so 11 - 2017 ngay - pvn.vn dau khi/tcdk112017.pdf · rồng Đỏ. việc kết nối từ mỏ...

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]

Ảnh bìa: Mỏ Bạch Hổ. Ảnh: PVN

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

NỘI DUNG

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

4 -

Ngày 12/11/2017, Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Tổng thống Mỹ Donald Trump đã chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ về việc

hợp tác giữa Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) với Tập đoàn AES về khả năng hợp tác đầu tư xây dựng Kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) Sơn Mỹ. Đồng thời, Lãnh đạo hai nước đã chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ về khả năng hợp tác trong lĩnh vực cung cấp khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và đầu tư thượng nguồn giữa PV GAS và Alaska Gasline Development Corporation (AGDC).

Các dự án kho cảng nhập LNG nói chung và dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ nói riêng có ý nghĩa quan trọng, góp phần đa dạng nguồn cung khí cũng như đáp ứng nhu cầu LNG/điện khí tại Việt Nam trong thời gian tới, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Các biên bản ghi

nhớ được ký kết giữa Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) và các đối tác Mỹ về việc hợp tác đầu tư xây dựng kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và cung cấp nguồn LNG cho các dự án nhập khẩu LNG tại Việt Nam đã mở ra cơ hội mới cho ngành năng lượng Việt Nam. Lễ ký kết Biên bản ghi nhớ này nằm trong chuỗi các sự kiện hợp tác quan trọng trong chuyến đến thăm Việt Nam lần đầu tiên của Tổng thống Donald Trump, đánh dấu việc tăng cường hợp tác phát triển kinh tế giữa Mỹ và Việt Nam trong thời gian tới.

AES là tập đoàn lớn của Mỹ hoạt động trong lĩnh vực sản xuất và phân phối năng lượng điện bao gồm nhiệt điện và năng lượng tái tạo. AES nằm trong danh sách 200 doanh nghiệp năng lượng có doanh thu lớn nhất toàn cầu được xếp hạng bởi Fortune.

Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Tổng thống Mỹ Donald Trump chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ hợp tác giữa PV GAS với AGDC. Ảnh: PV GAS

6 -

Xuất khẩu khí từ mỏ Tuna sang Việt Nam sau năm 2023

Ngày 10/11/2017, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc với Tổng giám đốc điều hành Premier Oil PLC Anthony Durrant và Chủ tịch SKK Migas Amien Sunaryadi. Lãnh đạo 3 bên đã ký Biên bản ghi nhớ (MOU) về việc khai thác và xuất khẩu khí từ mỏ Tuna sang Việt Nam. Các bên sẽ triển khai đàm phán các thỏa thuận thương mại chi tiết và phát triển mỏ Tuna để có thể xuất khẩu khí sang Việt Nam sau năm 2023.

Mỏ khí Tuna nằm tại vùng đặc quyền kinh tế của Indonesia, tổ hợp nhà thầu gồm: Premier Oil, MOECO và GS Energy, trong đó Premier Oil là nhà điều hành. Mỏ Tuna được phát hiện năm 2014, có trữ lượng tại chỗ khoảng 616 tỷ ft3 khí và 20 triệu thùng dầu.

Mỏ khí Tuna nằm cách vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam 11km và

gần các mỏ: Lan Tây, Chim Sáo và Cá Rồng Đỏ. Việc kết nối từ mỏ Tuna về cơ sở hạ tầng của Việt Nam sẽ thuận lợi hơn cho công tác phát triển dự án này.

Hợp tác trong lĩnh vực công nghiệp khí và điện khí

Ngày 10/11/2017, trước sự chứng kiến của Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Thủ tướng Nhật Bản Shinzo Abe, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Mitsui đã ký Thỏa thuận hợp tác trong lĩnh vực công nghiệp khí và điện khí tại miền Nam, Việt Nam.

Theo thỏa thuận này, 2 bên sẽ nghiên cứu tìm kiếm các cơ hội hợp tác đầu tư, kinh doanh tiềm năng liên quan đến phát triển, cung cấp LNG, các trạm tiếp nhận LNG, các nhà máy điện khí và các công trình khác có liên quan tại miền Nam, Việt Nam.

Mitsui là công ty thương mại và đầu tư trong lĩnh vực sản xuất, tiếp

PETROVIETNAM

Petrovietnam và Zarubezhneft ký Hợp đồng mua bán khí thiên nhiên thuộc vỉa khí - condensate khu vực Đông Bắc mỏ Rồng. Ảnh: PVN

4 6

12. Dịch chuyển thời gian ngược cho số liệu địa chấn thềm lục địa Việt Nam

17. Nghiên cứu và áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch khoan ức chế sét KGAC-Plus tại các giếng khoan có góc nghiêng lớn, quỹ đạo và điều kiện địa chất phức tạp

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HÓA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ AN TOÀN MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍKINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

27. Đánh giá hiệu quả thay thế nguyên liệu acid terephthalic tinh chế (PTA) bằng QTA trong sản xuất xơ sợi tổng hợp ở Việt Nam

37. Nâng cao hiệu quả quản lý chi phí xây dựng kho xăng dầu

44. Xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường và bổ sung kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu tỉnh Thanh Hóa

PETROVIETNAM

17 -

1. Mở đầu

Trước năm 2015, khi thi công các giếng khoan phức tạp (khoan qua địa tầng sét hoạt tính cao, giếng khoan có góc nghiêng lớn, giếng cắt thân…), Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” thường phải sử dụng dịch vụ dung dịch khoan của các công ty bên ngoài (như M-I SWACO, SCOMI, DMC WS...) với chi phí cao (khoảng 25 triệu USD cho 24 giếng khoan trong năm 2014).

Đứng trước yêu cầu cấp thiết phải tiết giảm chi phí do giá dầu giảm, Vietsovpetro đã tập trung nghiên cứu nâng cao công nghệ dung dịch khoan, tiến tới tự triển khai thi công và cung cấp dịch vụ dung dịch khoan ra bên ngoài. Ban Dung dịch - Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng đã nghiên cứu, thí nghiệm nâng cao chất lượng và tăng khả năng ức chế sét từ hệ dung dịch khoan KGAC, bằng việc kết hợp sử dụng thêm tác nhân ức chế bao bọc với hàm lượng và quy trình pha trộn thích hợp để tạo ra hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có chất lượng tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril.

Việc áp dụng hệ dung dịch mới này cho phép Vietsovpetro chủ động thực hiện thi công dung dịch khoan, kể cả các giếng khoan phức tạp, không phụ thuộc vào công ty dịch vụ bên ngoài.

2. Nghiên cứu, thí nghiệm hệ dung dịch khoan ức chế sét KGAC-Plus

2.1. Cơ chế của từng tác nhân ức chế trong hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có 5 tác nhân ức chế gồm: 2 tác nhân ức chế FCL và AKK của hệ dung dịch khoan truyền

Hoàng Hồng Lĩnh, Nguyễn Thành Trường Nguyễn Xuân Quang, Bùi Văn Thơm, Vũ Văn HưngLiên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

Email: [email protected]óm tắt

Trên cơ sở nghiên cứu và áp dụng thành công hệ dung dịch khoan KGAC, nhóm tác giả Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” đã

nghiên cứu, chế tạo hệ dung dịch khoan mới KGAC-Plus nhằm nâng cao khả năng ức chế sét, đặc biệt là trong quá trình thi công các

giếng khoan có góc nghiêng lớn, quỹ đạo và điều kiện địa chất phức tạp. Kết quả thử nghiệm hệ dung dịch khoan KGAC-Plus cho 4 giếng

khoan tại bể Cửu Long cho thấy khả năng ức chế sét tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril của M-I SWACO (Mỹ); cải thiện được các

yếu tố công nghệ - kỹ thuật (như: tính lưu biến, tính bôi trơn, độ ổn định, độ bền nhiệt…) giúp giảm thiểu sự cố trong quá trình thi

công, nâng cao độ ổn định thành giếng khoan, bảo vệ tốt tầng sản phẩm và tiết kiệm chi phí (khoảng 300.000USD/giếng).

Từ khóa: KGAC-Plus, ức chế sét, tác nhân ức chế, bể Cửu Long.

thống FCL/AKK, 2 tác nhân ức chế KCl và PAG trong hệ dung dịch khoan ức chế KCl/Polymer, bổ sung thêm chất ức chế bao bọc (như HyPR-CAP…) nhằm tăng khả năng ức chế sét.

