. Đặc san Tuyên truyền pháp luật. 9/2014.

Summary

Company liquidation is a formal solution used for deregistering a poorly performing company that faces insolvency. Bankruptcy Law no. 51/2014/QH13 has been fundamentally and comprehensively amended, which helps solving problems and obstacles in the implementation of company liquidation. The article presents an overview of company liquidation and the practical implementation of the bankruptcy law in Vietnam in recent years.

Key words: Company liquidation, Bankruptcy Law.

COMPANY LIQUIDATION AND IMPLEMENTATION OF BANKRUPTCY LAW IN VIETNAM

Phan Thi My HanhVietnam Petroleum InstituteEmail: [email protected]

TIN TỨC - SỰ KIỆN

64 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Total mong muốn mở rộng hoạt động đầu tư kinh doanh tại Việt Nam

Ngày 28/4/2018, tại Singapore, Thủ tướng

Chính phủ Nguyễn Xuân Phúc đã tiếp ông Christian Cabrol - Phó Chủ tịch Tập đoàn Total, Chủ tịch Công ty Dầu khí Total khu vực châu Á - Thái Bình Dương.

Phó Chủ tịch Total Christian Cabrol cho biết Total là 1 trong 4 doanh nghiệp dầu khí lớn nhất thế

giới và đứng thứ 2 thế giới về khí thiên nhiên hóa lỏng. Có mặt tại Việt Nam từ năm 1990, Total tham gia một số dự án thăm dò, khai thác dầu khí, cung cấp các sản phẩm khí hóa lỏng, dầu nhờn. Ông Christian Cabrol cho biết Total đang quan tâm đến lĩnh vực khí thiên nhiên hóa lỏng và sản xuất điện ở Việt Nam, sẵn sàng hợp tác với các đối tác để đầu tư vào lĩnh vực này.

Total đang đề xuất xây dựng cơ sở hạ tầng (cảng) để tiếp nhận khí hóa lỏng.

Đánh giá cao việc Total mở rộng đầu tư kinh doanh tại Việt Nam, Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc cho biết, Việt Nam có quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí, trong đó có tính đến nhập khẩu khí để đáp ứng nhu cầu trong nước. Thủ tướng Chính phủ đề nghị Total tích cực trao đổi với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Tập đoàn Điện lực Việt Nam… để xúc tiến công việc này, đặc biệt là các dự án đã có trong quy hoạch và báo cáo cấp thẩm quyền.

Total có mặt tại hơn 130 quốc gia, hoạt động trong lĩnh vực công nghiệp dầu khí, thăm dò và khai thác, lọc dầu và hóa chất, tiếp thị và phân phối sản phẩm, điện và khí.

Ngọc Phương

Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc tiếp Phó Chủ tịch Total Christian Cabrol. Ảnh: Quang Hiếu

TIN TRONG NƯỚC

Ngày 12/4/2018, Công ty TNHH MTV Lọc - Hóa dầu

Bình Sơn (BSR) đã làm việc với Ban Thường vụ Tỉnh ủy Quảng Ngãi về tình hình hoạt động sản xuất kinh doanh và chiến lược phát triển lĩnh vực hóa dầu.

Theo Tổng giám đốc BSR Trần Ngọc Nguyên, trong Quý I/2018, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất hoạt động an toàn, ổn định ở công suất 108 - 110%. Sản lượng sản xuất ước đạt 1,7 triệu tấn sản phẩm, vượt kế hoạch 10,8%; doanh thu ước đạt 24.091 tỷ đồng, vượt kế hoạch 25,1%; nộp ngân sách Nhà nước đạt 2.720 tỷ đồng, vượt kế hoạch 32,3% và lợi nhuận đạt 1.293 tỷ đồng, vượt kế hoạch 46,4%.

Kết luận chương trình làm việc, Bí thư Tỉnh ủy Lê Viết Chữ đánh Hồng Minh

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành ổn định ở công suất 108 - 110%

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành ổn định ở công suất 108 - 110%. Ảnh: BSR

giá cao BSR là hạt nhân phát triển kinh tế của Khu kinh tế Dung Quất; đóng góp rất lớn cho ngân sách Nhà nước, sản xuất sạch, phát triển nguồn nhân lực chất lượng cao… Bí thư Tỉnh ủy Quảng Ngãi khẳng định sẽ quy hoạch vùng nguyên liệu sắn để phát triển công nghiệp chế biến sắn và phát triển nông nghiệp nông thôn; đồng thời lưu ý BSR đảm bảo

tiến độ đưa Nhà máy Nhiên liệu Sinh học Dung Quất vận hành trở lại theo đúng kế hoạch. Tỉnh Quảng Ngãi cho biết sẽ báo cáo các cấp có thẩm quyền về Dự án xây dựng Trung tâm Lọc hóa dầu và Năng lượng Quốc gia tại Khu kinh tế Dung Quất và kiến nghị các cơ chế để BSR phát triển bền vững.

PETROVIETNAM

65DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

PV Power làm chủ đầu tư các dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4

Ngày 23/4/2018, Thủ tướng Chính phủ đã có Công văn

số 536/TTg-CN đồng ý giao Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư các dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4.

Dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 đã được Thủ tướng Chính phủ đồng ý bổ sung vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh tại Quyết định số 212/TTg-CN ngày 13/2/2017 và được Bộ Công Thương phê duyệt

điều chỉnh Quy hoạch địa điểm xây dựng Trung tâm Điện lực Nhơn Trạch tại Quyết định số 3453/QĐ-BCT ngày 6/9/2017.

Dự án Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 có tổng công suất lắp đặt khoảng 1.500MW, tổng mức đầu tư khoảng 33.300 tỷ đồng, được xây dựng tại Khu công nghiệp Ông Kèo, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai. Theo kế hoạch, Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 sẽ

được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2020 - 2021.

Là đơn vị trực tiếp quản lý vận hành Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 1 và 2, PV Power có thể sử dụng cơ sở hạ tầng sẵn có (như cảng tạm, cảng dầu, hệ thống bồn dầu DO, hệ thống điện nước thi công và vận hành, nhà văn phòng, kho xưởng,…) cho công tác xây dựng và vận hành Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4, giúp giảm chi phí đầu tư dự án. Với hơn 10 năm kinh nghiệm quản lý đầu tư xây dựng và vận hành các nhà máy điện khí, PV Power có thể lựa chọn được công nghệ tối ưu cho Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4 đảm bảo hiệu quả đầu tư cao nhất.

Trong Quý I/2018, sản lượng điện của PV Power ước đạt 5.724,7 triệu kWh (vượt 8% kế hoạch). Trong Quý II/2018, PV Power đặt mục tiêu sản lượng điện sản xuất đạt 5.928 triệu kWh, doanh thu đạt 8.300 tỷ đồng và lợi nhuận trước thuế đạt 560 tỷ đồng.

Cơ sở hạ tầng ở Nhà máy Điện Nhơn Trạch 1 & 2 giúp PV Power giảm chi phí đầu tư dự án Nhơn Trạch 3 & 4. Ảnh: PVN

Thúy Hằng

PV GAS đáp ứng nhu cầu khí cho phát điện tăng cao trong mùa khô

Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) cho biết đã

yêu cầu các chủ mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn (KNOC điều hành Lô 11-2, Premier Oil điều hành Lô 12W và Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông điều hành Lô 05-2 & 05-3…) cung cấp khí tối đa về bờ và cân đối các nguồn khí khác từ bể Cửu Long để đáp ứng nhu cầu khí cho phát điện đang tăng cao trong mùa khô.

Từ đầu năm 2018 đến nay, 4 hệ thống khí (gồm: Nam Côn Sơn, Cửu Long, PM3 - CAA và Hàm Rồng - Thái Bình) đã cung cấp khí ổn định cho thị trường Đông Nam Bộ, Tây Nam Bộ và miền Bắc với 2,69 tỷ m3 khí thương phẩm, 410,95 nghìn tấn LPG và 24,86

Hồng Minh

Nhà máy khí Dinh Cố. Ảnh: PV GAS

nghìn tấn condensate. Tổng doanh thu Quý I/2018 của PV GAS ước đạt 18.280 tỷ đồng, vượt kế hoạch 33%; lợi nhuận sau thuế đạt trên 2.470

tỷ đồng, vượt kế hoạch 56% và nộp ngân sách Nhà nước trên 1.160 tỷ đồng, vượt kế hoạch 60%.


66 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Dầu khí có 6 giải pháp đạt giải cao tại Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật toàn quốc

Ngày 17/4/2018, Quỹ Hỗ trợ Sáng tạo Kỹ thuật Việt Nam

(VIFOTEC) thuộc Liên hiệp các Hội Khoa học và Kỹ thuật Việt Nam, Bộ Khoa học và Công nghệ, Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam và Trung ương Đoàn TNCS Hồ Chí Minh đã tổ chức trao giải Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật toàn quốc lần thứ 14 (2016 - 2017). Trong số 536 giải pháp nhận được, Ban tổ chức Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật toàn quốc lần thứ 14 đã lựa chọn 90 giải pháp có giá trị nhất để trao giải gồm: 6 giải Nhất, 12 giải Nhì, 24 giải Ba và 48 giải Khuyến khích.

Tại Lễ trao giải, giải pháp “Nghiên cứu kết hợp và áp dụng sáng tạo hai hệ dung dịch ức chế sét mới KGAC và KGAC-PLUS có chất lượng tương đương với các hệ dung dịch tiên tiến trên thế giới và đảm bảo an toàn cho môi trường sinh thái” (chủ nhiệm Hoàng Hồng Lĩnh, Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”) được Ban Tổ chức Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật toàn quốc lần thứ 14 trao tặng giải Nhất và được Tổ chức Sở hữu Trí tuệ Thế giới trao tặng giải thưởng WIPO.

Ban Tổ chức trao giải Nhất cho giải pháp “Nghiên cứu kết hợp và áp dụng sáng tạo hai hệ dung dịch ức chế sét mới KGAC và KGAC-PLUS”. Ảnh: PVN

Nguyễn Thanh

Các giải pháp đạt giải Nhì gồm: “Kết hợp khai thác bằng bơm điện chìm và khí nâng để gia tăng hiệu quả khai thác các giếng bơm điện chìm mỏ Đông Đô” (chủ nhiệm Nguyễn Văn Lâu, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí - PVEP); “Thiết kế và chế tạo trạm đo carota tổng hợp xách tay và tổ hợp các máy giếng của Việt Nam tương thích với trạm Karat” (chủ nhiệm Nguyễn Xuân Quang, Xí nghiệp Địa vật lý Giếng khoan, Vietsovpetro).

Giải pháp “Nâng cao độ tin cậy và tối ưu hóa vận hành trạm giảm ôn giảm áp trong Nhà máy Lọc dầu

Dung Quất” (chủ nhiệm Nguyễn Ngọc Thanh, Công ty TNHH MTV Lọc - Hóa dầu Bình Sơn - BSR) đạt giải Ba.

Các giải pháp đạt giải Khuyến khích gồm: “Mở rộng sàn CTU tăng giới hạn khoan thăm dò cho giàn Tam Đảo 02” (chủ nhiệm Phạm Hồng Tiến, Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng, Vietsovpetro); “Sử dụng chất lỏng làm kín polymer hóa dưới tác động chênh lệch áp suất để khắc phục sự cố rò rỉ cơ cấu quay truyền tải nước và dầu khí khai thác trên tàu THAI BINH VN FPSO” (chủ nhiệm Đỗ Anh Tuấn, Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long).

PVTEX hợp tác vận hành kinh doanh Nhà máy Xơ sợi Polyester Đình Vũ

Ngày 27/4/2018, Công ty CP Hóa dầu và Xơ sợi Dầu khí

(PVTEX) đã ký Biên bản ghi nhớ (MOU)

về hợp tác vận hành, kinh doanh Nhà máy sản xuất xơ sợi Polyester Đình Vũ với Liên danh Tập đoàn An Phát Hồng Minh

Lễ ký Biên bản ghi nhớ về hợp tác vận hành, kinh doanh Nhà máy sản xuất xơ sợi Polyester Đình Vũ giữa PVTEX và An Phát. Ảnh: PVTEX

và các đối tác nước ngoài. Đây là cơ sở quan trọng để các bên đàm phán, tiến tới ký kết Hợp đồng hợp tác sản xuất kinh doanh trong Quý II/2018 và đưa toàn bộ Nhà máy sản xuất xơ sợi Polyester Đình Vũ vận hành thương mại trở lại trong Quý IV/2018.

Từ ngày 20/4/2018, PVTEX đã khởi động lại phân xưởng kéo sợi; ký thỏa thuận khung tiêu thụ sản phẩm. Đến nay, 3 dây chuyền DTY đang hoạt động ổn định, sản xuất các sản phẩm sợi DTY 75/36 và 75/72. Các dây chuyền khác đang được bảo dưỡng, chạy không tải và sớm vận hành lại trong thời gian tới.

PETROVIETNAM

67DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Phó Thủ tướng Vương Đình Huệ tiếp ông Christian Hinsch, Phó chủ tịch Talanx AG và Chủ tịch HDI Global SE. Ảnh: VGP

Thành Chung

Talanx AG muốn nâng tỷ lệ sở hữu tại PVI

Ngày 19/4/2018, Phó Thủ tướng Chính phủ Vương

Đình Huệ đã tiếp ông Christian Hinsch, Phó Chủ tịch Talanx AG và Chủ tịch HDI Global SE - doanh nghiệp đang sở hữu trên 47% cổ phần tại Công ty CP PVI (PVI Holdings).