- FCL (Ferro chrome lignosulfonate)/CFL (chrome free lignosulfonate) - chất ức chế phân ly: trên bề mặt cấu tử sét luôn có các cation H+ tạo liên kết hydro bền vững với các nhóm OH- trong phân tử lignosulfonate. Lớp hấp phụ này có kích thước phân tử lớn và có tính nhớt trên bề mặt cấu tử sét, nên lignosulfonate có khả năng ức chế trương nở, làm phân tán sét mùn khoan, giảm độ nhớt và độ bền gel.

- AKK - chất ức chế keo tụ: Đây là chất ức chế phèn nhôm kali, có công thức hóa học K2SO4Al2(SO4)3.24H2O. Khi tăng tính kiềm, các muối

Ngày nhận bài: 5/5/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 5 - 10/5/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 8/11/2017.

Hình 1. Sơ đồ mô tả hấp phụ của phân tử chromelignosulfonate biến tính

trên bề mặt silic

17

FOCUS Study possibility for co-operation in LNG depot construction ..............4Petrovietnam promotes oil and gas co-operation within APEC ........6PVEP meets oil and gas production targets 44 days ahead of schedule .....................................................................8Dung Quat Refinery operates safely at optimal capacity .................10

SCIENTIFIC RESEARCH

Reverse time migration for offshore Vietnam dataset ........................12Research and test application of the new mud system KGAC-Plus at highly deviated wells with complex trajectory and geological conditions ....................................................................17Assessment of the effectiveness of replacing purified terephthalic acid (PTA) by QTA in textile production in Vietnam ............................27Improving cost management effeciency in petroleum depot construction ..........................................................37Establishing the environmental sensitivity index map and supplementing the oil spill response plan of Thanh Hoa province ...44Natural gas pricing mechanism in Thailand ........................................52

NEWS

Research and development of technologies and chemical products for enhanced oil recovery ..................................................................68Petrovietnam attends 4th International Mining and Resources Conference (IMARC) ..............................................................................69PVU boosts co-operation with Memorial University, Canada ............69Seminar on efficiency improvement of financial management of oil and gas joint ventures .............................................................................70PV Trans delivers coal to Duyen Hai 3 thermal power plant ..............71Rosneft drills world's longest well in Sakhalin-1 project ........................73Pemex makes onshore hydrocarbon discovery in Veracruz basin ...73

52. Giới thiệu cơ chế định giá khí thiên nhiên tại Thái Lan

60. Công nghệ doa giếng mới giúp hạn chế rủi ro và tiết giảm chi phí

DẦU KHÍ THẾ GIỚI

GIỚI THIỆU CÔNG NGHỆ

TIÊU ĐIỂM

4 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Ngày 12/11/2017, Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Tổng thống Mỹ Donald Trump đã chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ về việc

hợp tác giữa Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) với Tập đoàn AES về khả năng hợp tác đầu tư xây dựng Kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) Sơn Mỹ. Đồng thời, Lãnh đạo hai nước đã chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ về khả năng hợp tác trong lĩnh vực cung cấp khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và đầu tư thượng nguồn giữa PV GAS và Alaska Gasline Development Corporation (AGDC).

Các dự án kho cảng nhập LNG nói chung và dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ nói riêng có ý nghĩa quan trọng, góp phần đa dạng nguồn cung khí cũng như đáp ứng nhu cầu LNG/điện khí tại Việt Nam trong thời gian tới, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Các biên bản ghi

nhớ được ký kết giữa Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) và các đối tác Mỹ về việc hợp tác đầu tư xây dựng kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và cung cấp nguồn LNG cho các dự án nhập khẩu LNG tại Việt Nam đã mở ra cơ hội mới cho ngành năng lượng Việt Nam. Lễ ký kết Biên bản ghi nhớ này nằm trong chuỗi các sự kiện hợp tác quan trọng trong chuyến đến thăm Việt Nam lần đầu tiên của Tổng thống Donald Trump, đánh dấu việc tăng cường hợp tác phát triển kinh tế giữa Mỹ và Việt Nam trong thời gian tới.

AES là tập đoàn lớn của Mỹ hoạt động trong lĩnh vực sản xuất và phân phối năng lượng điện bao gồm nhiệt điện và năng lượng tái tạo. AES nằm trong danh sách 200 doanh nghiệp năng lượng có doanh thu lớn nhất toàn cầu được xếp hạng bởi Fortune.

NGHIÊN CỨU HỢP TÁC

Các biên bản ghi nhớ được ký kết giữa Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP (PV GAS) và các đối tác Mỹ về việc hợp tác đầu tư xây dựng kho cảng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và cung cấp nguồn LNG cho các dự án nhập khẩu LNG tại Việt Nam đã mở ra cơ hội mới cho ngành năng lượng Việt Nam.

ĐẦU TƯ XÂY DỰNG KHO CẢNG LNG

Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Tổng thống Mỹ Donald Trump chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ hợp tác giữa PV GAS với AGDC. Ảnh: PV GAS

PETROVIETNAM

5DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Hiện nay, AES cung cấp nguồn năng lượng bền vững cho 17 quốc gia. Doanh thu năm 2016 của AES là 13,6 tỷ USD; sở hữu và quản lý tổng tài sản cố định trị giá 36 tỷ USD. AES đã xây dựng 111 nhà máy phát điện với tổng công suất khoảng 36.000MW sử dụng đa dạng công nghệ và nhiên liệu (như than, dầu diesel, thủy điện, khí, LNG, dầu, gió, mặt trời, pin và sinh khối). AES cũng sở hữu 7 công ty điện ở các thị trường khác nhau.

Alaska Gasline Development Corporation (AGDC) hoạt động trong lĩnh vực tài chính và xây dựng phát triển các dự án khí. Dự án Alaska LNG của AGDC có nguồn khí đầu vào từ các mỏ khí khu vực Alaska với tổng trữ lượng lên đến 35Tcf. Dự án bao gồm nhà máy xử lý khí công suất trung bình 3,5 tỷ ft3/ngày, đường

ống khí thiên nhiên gần 1.300km và tổ hợp sản xuất LNG công suất 20 triệu tấn/năm gồm 3 dây chuyền có khả năng xử lý 12.500m3 LNG/giờ, 2 bồn chứa công suất 240.000m3, 2 cầu tàu có khả năng tiếp nhận tàu công suất đến 217.000m3 (Q-fl ex). Dự án Alaska LNG có tổng mức đầu tư khoảng 43 tỷ USD và dự kiến sẽ được hoàn thành đưa vào vận hành từ năm 2024.

Lãnh đạo AGDC cho biết mong muốn tham gia cung cấp LNG cho các dự án nhập khẩu LNG tại Việt Nam cũng như xem xét đánh giá các cơ hội tham gia đầu tư phát triển của PV GAS tại các mỏ khí tại Bang Alaska, Mỹ.

Trong Quy hoạch phát triển

ngành công nghiệp khí Việt Nam đến

năm 2025, định hướng đến năm 2035,

Chính phủ xác định mục tiêu phát triển

ngành công nghiệp khí trên nguyên

tắc sử dụng tiết kiệm, hiệu quả, hợp

lý nguồn tài nguyên trong nước; triển

khai nhập khẩu LNG song song với việc

thu gom các nguồn khí mới trong nước

để bổ sung cho các nguồn khí đang suy

giảm, duy trì khả năng cung cấp khí

cho các hộ tiêu thụ. Về công tác nhập

khẩu, phân phối LNG, Chính phủ yêu

cầu nghiên cứu, tìm kiếm thị trường

và đẩy nhanh việc xây dựng hệ thống

cơ sở hạ tầng kho cảng để sẵn sàng

tiếp nhận, nhập khẩu LNG với mục tiêu

đạt 1 - 4 tỷ m3/năm (giai đoạn 2021 -

2025) và đạt 6 - 10 tỷ m3/năm (giai

đoạn 2026 - 2035).

Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Tổng thống Mỹ Donald Trump chứng kiến Lễ ký Biên bản ghi nhớ hợp tác giữa PV GAS với AES. Ảnh: PV GAS

Ngọc Phương

TIÊU ĐIỂM

6 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Xuất khẩu khí từ mỏ Tuna sang Việt

Nam sau năm 2023

Ngày 10/11/2017, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc với Tổng giám đốc điều hành Premier Oil PLC Anthony Durrant và Chủ tịch SKK Migas Amien Sunaryadi. Lãnh đạo 3 bên đã ký Biên bản ghi nhớ (MOU) về việc khai thác và xuất khẩu khí từ mỏ Tuna sang Việt Nam. Các bên sẽ triển khai đàm phán các thỏa thuận thương mại chi tiết và phát triển mỏ Tuna để có thể xuất khẩu khí sang Việt Nam sau năm 2023.