Ông Christian Hinsch cho biết, Talanx AG mong muốn sẽ giữ cổ phần chi phối tại PVI, đáp ứng lợi ích và yêu cầu của các cổ đông tại PVI là phát triển phạm vi hoạt động của doanh nghiệp bảo hiểm này ra thị trường ASEAN. Để đạt mục tiêu này, Talanx

AG đề nghị Chính phủ nâng tỷ lệ sở hữu của nhà đầu tư nước ngoài tại doanh nghiệp lên trên mức 49%.

Phó Thủ tướng Vương Đình Huệ đánh giá với vai trò cổ đông lớn, Talanx đã giúp PVI tăng cường năng lực quản trị, nâng cao chất lượng nguồn nhân lực. Việc Talanx tham gia, mở rộng đầu tư tại Việt Nam phù hợp với chủ trương tái cơ cấu hệ thống tài chính, tín dụng, trong đó có thị trường bảo hiểm tại Việt Nam. Chính phủ Việt Nam sẽ giao Bộ Công Thương nghiên cứu việc nâng tỷ lệ sở hữu của nhà đầu tư nước ngoài tại PVI, xây dựng lộ trình thoái vốn, phương pháp thoái vốn, giá bán phù hợp với các cam kết của PVI với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trước đây.

Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP (PVFCCo)

cho biết sản lượng sản xuất trong Quý I/2018 đạt 217.846 tấn urea (vượt 10% kế hoạch quý và đạt 27% kế hoạch năm) và 3.110 tấn UFC 85.

Sản lượng kinh doanh phân bón của PVFCCo trong Quý I/2018 đạt 262.536 nghìn tấn, trong đó có 192.567 tấn urea Phú Mỹ và 69.969 tấn phân bón khác.

Sản lượng kinh doanh hóa chất tăng mạnh so với cùng kỳ, đạt 1.950 tấn UFC 85, 9.273 tấn NH3, 12.255 tấn CO2, 449 tấn hóa chất khác.

Tổng doanh thu của PVFCCo trong Quý I/2018 ước đạt 2.013 tỷ đồng, vượt 9% kế hoạch quý, đạt 23% kế hoạch năm. Lợi nhuận trước thuế đạt 145 tỷ đồng, vượt 14% kế hoạch quý và đạt 33% kế hoạch năm.

Trong công tác nghiên cứu phát triển, PVFCCo đã triển khai các nghiên cứu về sản phẩm phân bón

Bùi Hà

lỏng, đánh giá tiềm năng sản xuất DEF/Adblue, các giải pháp tăng hiệu quả sản xuất UFC 85, làm việc với các đối tác trong và ngoài nước về công nghệ sản xuất phân bón hữu cơ…

Trong Quý II/2018, PVFCCo đặt mục tiêu sản xuất 199.453 tấn urea

và 54.950 tấn NPK; sản lượng kinh doanh đạt 361,15 nghìn tấn phân bón (trong đó có 222 nghìn tấn đạm Phú Mỹ, 68.550 tấn NPK Phú Mỹ và 70.600 tấn phân bón khác) và 28.953 tấn hóa chất.

Nhà máy Đạm Phú Mỹ sẽ sản xuất 199.453 tấn urea trong Quý II/2018. Ảnh: PVFCCo

Sản lượng kinh doanh phân bón của PVFCCo ước đạt trên 361 nghìn tấn


68 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

PV OIL tiếp tục mở rộng các kho xăng dầu. Ảnh: Huy Hùng

Sản lượng kinh doanh xăng dầu của PV OIL ước đạt 1,060 triệu m3

Tổng công ty Dầu Việt Nam (PV OIL) cho biết trong 4

tháng đầu năm 2018 đã xuất khẩu/

bán an toàn 3,9 triệu tấn dầu thô và

condensate; cung cấp đầy đủ dầu

thô cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành liên tục, ổn định, hiệu quả.

Tổng sản lượng kinh doanh xăng dầu của PV OIL trong 4 tháng đầu năm 2018 ước đạt 1,06 triệu m3 (đạt

34% kế hoạch năm), trong đó có 1,024 triệu m3 ở trong nước và 36 nghìn m3 tại thị trường Lào. Doanh thu hợp nhất ước đạt 16,5 nghìn tỷ đồng, đạt 40% kế hoạch năm. Lợi nhuận trước thuế hợp nhất ước đạt 215 tỷ đồng, đạt 63% kế hoạch năm 2018.

Sau khi triển khai kinh doanh xăng sinh học theo đúng lộ trình của Chính phủ, PV OIL khẳng định có đủ cơ sở vật chất để đẩy mạnh sản xuất và kinh doanh xăng E5 RON 92 ra thị trường. PV OIL cũng cho biết trong thời gian tới tiếp tục đẩy mạnh chuyển dịch cơ cấu bán hàng sang các kênh phân phối trực tiếp thông qua việc mở rộng các kho xăng dầu; phát triển hệ thống cửa hàng xăng dầu; tiếp tục triển khai công tác cổ phần hóa, bán cổ phần cho nhà đầu tư chiến lược. Xuân Hải

PVFCCo cung cấp 50.000 tấn NPK Phú Mỹ cho vụ hè thu

Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí - CTCP

(PVFCCo) cho biết các lô hàng NPK

Phú Mỹ do Nhà máy công nghệ hóa

học của PVFCCo sản xuất đang được

gấp rút đưa ra thị trường để cung

ứng kịp thời cho nhu cầu vụ hè thu/mùa mưa.

Từ Quý I/2018, Nhà máy NPK Phú Mỹ - công nghệ hóa học của PVFCCo đã bắt đầu chạy thử, vận hành với công suất, chất lượng cao. Nhà máy

Nhà máy NPK Phú Mỹ có công suất 250.000 tấn/năm. Ảnh: PVFCCo

Bùi Hà

đang tập trung sản xuất, cung cấp cho thị trường các sản phẩm chính NPK Phú Mỹ 16-16-8 + 13S +TE, NPK Phú Mỹ 16-8-16 +TE.

Phó Tổng giám đốc PVFCCo Dương Trí Hội cho biết: “Cùng với khoảng 50.000 tấn NPK Phú Mỹ, PVFCCo dự kiến cung cấp 270.000 tấn đạm Phú Mỹ và 80.000 tấn kali Phú Mỹ cho vụ hè thu/mùa mưa năm nay. Đồng thời, PVFCCo đang phối hợp với các cơ quan chức năng, chuyên gia về nông nghiệp tư vấn, hướng dẫn kỹ thuật trồng trọt, sử dụng phân bón đúng cách, tiết kiệm”.