Mỏ khí Tuna nằm tại vùng đặc quyền kinh tế của Indonesia, tổ hợp nhà thầu gồm: Premier Oil, MOECO và GS Energy, trong đó Premier Oil là nhà điều hành. Mỏ Tuna được phát hiện năm 2014, có trữ lượng tại chỗ khoảng 616 tỷ ft3 khí và 20 triệu thùng dầu.

Mỏ khí Tuna nằm cách vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam 11km và

gần các mỏ: Lan Tây, Chim Sáo và Cá Rồng Đỏ. Việc kết nối từ mỏ Tuna về cơ sở hạ tầng của Việt Nam sẽ thuận lợi hơn cho công tác phát triển dự án này.

Hợp tác trong lĩnh vực công nghiệp khí

và điện khí

Ngày 10/11/2017, trước sự chứng kiến của Chủ tịch nước Trần Đại Quang và Thủ tướng Nhật Bản Shinzo Abe, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Mitsui đã ký Thỏa thuận hợp tác trong lĩnh vực công nghiệp khí và điện khí tại miền Nam, Việt Nam.

Theo thỏa thuận này, 2 bên sẽ nghiên cứu tìm kiếm các cơ hội hợp tác đầu tư, kinh doanh tiềm năng liên quan đến phát triển, cung cấp LNG, các trạm tiếp nhận LNG, các nhà máy điện khí và các công trình khác có liên quan tại miền Nam, Việt Nam.

Mitsui là công ty thương mại và đầu tư trong lĩnh vực sản xuất, tiếp

PETROVIETNAMTHÚC ĐẨY HỢP TÁC DẦU KHÍ TRONG KHỐI APEC

Không chỉ tham dự các hoạt động chính trong Tuần lễ cấp cao của Diễn đàn Hợp tác kinh tế châu Á - Thái Bình Dương (APEC), Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn và đoàn công tác của Petrovietnam đã làm việc với các đối tác: ExxonMobil (Mỹ); Zarubezhneft, Gazprom (Liên bang Nga); Premier Oil PLC (Vương quốc Anh); Mitsui (Nhật Bản); SKK Migas (Indonesia)... để thúc đẩy hợp tác trong lĩnh vực dầu khí và tìm kiếm các cơ hội hợp tác mới.

Petrovietnam và Zarubezhneft ký Hợp đồng mua bán khí thiên nhiên thuộc vỉa khí - condensate khu vực Đông Bắc mỏ Rồng. Ảnh: PVN

PETROVIETNAM

7DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

thị và kinh doanh hydrocarbon, LNG; phát triển các dự án hạ tầng như trạm tiếp nhận LNG, phân phối khí, đường ống vận chuyển khí và phát điện.

Hiện nay, Petrovietnam và công ty liên kết của Mitsui là Mitsui Oil Exploration Co., Ltd. (MOECO) đang là các đối tác tham gia Dự án chuỗi giá trị khí Lô B, bao gồm phát triển các mỏ khí tại Lô B & 48/95 và Lô 52/97 ngoài khơi Tây Nam, Việt Nam; xây dựng đường ống vận chuyển khí đến Cà Mau, Kiên Giang và Ô Môn; các nhà máy điện khí.

Thông qua thỏa thuận hợp tác này, Mitsui mong muốn hợp tác với Petrovietnam tìm kiếm các cơ hội vay vốn từ các tổ chức tài chính phục vụ cho việc đầu tư phát triển Dự án chuỗi giá trị khí Lô B.

Đảm bảo tiến độ triển khai các dự án

dầu khí

Ngày 9/11/2017, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc với ExxonMobil (Mỹ) về tình hình triển khai các dự án hợp tác giữa 2 bên.

Tính đến thời điểm này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các nhà thầu đã

Thu Huyền

Lễ ký kết Biên bản ghi nhớ giữa Petrovietnam, Premier Oil và SKK Migas. Ảnh: PVN

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam làm việc với ExxonMobil. Ảnh: PVN

cập nhật tiến độ tổng thể của chuỗi Dự án Cá Voi Xanh và báo cáo Bộ Công Thương. Các bên tiếp tục trao đổi để thống nhất điều kiện cho các mốc thời gian quan trọng (FEED, FS, FID...) nhằm triển khai dự án theo đúng kế hoạch. ExxonMobil cho biết đang tích cực triển khai công tác nghiên cứu tối ưu phục vụ thiết kế cơ sở và chuẩn bị triển khai công tác đấu thầu dịch vụ khảo sát trên bờ giai đoạn 1 cho vị trí nhà máy xử lý khí và hành lang tuyến ống dẫn khí đến nhà máy điện.

Ngày 9/11/2017, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn đã làm việc với Tổng giám đốc Tập đoàn Zarubezhneft Kudryashov Sergey Ivanovich. Hai bên đã đánh giá về kết quả hoạt động của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” tại Việt Nam và Công ty Liên doanh Rusvietpetro tại Liên bang Nga; trong đó tập trung thảo luận các giải pháp đảm bảo sản lượng khai thác, trao đổi khả năng hợp tác triển khai các dự án mới trong thời gian tới.

Trong chương trình làm việc, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Nguyễn Vũ Trường Sơn và Tổng giám đốc Zarubezhneft Kudryashov Sergey Ivanovich đã ký Hợp đồng mua bán khí thiên nhiên thuộc vỉa khí - condensate khu vực Đông Bắc mỏ Rồng.

Trong dịp này, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc với Chủ tịch Gazprom Alexey Miller. Hai bên đã đánh giá tình hình triển khai các dự án của Gazpromviet và Vietgazprom; xem xét tạo điều kiện thuận lợi để có thể phát triển chuỗi dự án tại mỏ khí Báo Vàng và các mỏ khí của Gazpromviet tại Liên bang Nga.

TIÊU ĐIỂM

8 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

KẾ HOẠCH SẢN LƯỢNG KHAI THÁC DẦU KHÍ

Trong điều kiện giá dầu duy trì ở mức thấp, PVEP đã chủ động dừng, giãn tiến độ triển khai một số dự án có chi phí sản xuất cao để đảm

bảo an toàn, thận trọng về tài chính. Tổng công ty đã điều chỉnh và triển khai hoạt động sản xuất kinh doanh theo các kịch bản giá dầu, nâng cao hiệu quả quản trị. Đặc biệt, PVEP đã thường xuyên tổ chức làm việc với các nhà điều hành, rà soát, tối ưu hóa chi phí, quản lý an toàn mỏ, duy trì sản lượng khai thác tối ưu. PVEP tăng cường ứng dụng công nghệ mới; cập nhật mô hình địa chất, mô hình khai thác thường xuyên nhằm tối ưu hóa chế độ khai thác và công

Vào 20 giờ 15 phút ngày 17/11/2017, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) đã hoàn thành chỉ tiêu sản lượng khai thác năm 2017 với 4,4 triệu tấn dầu quy đổi, bứt phá về đích trước kế hoạch 44 ngày.

tác quản lý mỏ, đạt được hệ số thu hồi cao nhất, kiềm chế tốc độ ngập nước tại các mỏ đặc biệt là các đối tượng móng nứt nẻ; thực hiện các giải pháp kỹ thuật công nghệ tăng cường thu hồi dầu…

Đồng thời, PVEP chủ động triển khai các giải pháp linh hoạt nhằm bổ sung sản lượng khai thác của Chính phủ, kịp thời thực hiện các biện pháp gia tăng sản lượng khai thác như: khoan bổ sung giếng, thực hiện can thiệp giếng ngăn cách nước, bắn mở thêm vỉa, xử lý acid giếng, xử lý muối, tối ưu chế độ khai thác tại các dự án… Nhờ đó, tính đến 20 giờ 15 phút ngày 17/11/2017, PVEP

PVEP VỀ ĐÍCH TRƯỚC 44 NGÀY

PETROVIETNAM

9DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Mạnh Hòa

đã chính thức hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác 4,4 triệu tấn dầu quy đổi, về đích trước kế hoạch 44 ngày. Việc PVEP có sự bứt phá về

chỉ tiêu sản lượng khai thác dầu khí năm nay có sự đóng góp quan trọng của sản lượng khai thác khí mà PVEP đã về đích trước kế hoạch 84 ngày,

đạt sản lượng 843 triệu m3 từ ngày 8/10/2017.

Trong quá trình triển khai kế hoạch sản lượng khai thác năm 2017, PVEP đã phải đối mặt với các thách thức như: giảm lưu lượng khai thác dầu ở một số giếng để bảo vệ và duy trì áp suất của mỏ, đóng mỏ để sửa chữa bảo dưỡng định kỳ, một số giếng khai thác không cho dòng như dự kiến… Trong khó khăn, Tổng công ty tiếp tục đẩy mạnh phong trào lao động sáng tạo, phát huy sáng kiến, hợp lý hóa sản xuất, tập trung hoàn thành công tác phát triển mỏ tại Dự án thu gom khí mỏ Đại Hùng; đảm bảo vận hành các mỏ an toàn, ổn định; đồng thời tiếp tục rà soá t tố i ưu cá c dự á n phá t triể n mỏ ...