Nhà máy NPK Phú Mỹ có công suất 250.000 tấn/năm là nhà máy đầu tiên và duy nhất tại Việt Nam sử dụng công nghệ hóa học của Incro SA (Tây Ban Nha) để sản xuất ra sản phẩm NPK Phú Mỹ có chất lượng cao phù hợp với từng vùng đất và từng loại cây trồng.

PETROVIETNAM

69DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

PVCFC đảm bảo ổn định nguồn cung phân bón chất lượng cao cho thị trường trong nước. Ảnh:PVCFC

PVCFC nhập khẩu 30.000 tấn kali chất lượng cao từ Israel

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

đảm bảo ổn định nguồn cung phân bón trong nước, ngay sau khi ký kết hợp đồng phân phối sản phẩm kali Israel tại thị trường Việt Nam với Tập đoàn ICL, PVCFC đã triển khai nhập khẩu kali cho vụ hè thu 2018.

Theo đó, lô hàng đầu tiên 30.000 tấn kali đã cập cảng Khánh Hội, Tp. Hồ Chí Minh. Sản phẩm có hàm lượng K2O tiêu chuẩn 61%, dạng bột và miếng, màu đỏ tươi, được đóng trong bao bì hai lớp PE+PP với trọng lượng 50kg/bao.

PVCFC cho biết đang tập trung vận hành Nhà máy Đạm Cà Mau an toàn, ổn định, hiệu quả, đảm bảo ổn định nguồn cung phân bón chất lượng cao cho thị trường gồm: urea hạt đục

Cà Mau, N46.Plus, N.Humate+TE, kali Cà Mau, DAP Cà Mau, NPK Cà Mau. Trong hơn 6 năm qua, với hệ thống đại lý rộng khắp cả nước, PVCFC đã

cung ứng cho thị trường gần 5 triệu tấn sản phẩm, đáp ứng khoảng 40% nhu cầu thị trường.

Bùi Hà

PTSC thực hiện Dự án mở rộng Nhà máy Gò Dầu

Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC)

đã ký Hợp đồng với Công ty TNHH Top Solvent Vietnam (thuộc Thai Oil Group, Thái Lan) để triển khai Dự án mở rộng Nhà máy Gò Dầu.

Theo đó, PTSC sẽ thực hiện công tác thiết kế, mua sắm, thi công chế tạo và lắp đặt hệ thống đường ống, 3 bồn chứa (với tổng dung tích 6.000m3), hệ thống điện, hệ thống điều khiển tự động, hệ thống phòng cháy chữa cháy và kết nối với hệ thống Nhà máy Gò Dầu hiện hữu.

Lễ ký Hợp đồng giữa PTSC và Top Solvent Vietnam. Ảnh: PTSC

Nguyễn Thanh

Anh Thư

Cục Đăng kiểm Việt Nam đã cấp Giấy chứng nhận công nhận năng lực cơ sở cung cấp dịch vụ kỹ thuật GMDSS (Hệ thống thông tin an toàn và cứu nạn hàng hải toàn cầu) và thiết bị thông tin liên lạc hàng hải cho Trung tâm Công nghệ Thông tin và Liên lạc, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”. Dịch vụ được đánh giá phù hợp với “Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về đánh giá năng lực cơ sở chế tạo và cung cấp dịch vụ tàu biển”- QCVN 65:2015/BGTVT đối với lĩnh vực bảo dưỡng, thử và kiểm tra các thiết bị thông tin liên lạc vô tuyến điện và hàng hải lắp đặt trên tàu.

VIETSOVPETRO ĐƯỢC CẤP GIẤY CHỨNG NHẬN DỊCH VỤ KỸ THUẬT GMDSS

Tổng giám đốc Top Solvent Vietnam Nguyễn Anh Huy đánh giá cao sự chuyên nghiệp của PTSC trong quản lý và thực hiện dự án ở các hạng mục thiết kế, mua sắm và thi công, đặc biệt là công tác đảm bảo an toàn, chất lượng và kiểm soát tiến độ dự án; đồng thời mong muốn PTSC đề xuất và triển khai các giải pháp tối ưu để rút ngắn thời gian thực hiện dự án.

Trong thời gian qua, PTSC tiếp tục khẳng định năng lực triển khai các dự án dầu khí trọng điểm, các công trình công nghiệp trên bờ, đảm bảo sự phát triển ổn định, bền vững.


70 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Giàn khoan di động Deepsea Stavanger. Nguồn: PSA.no

Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board (CNSOPB)

đã phê duyệt kế hoạch khoan giếng thăm dò Aspy D-11 của BP Canada tại

BP khoan giếng thăm dò Aspy D-11 ngoài khơi Canada

BP và Reliance Industries Limited (RIL) vừa công bố phê duyệt dự

án Satellite cluster tại Lô KG D6. Đây là dự án phát triển khí khô, gồm 5 giếng ngầm ở độ sâu 1.700m nước.

Sau R-Series, Satellite cluster là dự án thứ 2 trong 3 dự án phát triển tích hợp tại Lô KG D6. Tổng mức đầu tư của 3 dự án khoảng 6 tỷ USD, dự kiến sản xuất 1 tỷ ft3 khí/ngày trong giai đoạn 2020 - 2022.

Chủ tịch và Giám đốc điều hành của RIL Mukesh Ambani cho biết: “Dự

án Satellite cluster đang được triển khai đúng tiến độ. Dự án này sẽ đáp ứng nhu cầu khí đốt trong nước ngày càng tăng và là bước đi vững chắc đưa Ấn Độ trở thành nền kinh tế dựa trên khí đốt”.

Ấn Độ đang tiêu thụ hơn 5 tỷ ft3 khí/ngày và sản lượng khí tiêu thụ dự kiến tăng gấp đôi vào năm 2022.

RIL là nhà điều hành nắm giữ 60% cổ phần Lô KG D6, BP 30% và Niko Resources Ltd. 10% cổ phần.

BP và RIL phát triển dự án thứ hai tại Lô KG D6

TIN THẾ GIỚI

Linh Chi (theo CNSOPB)

Nguyễn Linh (theo BP)

khu vực nước sâu ngoài khơi Canada (phía Đông Nam Nova Scotia).

CNSOPB đã ký Biên bản ghi nhớ (MOU) với Cơ quan Đánh giá Môi trường Canada về việc trao đổi thông tin và giám sát BP thực thi các điều kiện bảo đảm an toàn môi trường.

Giếng Aspy D-11 cách cảng Halifax khoảng 330km, được khoan bằng giàn khoan bán chìm Seadrill West Aquarius đến độ sâu 2.777m nước. Đây là giếng khoan đầu tiên trong chương trình khoan 7 giếng tại 4 lô đang khai thác ở khu vực phía Nam và Đông Nam.

Trần Anh (theo PTIL)

Sơ đồ giếng thăm dò Aspy D11. Nguồn: CBC.ca

Giàn khoan trên lô KG D6. Nguồn: Chemarc

Nhà điều hành Aker BP vừa được Na Uy cấp giấy phép khoan giếng thẩm lượng 7222/10-1 ở biển Barents, cách mỏ Snøhvit khoảng 65km về phía Bắc - Đông Bắc.