PVEP cho biết đang tập trung nghiên cứu, triển khai các giải pháp nâng cao năng lực quản trị, thực hiện đúng tiến độ, an toàn và có hiệu quả các dự án đầu tư được duyệt; nghiên cứu, rà soát để có các biện pháp, giải pháp đồng bộ, quyết liệt thực hiện việc tái cơ cấu bộ máy quản lý, tổ chức hoạt động, phân công, phân bổ nguồn lực, nhân lực hợp lý, khoa học; tích cực nghiên cứu và áp dụng các thành tựu khoa học công nghệ mới để nâng cao năng lực cạnh tranh và nâng cao hiệu quả trong quản lý - điều hành hoạt động sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp.

Không chỉ về đích sớm kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí, PVEP cho biết đang phấn đấu hoàn thành vượt mức các chỉ tiêu tài chính được giao, dự kiến đến cuối tháng 11/2017 sẽ đạt tổng doanh thu khoảng 30.988 tỷ đồng (101% kế hoạch năm); lợi nhuận trước thuế ước đạt 1.141 tỷ đồng; nộp ngân sách Nhà nước ước đạt 7.843 tỷ đồng (112% kế hoạch năm).

Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam TS. Nguyễn Quốc Thập kiểm tra tiến độ triển khai dự án của PVEP. Ảnh: PVN

Mỏ Sư Tử Trắng. Ảnh: PVEP

TIÊU ĐIỂM

10 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Sau gần 9 năm hoạt động, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đã sản xuất và xuất bán gần 50 triệu tấn

sản phẩm các loại ra thị trường, đạt doanh thu 862,5 nghìn tỷ đồng (gần 38 tỷ USD), nộp ngân sách Nhà nước hơn 143,1 nghìn tỷ đồng (gần 7 tỷ USD). Chỉ tính riêng 10 tháng đầu năm 2017, BSR đạt doanh thu 63,3 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước 7,44 nghìn tỷ đồng, tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu (ROE) 16,09%; tỷ suất lợi nhuận trên doanh thu (ROS) 10,07%; tỷ suất lợi nhuận trên tài sản (ROA) 9,1%.

Trong năm 2017, Nhà máy Lọc

dầu Dung Quất luôn hoạt động ở công suất tối ưu và an toàn trên 105% công suất, thậm chí có thời điểm lên tới 110% công suất. Khoảng cách chênh lệch giữa giá các sản phẩm chính bán ra và giá dầu thô nguyên liệu đầu vào (crack spread) của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất tương đối tốt, duy trì ổn định ở mức 11 - 15 USD/thùng, góp phần tăng đáng kể doanh thu và lợi nhuận của BSR.

Một yếu tố quan trọng giúp BSR nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh là việc chủ động nghiên cứu, tăng cường áp dụng các sáng kiến, cải tiến nhằm tối ưu hóa và hợp lý hóa sản xuất, công nghệ, giảm tiêu hao năng lượng; giảm lưu kho vật

Việc Nhà máy Lọc dầu Dung Quất luôn hoạt động an toàn ở công suất tối ưu trên 105% công suất; chênh lệch giữa giá các sản phẩm chính bán ra và giá dầu thô nguyên liệu đầu vào duy trì ổn định ở mức 11 - 15 USD/thùng đã góp phần tăng đáng kể doanh thu và lợi nhuận của Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) trong năm 2017.

NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT HOẠT ĐỘNG AN TOÀN Ở CÔNG SUẤT TỐI ƯU

PETROVIETNAM

11DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Ngày 23/11/2017, Công ty CP Báo

cáo Đánh giá Việt Nam (Vietnam Re-

port) phối hợp cùng Báo điện tử Viet-

namnet tổ chức Lễ công bố 500 doanh

nghiệp lợi nhuận tốt nhất năm 2017.

Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình

Sơn (BSR) là doanh nghiệp đứng thứ

16 trong Top 500 doanh nghiệp có lợi

nhuận tốt nhất năm 2017. Bảng xếp

hạng vinh danh các doanh nghiệp uy

tín, có lợi nhuận cao, khả năng sinh

lời tốt; hỗ trợ doanh nghiệp trong

việc thu hút nguồn lực, tiếp cận cơ hội

kinh doanh mới thông qua việc gia

tăng lòng tin của các đối tác, nhà đầu

tư, giúp doanh nghiệp nâng cao năng

lực cạnh tranh và phát triển bền vững

trong bối cảnh hội nhập kinh tế ngày

càng sâu rộng.

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

Hồng Minh

tư, hóa phẩm xúc tác, dầu thô… nhằm tiết giảm chi phí và giảm giá thành sản phẩm trong quá trình vận hành Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.

BSR đã hợp tác với các đơn vị tư vấn, nhà bản quyền công nghệ (Shell Global Solution (SGS), Solomon, UOP, Axens…) nghiên cứu các giải pháp vận hành và cải hoán tiết kiệm năng lượng cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Đến nay, đã có 11 giải pháp kỹ thuật được áp dụng thành công, mỗi tháng tiết kiệm cho BSR hơn 3,6 tỷ đồng.

Việc đầu tư bổ sung Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh SRU2 đã giúp Nhà máy Lọc dầu Dung Quất tăng khả năng tiếp nhận, phối trộn và chế biến nhiều loại dầu thô hơn. Đến nay, Nhà máy có khả năng chế biến đa dạng trên 67 loại dầu thô khác nhau ngoài dầu thô Bạch Hổ (10 loại dầu trong nước và trên 57 loại dầu nước ngoài).

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” của BSR mới đây đã đạt giải Nhất Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật tỉnh Quảng Ngãi lần thứ 10. Trạm giảm ôn giảm áp từ hơi siêu cao áp xuống hơi cao áp được thiết kế 3 van điều khiển, nhưng chỉ có 1 van được đặt chế độ tự động, 2 van phải vận hành thủ công. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả Nguyễn Ngọc Thanh (Ban Vận hành Sản xuất BSR) đã nghiên cứu, thiết kế lại phương thức điều khiển cho trạm giảm ôn giảm áp từ hơi siêu cao áp xuống hơi cao áp và đưa được cả 3 van hoạt động theo chế độ tự động. Việc tính toán cân bằng lượng hơi cao áp, phương thức điều khiển, lượng hơi trung áp tiêu thụ, áp suất… giải pháp đã nâng cao độ tin cậy, tối ưu hóa vận hành cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, tiết kiệm nhiên liệu và lượng hơi tiêu thụ.

Giải pháp “Loại bỏ tạp chất cặn rắn trong dầu thô tại Phân xưởng chưng cất dầu thô CDU nhằm giảm hàm lượng kim loại Fe và Ca trong nguyên liệu của Phân xưởng cracking xúc tác RFCC”. Giải pháp đã nghiên cứu sử dụng hóa chất để loại bỏ Fe và Ca ra khỏi nguyên liệu cặn khí quyển của Phân xưởng cracking xúc tác RFCC với chi phí đầu tư ban đầu thấp, tránh được sự cố tắc nghẽn trong hệ thống đường ống và thiết bị ở khu vực đáy tháp chưng cất Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.

“Giải pháp xử lý vấn đề nước cuốn theo từ thiết bị tách muối (Desalter) đến lò gia nhiệt H.1101 tại Phân xưởng chưng cất dầu thô CDU của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất” của nhóm tác giả Phan Minh Thành (Ban Vận hành Sản xuất BSR) đã giúp vận hành ổn định thiết bị bơm tuần hoàn, đảm bảo an toàn công nghệ.

“Giải pháp sử dụng nguồn nước công nghệ Process tại bình tách D-1106 làm nước rửa cho thiết bị tách muối Desalter và đường đỉnh tháp chưng cất T-1101 tại Phân xưởng chưng cất dầu thô CDU” của nhóm tác giả Nguyễn Nhanh (Ban Nghiên cứu Phát triển BSR) đã giúp giảm bớt năng lượng tiêu thụ, tiết kiệm hơi nước và sử dụng hiệu quả nguồn nước sạch, góp phần bảo vệ môi trường.

Theo kế hoạch năm 2018, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất sẽ vận hành với công suất trung bình 105%, dự kiến sản xuất khoảng 7,77 triệu m3 xăng dầu trong đó có khoảng 7,1 triệu m3 xăng và DO, khoảng 641.921m3 Jet A1. BSR cho biết đang gấp rút triển khai công tác cổ phần hóa và tìm kiếm, lựa chọn nhà đầu tư chiến lược để tiếp tục đầu tư phát triển lĩnh vực hóa dầu và chế biến sâu nhằm tiếp tục nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh của doanh nghiệp.

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

12 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

1. Giới thiệu

Dịch chuyển (migration) trong xử lý địa chấn là bước quan trọng nhất nhằm đưa các tín hiệu địa chấn về đúng vị trí phản xạ để phục vụ cho các quá trình minh giải. Dịch chuyển địa chấn được phân loại như sau: dịch chuyển thời gian (time migration), dịch chuyển sâu (depth migration), dịch chuyển trước khi cộng (prestack migration) và dịch chuyển sau khi cộng (poststack migration). Tùy vào từng mục đích và độ phức tạp của điều kiện địa chất mà các thuật toán dịch chuyển được áp dụng, trong đó dịch chuyển sâu trước cộng (prestack depth migration) được coi là phương pháp chính xác nhất cho các điều kiện môi trường địa chất phức tạp, vận tốc truyền sóng thay đổi theo cả phương dọc và ngang. Dựa vào các cách tiệm cận lời giải phương trình sóng, thuật toán dịch chuyển sâu trước cộng được chia làm 3 phương pháp: phương pháp đường đi của tia sóng (ray tracing), phương pháp phương trình sóng 1 chiều (one way wave equation) và phương pháp phương trình sóng 2 chiều (two way wave equation). Trong các thuật toán dịch chuyển sâu trước cộng, dịch chuyển thời gian ngược (reverse time migration - RTM) là phương pháp chính xác để xây dựng mặt cắt địa chấn cho cấu trúc địa chất phức tạp và độ tương phản vận tốc của các đơn vị địa chất lớn như đụm muối (saltdome) [1 - 5].

Tuy nhiên, khối lượng tính toán cũng như xử lý thông tin vào ra của RTM lớn hơn nhiều so với bộ nhớ của máy tính cá nhân thông thường dẫn đến việc thực hiện trong công nghiệp của RTM không khả thi. Ngày nay, sự ra đời

DỊCH CHUYỂN THỜI GIAN NGƯỢC CHO SỐ LIỆU ĐỊA CHẤN THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM

Đoàn Huy Hiên, Tạ Quang Minh, Mai Thị Lụa

Mai Thị Huyền Trang, Trần Ngọc Minh

Viện Dầu khí Việt Nam

Email: [email protected]

Tóm tắt

Dịch chuyển thời gian ngược (RTM) được coi là phương pháp dịch chuyển sâu trước cộng chính xác nhất trong điều kiện địa chất

phức tạp vì thực hiện mô phỏng trường sóng 2 chiều (thuận và ngược). Phương pháp này được ứng dụng nhiều trong công nghiệp vì

phần cứng máy tính phát triển nhanh, đáp ứng yêu cầu xử lý số liệu lớn. Đặc biệt, bộ vi xử lý đồ họa (GPU) được áp dụng vào xử lý số

liệu địa chấn đã nâng cao tốc độ và hiệu quả tính toán. Bài báo giới thiệu lý thuyết RTM, đồng thời kiểm chứng độ chính xác của thuật

toán bằng số liệu mô phỏng và số liệu địa chấn thực của thềm lục địa Việt Nam. Nhóm tác giả cũng phát triển thuật toán của RTM tính

toán bằng bộ vi xử lý đồ họa (GPU-RTM), được sử dụng tại Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí (EPC) thuộc

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI). Kết quả cho thấy GPU-RTM sử dụng card đồ họa NVIDIA Quadro K5000 cho kết quả nhanh hơn hàng chục

lần so với sử dụng bộ vi xử lý thông thường (CPU-RTM).

Từ khóa: Dịch chuyển, dịch chuyển thời gian ngược, lan truyền sóng, đạo hàm riêng trường sóng, GPU-RTM.

của các hệ thống máy tính song song (cluster) cho phép sử dụng thuật toán RTM trong công nghiệp. Ngoài ra, bộ vi xử lý đồ họa (GPU) được sử dụng nhiều trong công nghệ tính toán giúp thực hiện các bài toán phức tạp trở nên dễ dàng hơn.

Bài báo giới thiệu lý thuyết của thuật toán RTM và kiểm tra tính đúng đắn bằng các số liệu mô phỏng và ứng dụng vào việc xây dựng mặt cắt sâu cho một tuyến địa chấn thềm lục địa Việt Nam. Thuật toán RTM này được phát triển cho các ứng dụng của bộ vi xử lý đồ họa (GPU-RTM) giúp giảm thời gian tính toán rất nhiều.

2. Dịch chuyển thời gian ngược

Phương trình sóng trong trường hợp rời rạc hóa có thể biểu diễn như sau [6]:

Trong đó:

M: Ma trận khối lượng;

K: Độ cứng;

p: Tham số địa vật lý;

U: Trường sóng;

f: Hàm nguồn.

Shin và Chung [7] đã chứng minh điều kiện ảnh cho bài toán dịch chuyển sâu trước cộng tương đương với tích vô hướng của đạo hàm riêng bậc nhất của trường sóng

Ngày nhận bài: 10/8/2016. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 10/8 - 31/10/2016. Ngày bài báo được duyệt đăng: 8/11/2017.

(1)

PETROVIETNAM

13DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

theo một tham số địa vật lý với số liệu địa chấn ghi được trên bề mặt. Điều kiện ảnh này chính là cơ sở của thuật toán dịch chuyển thời gian ngược cho môi trường đẳng hướng và bất đồng nhất [7].

Trong không gian Fourier, phương trình (1) được viết lại như sau:

Đạo hàm 2 vế của phương trình (2) theo một tham số địa vật lý nào đó, p1, (vận tốc, tỷ trọng…) thu được:

Phương trình (2) và (3) có dạng giống nhau, sự khác nhau là hàm nguồn (force function). Ở phương trình (2), hàm nguồn được cho trước trong mỗi phương trình sóng (thường là xung spike, xung với pha ban đầu là 0, hoặc là xung Ricker), trong khi đó ở phương trình (3),

, được gọi là hàm nguồn ảo

(virtual source). Hàm nguồn ảo được tính trực tiếp từ trường

sóng và đại lượng phụ thuộc và các điều kiện tham số

địa vật lý đầu vào . Như vậy, đạo hàm riêng

(partial derivative) của trường sóng có thể tính toán được bằng cách giải phương trình sóng 2 lần. Sau khi đạo hàm riêng của trường sóng được tính toán có thể thực hiện được thuật toán dịch chuyển đề xuất bởi Shin và Chung [7].

Theo Shin và Chung [7], điều kiện ảnh được tổng quát hóa qua phương trình sau:

Trong đó di(x, z = 0, t) là số liệu địa chấn thu được trên bề mặt hay còn gọi là điểm nổ chung.

Thế đạo hàm riêng của trường sóng xác

định từ phương trình (3) vào phương trình (4) thu được:

Trong đó S = K - w2M.

Do S đối xứng cho nên phương trình điều kiện ảnh (5) có thể viết lại như sau:

Phương trình (6) là phương trình cơ bản của thuật toán dịch chuyển sâu thời gian ngược, trong đó S(p, t)-1di (x, z = 0, t) được gọi là trường sóng truyền ngược (back propagating

wavefi eld). Từ đó, thuật toán dịch chuyển thời gian ngược có thể biểu diễn trên sơ đồ khối (Hình 1).

Sử dụng số liệu mô phỏng từ mô hình SEG - Sigsbee để kiểm tra tính đúng đắn của thuật toán RTM. Mô hình SEG-Sigsbee được xây dựng bởi nhóm nghiên cứu Delphi, Đại học Tổng hợp Deft Hà Lan (http://www.delphi.tudelft.nl/SMAART/sigsbee2b.htm) nhằm mục đích nghiên cứu dựng lại ảnh của đụm muối với sự tương phản rất lớn của vận tốc truyền sóng của đụm muối (5km/giây) và trầm tích bao quanh (2 - 2,5km/giây). Độ tương phản của các lớp trầm tích trong mô hình này không lớn. Mô hình Sigsbee bao gồm các hệ thống đứt gãy thuận nghịch chia các trầm tích xung quanh thành các khối (Hình 2). Hình 3 trình bày kết quả của mô phỏng phương trình sóng (1) bằng phương pháp sai phân hữu hạn (FDM). Ở đây, tuyến địa chấn gồm 69 điểm nổ, mỗi điểm nổ có 301 mạch với khoảng cách giữa 2 mạch là 7,62m (25ft) và khoảng cách giữa 2 điểm nổ là 76,2m (250ft). Hình 4 thể hiện kết quả dịch chuyển thời gian ngược từ mô hình vận tốc Sigsbee. So sánh mặt cắt này với mô hình vận tốc ban đầu cho thấy hình dạng của thân muối (salt body) được thể hiện rất rõ nét mặc dù khoảng cách điểm nổ tương đối thưa.