Dự kiến trong tháng 5/2018, giàn khoan di động Deepsea Stavanger (do Odfjell Drilling sở hữu và vận hành) sẽ tiến hành khoan đến độ sâu 357m.

Aker BP nắm giữ 50% cổ phần cùng các đối tác là Petoro AS 30% và Lundin Norway AS 20% cổ phần.

AKER BP ĐƯỢC CẤP PHÉP KHOAN THẨM LƯỢNG PHÁT HIỆN SVANFJELL TẠI BIỂN BARENTS

PETROVIETNAM

71DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Ngày 24/4/2018, SDX Energy Inc. công bố phát hiện dầu

tại giếng Rabul 4, phía Tây Gharib Concession, Ai Cập (SDX là nhà điều hành với 50% cổ phần).

Giếng Rabul 4 có tổng chiều sâu khoan 5.250ft, bắt gặp vỉa chứa dầu nặng với chiều dày tầng sản phẩm 43ft, vắt ngang thành tạo Yusr và Bakr, độ rỗng trung bình 16%. Công tác thẩm định vẫn đang được tiến hành.

Ông Paul Welch - Chủ tịch và Giám đốc điều hành của SDX cho biết, việc khoan thành công 4 giếng ở cấu tạo Rabul sẽ góp phần gia tăng

SDX phát hiện dầu tại giếng Rabul 4, Ai Cập

Ngày 11/4/2018, Tập đoàn dầu khí Aramco của Saudi Arabia

và Công ty Lọc hóa dầu Ratnagiri (Ratnagiri Refinery and Petrochemicals Limited) đã ký Biên bản ghi nhớ để có số cổ phần bằng nhau trong Dự án Liên hợp Lọc hóa dầu Ratnagiri ở bang Maharashtra, bờ biển phía Tây Ấn Độ.

Dự án có tổng mức đầu tư 44 tỷ USD, gồm 1 nhà máy lọc dầu công suất 1,2 triệu thùng/ngày được tích hợp với các cơ sở hóa dầu với tổng công suất 18 triệu tấn/năm.

Ratnagiri sẽ là một trong những

liên hợp lọc hóa dầu lớn nhất thế giới,

đáp ứng nhu cầu về nhiên liệu và sản

phẩm hóa dầu đang tăng nhanh tại

Ấn Độ.

Bộ trưởng Dầu mỏ Saudi Arabia,

Saudi Khalid Al-Falih cho biết Aramco

nắm giữ 50% cổ phần và sẽ cung cấp

dầu thô đầu vào cho Liên hợp Lọc hóa

dầu Ratnagiri.

Saudi Arabia đầu tư xây dựng tổ hợp lọc hóa dầu 44 tỷ USD tại Ấn Độ

Linh Chi (theo SDX)

Trần Anh (theo Bloomberg)

trữ lượng cho SDX trong năm 2018. Mới đây, giếng Rabul 5 đã được đưa vào khai thác, với sản lượng 2.000 thùng dầu/ngày.

SDX dự kiến khoan thêm 2 giếng phát triển tại mỏ Meseda ngay sau khi hoàn thiện giếng Rabul 4.

Nguyễn Linh (theo OGJ)

Sơ đồ giếng Rabul 4. Nguồn: OGJ

Nhà máy Lọc hóa dầu Ratnagiri. Nguồn: Millennium Post

Vito, vịnh Mexico. Nguồn: OGJ

Shell sẽ xây dựng cơ sở hạ tầng ngầm với thiết kế đơn giản cho dự án Vito - dự án phát triển 4 lô dầu khí tại khu vực nước sâu Mississippi Canyon, vịnh Mexico. Dự án này gồm 8 giếng ngầm (18.000ft), dự kiến bắt đầu đưa vào khai thác vào năm 2021.

Vito cách New Orleans khoảng 150 dặm về phía Đông Nam, có độ sâu 4.000ft nước, sản lượng đỉnh ước đạt 100.000 thùng/ngày.

Năm 2015, Shell đã thiết kế lại dự án Vito, giúp giảm hơn 70% chi phí nhờ đơn giản hóa thiết kế, đàm phán với các nhà cung cấp trong khu vực. Shell sở hữu và nắm giữ 63,11% cổ phần trong dự án Vito, Statoil USA E&P Inc. nắm giữ 36,89%.

SHELL PHÁT TRIỂN DỰ ÁN VITO TẠI VỊNH MEXICO

72 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

Dự báo cung - cầu dầu mỏ của IEA năm 2018

Theo Báo cáo mới nhất của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), nhu cầu dầu thế giới năm 2018 dự báo tăng 1,5 triệu thùng/ngày, đạt 99,3 triệu thùng/ngày. Trong đó, IEA đã rà soát lại nhu cầu dầu của các nước trong Tổ chức Hợp tác và Phát triển Kinh tế (OECD) và điều chỉnh tăng thêm 315.000 thùng/ngày trong Quý I/2018. Nhu cầu dầu của các nước ngoài OECD được điều chỉnh giảm 260.000 thùng/ngày trong năm 2018 do nhu cầu của Trung Quốc yếu đi.

Về nguồn cung, IEA công bố sản lượng khai thác dầu toàn cầu trong tháng 3/2018 giảm 120.000 thùng/ngày còn 97,8 triệu thùng/ngày khi Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC) và các nước ngoài OPEC cắt giảm sản lượng nhiều hơn so với cam kết (đạt 2,4 triệu thùng/ngày). IEA giữ nguyên dự báo trước đây về tăng trưởng tổng sản lượng khai thác của các nước ngoài OPEC ở mức 1,8 triệu thùng/ngày. Sản lượng khai thác của Mỹ giảm 24.000 thùng/ngày trong tháng 1/2018, song vẫn chiếm tỷ trọng lớn nhất trong tăng trưởng sản lượng khai


Nước Trữ lượng dầu

xác minh năm 2017 (triệu thùng)

Sản lượng dầu thô tháng 1/2018

(nghìn thùng/ngày)

Sản lượng khí đốt tháng 1/2018

(tỷ ft3) Venezuela 315.878 1.610 80,0

Saudi Arabia 266.445 9.980 250,0 Canada 169.709 4.400 515,0 Iran 158.403 3.800 465,0 Iraq 142.500 4.480 91,2 Kuwait 101.500 2.700 51,0 Nga 80.000 10.950 2.357,2 Libya 48.363 1.000 45,0 Mỹ 39.250 9.964 2.569,0 Nigeria 37.062 1.680 70,0 Kazakhstan 30.000 1.900 170,0 Trung Quốc 25.620 3.700 507,9 Brazil 12.999 2.626 84,0 Algeria 12.200 1.020 320,0 Angola 8.273 1.570 4,0 Mexico 7.640 1.938 119,0 Azerbaijan 7.000 816 55,0 Na Uy 6.611 1.637 399,0 Ấn Độ 4.621 714 95,2 Việt Nam 4.400 262 33,0 Malaysia 3.230 681 224,8 Anh (UK) 2.564 966 135,4 Argentina 2.185 263 108,3 Australia 1.821 276 365,1 Brunei 1.100 111 41,1 Thái Lan 3.960 243 113,1 Philippines 139 - - Myanmar 130 - - Indonesia 3.230 820 218,0

Tổng thế giới 1.726.685 79.426 12.016,8

Nguồn: Wikipedia, The world fact book 2017 của CIA, OGJ 9/4/2018

Bảng 1. Diễn biến trữ lượng xác minh và sản lượng dầu mỏ của các nước có tiềm năng lớn và Đông Nam Á

PETROVIETNAM

73DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

thác trên toàn cầu, đạt 1,3 triệu thùng/ngày.

Nguồn cung dầu từ các nước ngoài OPEC tăng 80.000 thùng/ngày trong tháng 3/2018, đạt 59,1 thùng/ngày, cao hơn cùng kỳ năm 2017 1,4 triệu thùng/ngày. Sản lượng khai thác ở Brazil, Peru và Ghana gia tăng đã bù lại mức suy giảm sản lượng ở Mexico và Canada. Sản lượng khai thác dầu thô của OPEC giảm 200.000 thùng/ngày xuống còn 31,83 triệu thùng/ngày do triển khai các hoạt động bảo trì theo kế hoạch và duy trì cắt giảm sản lượng theo thỏa thuận.

Diễn biến trữ lượng xác minh năm 2017 và sản lượng dầu khí tháng 1/2018 được trình bày trong Bảng 1 và tóm tắt sản lượng phân theo khu vực địa lý được trình bày trong Bảng 2.

Theo số liệu của IEA, dự trữ dầu của các nước OECD đã giảm 26 triệu thùng trong tháng 2/2018 xuống còn 2,84 tỷ thùng, cao hơn mức trung bình 5 năm trước 30 triệu thùng. Tính toán số liệu ban đầu cho thấy các kho dự trữ sẽ giảm xuống mức trung bình 5 năm vào tháng 5/2018.

IEA cho biết, nếu sản lượng khai thác của OPEC không thay đổi trong năm 2018 và nhu cầu dầu mỏ cũng như nguồn cung dầu ngoài OPEC không thay đổi thì dự trữ dầu toàn cầu có thể giảm khoảng 0,6 triệu thùng/ngày trong nửa cuối năm

Khu vực địa lý Sản lượng Tăng/giảm (so với trung bình năm 2017)

Nghìn thùng/ngày Nghìn thùng/ngày %

Tây bán cầu 22.410 511 2,3

Tây Âu 2.970 -32 -1,1

Đông Âu & Liên Xô cũ 14.201 68 0,5

Châu Phi 7.327 471 6,9

Trung Đông 25.492 109 0,4

Châu Á - Thái Bình Dương 7026 -297 -4,1

Toàn thế giới 79.426 829 1,1

Nguồn: OGJ 9/4/2018

Bảng 2. Tóm tắt sản lượng dầu thô thế giới tháng 1/2018 phân theo khu vực địa lý

40

50

60

70

80

90

100

02/0

403

/04

04/0

405

/04

06/0

407

/04

08/0

409

/04

10/0

411

/04

12/0

413

/04

14/0

415

/04

16/0

417

/04

18/0

419

/04

20/0

421

/04

22/0

423

/04

24/0

425

/04

26/0

427

/04

28/0

429

/04

30/0

4

USD

/thù

ng

Brent WTI

Hình 1. Diễn biến giá dầu Brent và WTI tháng 4/2018. Nguồn: EIA/Oilprice.com

2018. Trong tình trạng thị trường ngày càng thắt chặt như hiện nay thì dự trữ dầu của OECD trong 1 hoặc 2 tháng tới có thể sẽ bằng, thậm chí giảm xuống dưới mức trung bình 5 năm. Sản lượng khai thác của Venezuela và các thành viên OPEC ở châu Phi sụt giảm mạnh trong tháng 3/2018 dẫn đến sản lượng khai thác dầu thô của OPEC giảm xuống mức thấp hơn so sản lượng dự kiến trung bình năm (32,5 triệu thùng/ngày). Đây là các dấu hiệu rõ ràng hơn cho thấy thị trường dầu mỏ đang tiến tới tái cân bằng.

Diễn biến giá dầu khí

Theo Baker Hughes, trong tuần đầu tháng 5/2018 có thêm 11 giàn khoan, nâng tổng số giàn khoan đang hoạt động tại Mỹ lên 1.032 giàn, đạt mức cao nhất kể từ tháng 3/2015. Tại thời điểm chốt phiên ngày 3/5/2018, giá dầu thô Brent giao tháng 7/2018 đạt 73,62USD/thùng,

giá dầu WTI giao tháng 6/2018 đạt 68,43USD/thùng (Hình 1). Tuy nhiên, các chuyên gia phân tích cho rằng xu hướng này chưa bền vững và giá dầu trong nửa cuối năm 2018 sẽ còn biến động nên chưa thể khẳng định xu hướng tăng giá dầu đang xảy ra theo đúng quy luật tất yếu của kinh tế thị trường. Diễn biến giá các loại dầu chính trên thị trường thế giới từ tháng 1/2018 đến nay được trình bày trong Bảng 3.

Đầu tư của các công ty dầu khí quốc gia (NOCs) sẽ tăng nhẹ trong năm 2018. Đầu tư của các công ty dầu khí quốc tế (IOCs) cũng tăng sau khi giảm 15 - 20%/năm trong 3 năm qua. Cho rằng đầu tư toàn cầu sẽ tăng trưởng ổn định ở các khu vực trong năm tới, song Barclays khuyến cáo các công ty dầu khí cần tiếp tục điều chỉnh danh mục đầu tư để phù hợp với sự thay đổi của giá dầu và cung cấp cơ sở khoa học cho các nhà quản lý ra quyết định làm nền tảng

74 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018


cho quá trình chuyển tiếp của ngành công nghiệp dầu khí từ dạng truyền thống hiện nay sang dạng năng lượng xanh.

Mỹ đang là nước chi phối chủ yếu giá dầu trên thị trường thế giới. Khi giá dầu giảm và có khả năng gây thiệt hại nhiều cho các doanh nghiệp sản xuất dầu Mỹ thì Tổng thống Mỹ lại cho mua dầu thô để dự trữ, gây ra tình trạng khan hiếm trên thị trường. Bên cạnh đó, OPEC và Liên bang Nga cắt giảm sản lượng đã khiến giá dầu thế giới tăng trở lại. Khi giá dầu tăng đến mức ảnh hưởng tiêu cực cho phát triển kinh tế thì Mỹ lại tăng sản lượng khai thác, đồng thời xuất bán dầu dự trữ để giảm giá dầu. Cơ chế này là nguyên nhân chính dẫn đến sự dao động lên xuống của giá dầu trong từng chu kỳ ngắn bên cạnh các yếu tố thay đổi về thời tiết, căng thẳng an ninh, đầu cơ...