Ngoài ra, các mặt phản xạ và hệ thống đứt gãy của các lớp trầm tích bên cạnh và phía dưới đụm muối mô hình cũng dễ quan sát thấy trên mặt RTM. Tuy nhiên, do đặc điểm hấp thụ sóng lớn của thân muối, các mặt phản xạ phần dưới thân muối không được khôi phục toàn diện. Để tăng độ phân giải ngang của mặt cắt, số

(2)

(3)

(4)

S f d (5)

(6)S fdNshot

Lặp qua các điểm nổ #1, #2, #3, … ,#n

Số liệu thu nổ tại điểm nổ #1, #2, …, #n (d )

Trường sóng truyền ngược (S-1d )i

i

Mô hình vật lý đầu vào (Vp, ρ)

Hàm nguồn ảo (f*)

Tích vô hướng của hàm nguồn ảo và trường sóng truyền ngược

(trường ảnh #1, #2, …, #n)

Tổng tất cả các trường ảnh

Kết quả dịch chuyển thời gian ngược

Hình 1. Sơ đồ khối của thuật toán dịch chuyển thời gian ngược


14 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

điểm nổ địa chấn có thể tăng gấp nhiều lần bằng cách giảm khoảng cách giữa 2 điểm nổ liên tiếp giống với các tuyến thu nổ địa chấn ngoài thực tế. Tuy vậy, số liệu đầu vào quá lớn làm bộ nhớ trong của máy tính không đủ để thực hiện tính toán. Để thực hiện thuật toán dịch chuyển thời gian ngược này với số liệu mô phỏng như trên, nếu sử dụng một bộ vi xử lý (single Intel® Xeon® CPU) tốc độ 3.0GHz của máy tính trạm gồm 16 CPU, chiếm hết bộ nhớ trong là 2Gb và thời gian tính toán gần 3 ngày.

3. Bộ xử lý đồ họa (GPU) cho dịch chuyển thời

gian ngược (GPU-RTM)

Ngôn ngữ lập trình CUDA (Computing Unifi ed Device Architecture) là ngôn ngữ lập trình hỗ trợ các chức năng tính toán thông qua ngôn ngữ lập trình C do NVIDIA phát triển. CUDA cho phép truy nhập vào tập các chỉ lệnh ảo và bộ nhớ của các phần tử tính toán song song trong đơn vị xử lý đồ họa của CUDA (CUDA GPU). Sử dụng CUDA, các GPU mới nhất do NVIDIA sản xuất có thể dễ dàng thực hiện các tính toán như các CPU. Tuy nhiên, không giống như các CPU, các GPU có thể thực thi chậm nhiều luồng dữ liệu một lúc hơn là thực thi nhanh một luồng dữ liệu. Như vậy, khả năng tính toán với số liệu có cấu trúc song song thì tốc độ tính toán của CUDA - GPU rất cao. Điều đó được áp dụng rộng rãi trong các bài toán dựng ảnh và bài toán ngược trong địa chấn thăm dò. Một trong những giới hạn của CUDA chính là sự trao đổi số liệu giữa bộ nhớ của GPU và bộ nhớ chính thường lâu hơn nhiều tốc độ tính toán. Ở đây, thuật toán GPU-RTM dựa trên thuật toán RTM (Hình 1), sử dụng điều kiện biên hiệu quả và được lưu vào từng ô lưới so le thay vì sử dụng trực tiếp tính toán trên GPU [9] được xây dựng và thực hiện tại EPC/VPI. Thuật toán GPU-RTM đã được thử nghiệm thành công với số liệu mô phỏng của mô hình SEG-Sigsbee. Kết quả tính toán giống như kết quả thử nghiệm với bộ vi xử lý CPU. Sử dụng card đồ họa NVIDIA Quadro K5000 với bộ nhớ 4.5Gb, thời gian tính toán đã giảm rất nhiều. Hình 5 thể hiện thời gian thực tính toán của mô phỏng trường sóng bằng bộ xử lý đồ họa (GPU) và bộ xử lý trung tâm (CPU) trong đó trục hoành thể hiện số lượng điểm tính toán theo chiều ngang. Số lượng điểm tính toán theo chiều dọc được giữ là hằng số (200 điểm). Quá trình thử

Mô hình vận tốc

Khoảng cách ngang (km)

Chiề

u sâ

u (k

m)

Số liệu mô phỏng

Mạch địa chấn #

Thời

gia

n (g

iây)

Mặt cắt dịch chuyển RTM


Chiề

u sâ

u (k

m)

Hình 2. Mô hình vận tốc đụm muối Sigsbee sử dụng làm đầu vào cho bài toán mô phỏng

và dịch chuyển thời gian ngược

Hình 3. Điểm nổ chung là kết quả giải phương trình sóng,

là số liệu đầu vào cho dịch chuyển sâu trước cộng

Hình 4. Mặt cắt dịch chuyển thời gian ngược từ số liệu mô phỏng ở Hình 3

và mô hình vận tốc Sigsbee Hình 2

PETROVIETNAM

15DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

nghiệm số liệu mô phỏng, kết quả và thời gian tính toán cho phép nhóm tác giả thử nghiệm với số liệu thu nổ thực tế trên thềm lục địa Việt Nam (Bảng 1 thể hiện các thông số hình học của số liệu). Số liệu thu nổ này được tiền xử lý để loại bỏ các nhiễu ngẫu nhiên, nhiễu hệ thống và nhiễu lặp. Tiếp theo, các bước phân tích vận tốc nhiều lần giúp tinh chỉnh và xây dựng được mô hình vận tốc đầu vào cho GPU-RTM.

Hình 6 trình bày số liệu thu nổ thực sau khi đã xử lý. Hình 7 thể hiện mô hình vận tốc đầu vào cho GPU-RTM. Hình 8 trình bày kết quả của RTM-GPU. Các mặt phản xạ mạnh của số liệu được dịch chuyển tương đối rõ nét, đặc biệt là mặt móng. Các cấu trúc địa chất đặc biệt là cấu trúc diapiar (vị trí từ km 22 đến km 28) thể hiện rõ trên mặt

0

20

40

60

80

100

120

0 1000 2000 3000 4000 5000

Thời

gia

n tín

h to

án (g

iây)

Số lượng nút tính toán theo chiều ngang

Thời gian tính toán 2D FDM cho 1 điểm nổ chung

1 nhân CPUGPU

Số liệu điểm nổ chung

Mặt cắt RTM

Mặt cắt PSTM

Mặt cắt RTM




Mạch địa chấn #

Thời

gia

n (g

iây)

Chiề

u sâ

u (k

m)

Thời

gia

n (g

iây)

Thời

gia

n (g

iây)

Mô hình vận tốc


Chiề

u sâ

u (k

m)

Hình 5. So sánh thời gian tính toán của card đồ họa và 1 nhân bộ vi xử lý trung tâm

Hình 6. Điểm nổ chung

Số lượng điểm nổ Số lượng mạch trên 1 điểm nổ Khoảng cách giữa 2 điểm nổ Khoảng cách giữa 2 mạch Khoảng cách điểm nổ với mạch đầu Tổng số mẫu thời gian Khoảng lấy mẫu thời gian

1070 240 30,08m 15,04m 125m 1500 2ms

Hình 7. Mô hình vận tốc đầu vào để thực hiện dịch chuyển

Bảng 1. Tham số thu nổ thực địa

Hình 8. Mặt cắt dịch chuyển thời gian ngược từ số liệu mô phỏng thể hiện ở Hình 6

và mô hình vận tốc Hình 7

Hình 9. Mặt cắt dịch chuyển thời gian trước cộng (PSTM)

Hình 10. Mặt cắt dịch chuyển thời gian ngược (trong miền thời gian) sau khi chuyển đổi

độ sâu thời gian bằng mô hình vận tốc đầu vào (Hình 7)


16 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

cắt. Tuy nhiên, còn rất nhiều nhiễu dịch chuyển xuất hiện trên mặt cắt, các nhiễu ảnh gương vì quá trình lấy mẫu tương đối thưa tại các vị trí điểm thu do điều kiện ổn định của phương trình sóng. Sử dụng công cụ chuyển đổi giữa miền chiều sâu và thời gian của tuyến địa chấn này, nhóm tác giả so sánh với mặt cắt PSTM thực hiện bởi thuật toán Kirchoff trên Promax của số liệu này cùng với mô hình vận tốc đầu vào (Hình 7). Hình 9 và 10 so sánh giữa 2 mặt cắt này. Ở đây mặt cắt RTM dựng lại các đối tượng địa chất rõ nét và chi tiết hơn.