Khí đốt đang ngày càng trở thành nguyên liệu chính của ngành công nghiệp điện với ưu thế về nhiệt

lượng, ít gây ô nhiễm môi trường hơn than đá, dầu thô và trữ lượng thế giới còn rất dồi dào. Khí đốt còn là nguồn nguyên liệu cho công nghiệp hóa chất và nhiên liệu thay thế cho xăng, diesel trong giao thông vận tải. Nhược điểm lớn nhất của khí là khó khăn trong tàng trữ và vận chuyển ở khoảng cách xa nhưng điều này đang được khắc phục nhờ đường ống dẫn dài và công nghệ hóa lỏng khí.

Dự báo nhu cầu khí đốt trong thời gian tới sẽ tăng nhẹ do xu hướng phát triển năng lượng tái tạo, năng lượng sạch tăng nhanh với giá cạnh tranh. Theo CEDIGAZ, tăng trưởng nhu cầu khí đốt sẽ chỉ tăng khoảng 1 - 1,5%/năm từ nay đến năm 2022. Tại các nước OECD, tăng trưởng nhu cầu khí đốt ở mức rất thấp nhưng ở các nước đang phát triển, đặc biệt là ở Trung Quốc, Ấn Độ, Đông Nam Á, các nước Trung Đông và châu Mỹ Latinh thì nhu cầu khí đốt tiếp tục tăng cao.

Rystad Energy đã nâng công suất sản xuất LNG của các nhà máy (mở

rộng hoặc xây dựng mới năm 2017) lên mức 37 triệu tấn/năm và sẽ tiếp tục tăng trong năm 2018.

Trong năm 2018, một số nhà máy LNG cũ bị đóng cửa, xuất khẩu LNG của Australia giảm và các khó khăn về kỹ thuật tại các nhà máy LNG nổi (floating LNG units) của Cameroon và Malaysia sẽ ảnh hưởng tiêu cực đến sản lượng LNG lưu thông trên thị trường thế giới trong thời gian tới.

Theo dự báo mới nhất, công suất sản xuất LNG thế giới năm 2018 có thể tăng thêm 29 triệu tấn/năm, trong đó Australia chiếm 58% và Mỹ chiếm 22%. Như vậy đến cuối năm 2018, công suất sản xuất của Australia sẽ đạt 87 triệu tấn/năm, đứng đầu thế giới và Qatar sẽ đứng thứ hai với 77 triệu tấn/năm. Công suất tái khí hóa LNG nhập khẩu mới được đưa vào hoạt động trong năm 2018 sẽ đạt 41 triệu tấn/năm gồm 17 triệu tấn/năm từ các nhà máy tái khí hóa trên đất liền và 24 triệu tấn/năm từ các phương tiện chứa và tái

Loại dầu Tháng 1 Tháng 2 Tháng 3 Tháng 4

WTI 63,50 61,80 62,50 67,39

Brent 69,13 65,16 66,20 72,58

Chuẩn OPEC 66,85 63,48 62,33 68,30

Arab nhẹ - Saudi Arabia 67,42 64,03 65,05 71,31

Basrah Iraq 66,11 62,31 63,30 69,38

Bonny nhẹ 37o - Nigeria 69,92 66,02 67,06 73,52

Es Sider - Lybia 68,23 64,36 65,38 71,63

Girassol - Angola 69,77 66,09 67,14 73,59

Iran nặng 65,85 62,27 63,26 69,31

Kuwait xuất khẩu 65,74 62,14 63,12 69,16

Marine - Qatar 66,36 63,14 64,14 70,25

Merey - Venezuela 59,14 57,68 58,58 64,23

Murban - UAE 68,81 65,88 66,92 73,37

Oriente - Ecuador 63,53 60,28 61,24 67,13

Saharan trộn 44o - Algeria 69,93 66,01 67,06 73,52

Fateh 32o - Dubai 66,15 62,69 63,68 69,82

Minas 34o - Indonesia 60,91 58,15 59,07 64,74

Ismuth 33o - Mexico 67,57 64,83 65,86 72,20

Urals - Nga 68,69 63,01 64,01 70,18

Bảng 3. Diễn biến giá các loại dầu thô chính trên thị trường từ tháng 1 - 4/2018 Đơn vị: USD/thùng

Nguồn: Oilprice.com 1/1 - 16/4/2018, OGJ 9/4/2018

PETROVIETNAM

75DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

khí hóa nổi (FSRU). Công suất tái khí hóa mới (17 triệu tấn/năm trong năm 2018) xây dựng trên đất liền sẽ được đưa vào sử dụng ở Trung Quốc, Ấn Độ, Nhật Bản, Singapore, Hy Lạp. Trong số đó, Trung Quốc, Ấn Độ, Nhật Bản sẽ sử dụng LNG phục vụ cho nhu cầu trong nước, riêng Singapore và Hy Lạp muốn trở thành các trung tâm phân phối LNG trong khu vực.

Trung Quốc đang đứng đầu trong số các nước châu Á về nhu cầu khí đốt. Các khó khăn trong công tác khai thác khí phiến sét ở Trung Quốc là nguyên nhân nước này chọn phương án nhập khẩu LNG để bổ sung cho nhu cầu trong nước. Nhật Bản là nước nhập khẩu LNG lớn nhất thế giới, các hợp đồng nhập khẩu LNG mới ký năm nay đạt đến 7 triệu tấn/năm trong khi các hợp đồng hết hạn là 3,6 triệu tấn/năm.

Ở châu Âu, diesel có hàm lượng lưu huỳnh cực thấp (ULSD) sản xuất từ dầu thô Brent giá rẻ đã đưa lợi nhuận của các doanh nghiệp lọc dầu lên khoảng 14USD/thùng từ mức 8USD/thùng vào giữa tháng 4/2016, theo

thông tin từ cơ quan định giá Platt. Nguồn cung (đặc biệt từ Trung Quốc giảm mạnh) và diesel tồn kho giảm dẫn đến giá diesel ở châu Âu tăng.

Tình hình kinh tế - xã hội ở châu Âu biến động mạnh sau khi Anh rút khỏi Liên minh châu Âu đang làm cho các dự báo thị trường ở khu vực này trở nên không chắc chắn (nhu cầu và cơ cấu tỷ lệ các sản phẩm lọc). Khi lợi nhuận sản xuất xăng hiện nay không còn cao như trước đây, các doanh nghiệp lọc dầu ở châu Âu có xu hướng chuyển sang sản xuất diesel thì nguồn cung diesel sẽ lại tăng và có thể đối mặt với áp lực giảm lợi nhuận.