4. Kết luận và kiến nghị

Thuật toán RTM được kiểm nghiệm qua số liệu địa chấn mô phỏng (SEG-Sigsbee) và thử nghiệm với số liệu thu nổ địa chấn ở thềm lục địa Việt Nam. Để nâng cao tốc độ tính toán và tính ứng dụng của thuật toán trong công nghiệp, RTM đã được phát triển sử dụng bộ vi xử lý đồ họa để tính toán. Kết quả của GPU-RTM với số liệu mô phỏng cho thấy thời gian tính toán nhanh hơn nhiều so với bộ vi xử lý thông thường. GPU-RTM cũng được sử dụng với số liệu địa chấn thềm lục địa Việt Nam. Kết quả dịch chuyển cho thấy các mặt phản xạ mạnh được khôi phục lại tương đối tốt. Tuy nhiên, vẫn còn xuất hiện nhiễu và artifact trong mặt cắt. Điều này sẽ được nhóm tác giả nghiên cứu và nâng cấp trong các phiên bản tiếp theo của chương trình.

Tài liệu tham khảo

1. Edip Baysal. Modelling and migration by the fourier transform method. University of Houston. 1982.

2. G.A.McMechan. Migration by extrapolation of time-dependent boundary values. Geophysical Prospecting. 1983; 31(3): p. 413 - 420.

3. Wen‐Fong Chang, George A.McMechan. Reverse time migration in of off set vertical seismic data profiling data using the excitation time imaging condition. Geophysics. 1986; 51(1): p. 67 - 84.

4. S.Jang. Imaging of the earth interior using cross correlation. Hanyang University. 1996.

5. John Etgen, Samuel H.Grey, Yu Zhang. An overview of depth imaging in exporation geophysics. Geophysics. 2009.

6. Kurt J.Marfurt. Accuracy of finte diff erence and finite element modeling of scalar and elastic wave equation. Geophysics. 1984; 49: p. 533 - 549.

7. Changsoo Shin, Seunghwan Chung. Understanding CMP stacking hyperbola in terms of partial derivative wavefield. Geophysics. 1999; 64: p. 1774 - 1782.

8. Changsoo Shin, Seonghyung Jang, Dong-Joo Min. Improved amplitude preservation for prestack depth migration by inverse scattering theory. Geophysical Prospecting. 2001; 49: p. 592 - 606.

9. Pengliang Yang, Jinghuai Gao, Baoli Wang. RTM using eff ective boundary: A staggered grid GPU implementation. Computer and Geosiences. 2014; 68: p. 64 - 72.

Summary

Reverse time migration (RTM) has been considered as the most accurate seismic pre-stack depth migration technique for complex

geological conditions because it handles full wave field upward and downward propagation. It has widely been applied in the field data

set as the computing hardware has been fast developed to meet the need of mega data handling. Especially, the graphic processing unit

(GPU) applied to seismic data processing has improved the speed and the efficiency of the computation. This paper presents the theoreti-

cal equations of RTM and verifies the accuracy of the algorithm by applying both synthetic and real seismic data set offshore Vietnam. The

authors also develops the accelerated GPU implementation of RTM (GPU-RTM) for usage at the Exploration and Production Centre (EPC)

of the Vietnam Petroleum Institute (VPI). The implementation results have shown that the time computing of GPU-RTM using NVIDIA

Quadro K5000 is tens of times faster than the single CPU-RTM.

Key words: Migration, reverse time migration, wave propagation, partial derivative wavefield, GPU-RTM.

Reverse time migration for offshore Vietnam datasetDoan Huy Hien, Ta Quang Minh, Mai Thi Lua

Mai Thi Huyen Trang, Tran Ngoc Minh

Vietnam Petroleum Institute


PETROVIETNAM

17DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

1. Mở đầu

Trước năm 2015, khi thi công các giếng khoan phức tạp (khoan qua địa tầng sét hoạt tính cao, giếng khoan có góc nghiêng lớn, giếng cắt thân…), Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” thường phải sử dụng dịch vụ dung dịch khoan của các công ty bên ngoài (như M-I SWACO, SCOMI, DMC WS...) với chi phí cao (khoảng 25 triệu USD cho 24 giếng khoan trong năm 2014).

Đứng trước yêu cầu cấp thiết phải tiết giảm chi phí do giá dầu giảm, Vietsovpetro đã tập trung nghiên cứu nâng cao công nghệ dung dịch khoan, tiến tới tự triển khai thi công và cung cấp dịch vụ dung dịch khoan ra bên ngoài. Ban Dung dịch - Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng đã nghiên cứu, thí nghiệm nâng cao chất lượng và tăng khả năng ức chế sét từ hệ dung dịch khoan KGAC, bằng việc kết hợp sử dụng thêm tác nhân ức chế bao bọc với hàm lượng và quy trình pha trộn thích hợp để tạo ra hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có chất lượng tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril.

Việc áp dụng hệ dung dịch mới này cho phép Vietsovpetro chủ động thực hiện thi công dung dịch khoan, kể cả các giếng khoan phức tạp, không phụ thuộc vào công ty dịch vụ bên ngoài.

2. Nghiên cứu, thí nghiệm hệ dung dịch khoan ức chế sét

KGAC-Plus

2.1. Cơ chế của từng tác nhân ức chế trong hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có 5 tác nhân ức chế gồm: 2 tác nhân ức chế FCL và AKK của hệ dung dịch khoan truyền

NGHIÊN CỨU VÀ ÁP DỤNG THỬ NGHIỆM HỆ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ SÉT KGAC-PLUS TẠI CÁC GIẾNG KHOAN CÓ GÓC

NGHIÊNG LỚN, QUỸ ĐẠO VÀ ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT PHỨC TẠP Hoàng Hồng Lĩnh, Nguyễn Thành Trường

Nguyễn Xuân Quang, Bùi Văn Thơm, Vũ Văn Hưng

Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

Email: [email protected]óm tắt

Trên cơ sở nghiên cứu và áp dụng thành công hệ dung dịch khoan KGAC, nhóm tác giả Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” đã

nghiên cứu, chế tạo hệ dung dịch khoan mới KGAC-Plus nhằm nâng cao khả năng ức chế sét, đặc biệt là trong quá trình thi công các

giếng khoan có góc nghiêng lớn, quỹ đạo và điều kiện địa chất phức tạp. Kết quả thử nghiệm hệ dung dịch khoan KGAC-Plus cho 4 giếng

khoan tại bể Cửu Long cho thấy khả năng ức chế sét tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril của M-I SWACO (Mỹ); cải thiện được các

yếu tố công nghệ - kỹ thuật (như: tính lưu biến, tính bôi trơn, độ ổn định, độ bền nhiệt…) giúp giảm thiểu sự cố trong quá trình thi

công, nâng cao độ ổn định thành giếng khoan, bảo vệ tốt tầng sản phẩm và tiết kiệm chi phí (khoảng 300.000USD/giếng).

Từ khóa: KGAC-Plus, ức chế sét, tác nhân ức chế, bể Cửu Long.

thống FCL/AKK, 2 tác nhân ức chế KCl và PAG trong hệ dung dịch khoan ức chế KCl/Polymer, bổ sung thêm chất ức chế bao bọc (như HyPR-CAP…) nhằm tăng khả năng ức chế sét.

- FCL (Ferro chrome lignosulfonate)/CFL (chrome free lignosulfonate) - chất ức chế phân ly: trên bề mặt cấu tử sét luôn có các cation H+ tạo liên kết hydro bền vững với các nhóm OH- trong phân tử lignosulfonate. Lớp hấp phụ này có kích thước phân tử lớn và có tính nhớt trên bề mặt cấu tử sét, nên lignosulfonate có khả năng ức chế trương nở, làm phân tán sét mùn khoan, giảm độ nhớt và độ bền gel.

- AKK - chất ức chế keo tụ: Đây là chất ức chế phèn nhôm kali, có công thức hóa học K2SO4Al2(SO4)3.24H2O. Khi tăng tính kiềm, các muối


Hình 1. Sơ đồ mô tả hấp phụ của phân tử chromelignosulfonate biến tính

trên bề mặt silic


18 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

nhôm sẽ chuyển thành các hydroxide kim loại tương ứng và hấp phụ rất mạnh lên bề mặt sét mùn khoan, làm ức chế sự phân tán của sét vào dung dịch.