Hoạt động dầu khí

Baker Hughes và General Electric đã ký hợp đồng với Chính phủ Iraq để tiến hành xử lý khí đồng hành tại khu vực mỏ Nassiriya và AL Gharraf, miền Nam Iraq. Đây là nỗ lực của Iraq nhằm chấm dứt tình trạng đốt bỏ khí đồng hành vào năm 2021. Iraq đã phải đốt bỏ khí đồng hành tại một số mỏ dầu do thiếu cơ sở hạ tầng để xử lý khí thành nhiên liệu cho tiêu thụ nội địa và xuất khẩu.

Fieldwood Energy LLC đã mua lại tài sản dầu khí ở khu vực nước sâu vịnh Mexico của Noble Energy Inc. Dự án này nằm trong kế hoạch tái cấu trúc và sẽ giúp Fieldwood Energy gia tăng các cơ hội đầu tư tại khu vực nước sâu.

Shell Overseas Holdings đã bán Shell Exploration and Production Oman cho IOCL Singapore - công ty con của Tổng công ty Dầu Ấn Độ (Indian Oil) với giá khoảng 329 triệu USD. Theo đó, Indian Oil sẽ nắm giữ 17% cổ phần trong hợp đồng chia sản phẩm tại mỏ Mukhaizna, các đối tác còn lại là Occidental Mukhaizna nắm giữ 45% cổ phần và là nhà điều hành, Oman Oil Company nắm giữ 20%, Liwa Energy 15%, Total E&P Oman 2% và Partex (Oman) 1% cổ phần. Thương vụ này nằm trong chiến lược bán các tài sản không thuộc hoạt động cốt lõi của Shell nhằm tái cấu trúc và đưa Shell đến gần hơn với mục tiêu thoái vốn 30 tỷ USD. Mukhaizna là mỏ dầu nặng, có sản lượng trung bình 127.000 thùng/ngày.

Nguồn: EnergyResources

PGS.TS. Trần Ngọc Toản (tổng hợp)

PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN

76 DẦU KHÍ - SỐ 4/2018

Để đáp ứng yêu cầu phân tích mẫu và tiết

kiệm chi phí đầu tư, ThS. Nguyễn Hồng Minh và các cộng sự thuộc Trung tâm Phân tích Thí nghiệm - Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã nghiên cứu chế tạo thiết bị giữ mẫu (core holder) mới có thể sử dụng linh hoạt trong nhiều thí nghiệm khác nhau ở điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao.

Thiết bị giữ mẫu này được chế tạo bằng inox 316, gồm các bộ phận: 2 nắp đậy trên và dưới; thân; 2 đầu bít thiết bị giữ mẫu; 2 đầu bít ống cao su. Thân của thiết bị có 2 ốc nối đóng vai trò là đường vào và đường ra của lưu chất dùng để tạo áp suất nén hông lên mẫu. Mẫu phân tích được bao kín bằng 1 ống cao su chuyên dụng và 2 đầu mẫu được kẹp chặt bằng 2 đầu bít ống cao su và kết nối trực tiếp với ống thép 1/8inch để dẫn lưu chất đi vào và đi ra khỏi mẫu (Hình 1).

Thiết bị giữ mẫu do VPI chế tạo có nhiều điểm cải tiến so với thiết bị giữ mẫu cũ: Đầu bít thiết bị giữ mẫu kết nối thẳng với ốc, bỏ phần làm kín bằng nhựa và cao su, giúp ngăn ngừa hiện tượng rò rỉ chất lưu khi đốt tại áp suất và nhiệt độ cao. Đầu bít ống cao su giữ mẫu được làm bằng inox và kết nối trực tiếp với dây dẫn 1/8inch qua đầu ren, không cần gioăng cao su. Lớp bạc dày khoảng 1mm được tán liền với đầu bít ống cao su làm tăng tính dẫn điện của cơ cấu, giảm sai số đo điện trở mẫu lõi. Các chi tiết đệm được thiết

THIẾT KẾ VÀ GIA CÔNG THIẾT BỊ GIỮ MẪU (CORE HOLDER) DÙNG TRONG PHÂN TÍCH MẪU LÕI ĐẶC BIỆT TẠI ĐIỀU KIỆN

NHIỆT ĐỘ CAO, ÁP SUẤT CAOkế bằng vật liệu teflon chịu nhiệt và chiều dày ống tăng lên giúp cho ống giữ mẫu có thể làm việc tại điều kiện nhiệt độ cao (đến 160oC) và áp suất cao (đến 10.000psi).

Thiết bị giữ mẫu được sử dụng trong các thí nghiệm đo tính chất điện "a" "m" "n", đo áp suất mao dẫn bằng phương pháp màng bán thấm, đo độ thấm lỏng, đo độ thấm pha của các chất lưu… tại điều kiện nhiệt độ cao và áp suất cao; có thể sử dụng trong các thí nghiệm liên quan đến công tác hoàn thiện giếng, khai thác, tăng cường thu hồi dầu, đánh giá mức độ tổn hại thành hệ…

Thiết bị đã được đưa vào sử dụng tại Phòng thí nghiệm Mẫu lõi - Trung tâm Phân tích Thí nghiệm và phân tích mẫu của giếng 118-CVX-3X; 07-CRD-3X, 136-CKD-1X; 05-1c-SV-1X; 05-2-HT-6P, 05-2-HT-8P…

Giải pháp “Thiết kế và gia công thiết bị giữ mẫu (core holder) dùng trong phân tích mẫu lõi đặc biệt tại điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao” được công nhận sáng kiến cấp Tập đoàn Dầu khí Việt Nam do mang lại hiệu quả kinh tế cao, chi phí gia công chỉ bằng 10% so với thiết bị nhập khẩu từ nước ngoài. Theo tính toán sau 3 năm đầu tiên áp dụng, giải pháp làm lợi khoảng 50,2 tỷ đồng.

Hình 1. Thiết kế cấu tạo cơ bản của thiết bị giữ mẫu

Hình 2. Đầu bít ống cao su giữ mẫu đường kính 1,5inch và 1inch

Hình 3. Thiết bị giữ mẫu (core holder) của nước ngoài

Đầu bít thiết bị giữ mẫu

Nắp đậy trên

Nắp đậy dưới

Phần thân

Đầu bít thiết bị giữ mẫu

Đầu bít ống cao su giữ mẫu

Thái Hòa (giới thiệu)

Documents

6 Ô - pvn.vn · tương hỗ chuỗi giá trị thăm dò, khai thác dầu khí - khí - chế biến dầu khí nhằm phát huy tối đa thế mạnh, lợi thế của ngành,