Trong hệ dung dịch ức chế bằng muối nhôm này, các hydroxide nhôm hấp phụ lên bề mặt đá sét thành giếng khoan, gây ngăn cản các cấu tử sét chuyển dịch vào dung dịch, đồng thời khi sa lắng vào các khe nứt, hydroxide sẽ bít nhét các khe nứt, làm giảm hiện tượng ngậm nước của đá sét thành hệ và tăng độ bền chắc thành giếng khoan.

KCl - chất ức chế liên kết ion: Các ion K+ có kích thước nhỏ (2,66Angstrom) và năng lượng hydrate hóa thấp, do đó các cation K+ có thể xâm nhập rất sâu vào bên trong các cấu trúc ô mạng sét, tạo lực hút tĩnh điện trái dấu giữa các lớp sét làm giảm sự trương nở của sét.

- PAG (polyalkylene glycol) MC - chất ức chế tạo màng kỵ nước trên bề mặt và góc cạnh các cấu tử sét: Trong môi trường phân tán, ở nhiệt độ trung bình, PAG MC kết đám, tạo ra lớp màng kỵ nước bao quanh cấu tử sét.

- Chất ức chế bao bọc (như HyPR-CAP) là một polymer linh hoạt, có điện tích âm, nên sẽ hấp phụ lên các góc cạnh tích điện tích dương của phiến sét, bao bọc cấu tử sét mùn khoan và loại bỏ qua sàng rung, giảm lượng sét xâm nhiễm vào dung dịch. Chất này có phân tử lượng nhỏ hơn polymer acrylamide thủy phân từng phần (PHPA), làm giảm mức tăng độ nhớt cho dung dịch và giảm tổn thất qua sàng rung.

Sự tương hợp giữa 5 tác nhân ức chế trong hệ dung dịch khoan KGAC-Plus đã phát huy ưu điểm và khắc phục nhược điểm của các hệ dung dịch trước đó.

2.2. Thành phần của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Thành phần của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus được trình bày trong Bảng 1.

Với thành phần như Bảng 1, hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có khả năng ức chế sét cao, bền nhiệt, hoạt động hiệu quả cả trong điều kiện hàm lượng pha rắn cao; giảm thiểu độc hại cho môi trường sinh thái do thay thế FCL bằng CFL. Hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có giá thành thấp hơn so với các hệ dung dịch khoan của nước ngoài do sử dụng vật tư hóa phẩm sẵn có trên thị trường và không bị độc quyền. Trong đó, có nhiều thành phần được sản xuất tại Việt Nam (như AKK, chất bôi trơn, diệt khuẩn, barite, CaCO3, …); phù hợp với trang thiết bị hiện có tại các giàn khoan của Vietsovpetro.

2.3. Lựa chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Nhóm tác giả đã tiến hành nghiên cứu thí nghiệm với 5 đơn pha chế (ký hiệu là N1, N2, N3, N4, N5) nhằm chọn đơn pha tối

Hình 2. Mô phỏng hydroxide nhôm hấp phụ lên bề mặt sét

Hình 3. Sơ đồ trao đổi các cation có kích thước khác nhau với khoáng sét

Hình 4. PAG kết đám, tạo ra lớp màng kỵ nước bao quanh cấu tử sét

Hình 5. Ức chế bao bọc của HyPR-CAP

PETROVIETNAM

19DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

ưu nhất của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus và so sánh với

các hệ dung dịch khoan tiên tiến hiện nay (như Ultradril,

Glydril, KGAC).

Các thí nghiệm nhằm lựa chọn ra đơn pha chế tối ưu

nhất của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus được tiến hành

trên thiết bị công nghệ cao (Hình 6), đảm bảo thực hiện

đúng quy trình nghiêm ngặt cho kết quả có độ chính

xác cao.

Kết quả thí nghiệm (Hình 7) cho thấy, các mẫu dung dịch khoan với đơn pha chế N1, N2, N3, N4 có ứng lực cắt tĩnh sau 1 phút và 10 phút (gel 1/10) thấp và ứng lực cắt động YP cao. Mẫu dung dịch với đơn pha chế N5 cho kết quả gel và YP tốt nhất, đạt yêu cầu kỹ thuật (Hình 7a và b). 5 đơn pha chế đều có độ thải nước API < 4 và độ thải nước đo ở điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP) < 14, đạt yêu cầu kỹ thuật (Hình 7c và d); trong đó, mẫu N1 có kết quả tốt nhất. Moment ma sát của mẫu dung dịch với đơn

TT Thành phần Chức năng

Chính Phụ

1 Nước Môi trường phân tán 2 Na2CO3 Sodium carbonate Khử độ cứng nước biển Tăng độ pH 3 KOH Potassium hydroxide Tăng pH 4 Defoamer Chất khử bọt Khử bọt 5 CFL Chrome free lignosulfonate Giảm độ nhớt, ứng lực cắt tĩnh

6 Pac UL (Pac LV) Polyanion cellulose Giảm độ thải nước Không tăng đáng kể các thông số lưu biến

7 Dual Flo HT hoặc tương đương Tinh bột biến tính Giảm độ thải nước ở nhiệt độ và áp

suất cao

8 Xanthangum Biopolymer Tăng độ bền gel Tăng độ nhớt

9 HyPR-CAP hoặc tương đương

Polymer đồng trùng hợp (non-PHPA) Chất ức chế bao bọc

10 KCl Potassium chloride Ức chế trương nở và phân tán sét Tăng tỷ trọng dung dịch

11 Soltex hoặc tương đương Sodium asphalt sulfonate Ổn định thành giếng Giảm độ thải nước ở nhiệt độ và áp suất cao

12 Biocide Diệt khuẩn 13 CaCO3 F/M Bột đá vôi Bít nhét, ổn định thành giếng khoan Giảm kẹt dính vi sai

14 PAG MC Polyalkylenglycol (nhiệt độ kết đám trung bình)

Ức chế sét Bôi trơn, giảm bó choòng

15 AKK Phèn nhôm kali Ức chế sét 16 BaSO4 Barium sulfate Tăng tỷ trọng dung dịch 17 Chất bôi trơn Dầu thực vật Bôi trơn, giảm bó choòng

Bảng 1. Thành phần của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Hình 6. Các thiết bị công nghệ cao được sử dụng để chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tối ưu

Cụm thiết bị nén mẫu sét và đo độ trương nở sét

Thiết bị đo độ thải nước

ở nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP FL) tĩnh

Thiết bị đo độ thải nước

ở nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP FL) động

Thiết bị đo độ bôi trơn Máy đo lưu biến


20 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

N5 (trước và sau nung) cho kết quả rất tốt so với yêu cầu kỹ thuật (< 20) (Hình 7e).

- Mẫu dung dịch có đơn pha chế N1: Hàm lượng HyPR-CAP 10g/l cho độ nhớt tăng cao, thông số lưu biến cao, moment ma sát sau nung không đạt yêu cầu.

- Mẫu dung dịch có các đơn pha chế N2, N3 và N4: Giảm hàm lượng HyPR-CAP lần lượt xuống 8g/l, 6g/l, 4g/l, xanthangum 3g/l và 2,5g/l độ nhớt vẫn cao, thông số lưu biến thấp.

- Mẫu dung dịch có đơn pha chế N5: Với hàm lượng HyPR-CAP 4g/l, xanthangum 3,5g/l, các thông số dung dịch đều đảm bảo yêu cầu kỹ thuật. Đơn này được chọn để pha chế dung dịch, so sánh với các hệ dung dịch tiên tiến khác (đặc biệt là hệ dung dịch khoan Ultradril), làm cơ sở để áp dụng thi công tại giếng khoan.

2.4. Đánh giá khả năng ức chế sét của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Nhóm tác giả đã tiến hành so sánh khả năng ức chế sét của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus với các hệ dung dịch khoan Ultradril, Glydril và KGAC.

Kết quả thí nghiệm cho thấy, hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có các thông số dung dịch ổn định và bền nhiệt cao với độ thải nước API và độ thải nước đo ở nhiệt độ cao, áp suất cao (HTHP) tốt nhất so với các hệ dung dịch khoan còn lại (Hình 8a và b); khả năng bôi trơn được cải thiện so với hệ dung dịch khoan KGAC (Hình 8c); các thông số lưu biến sau nung tốt hơn so với hệ dung dịch khoan KGAC và tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril (Hình 8d và e).

Các kết quả đo bằng máy Swell meter cho thấy khả năng ức chế sét của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tốt

0

5

10

15

20

25

Gel 1 phút Gel 10 phút Gel 1 phút Gel 10 phút

lb/1

00ft

2

Trước nung Sau nung

Gel 1/10

1

2

3

4

5

0

20

40

60

80

100


lb/1

00ft

2

Ứng lực cắt động (YP)1

2

3

4

5

0

1

2

3

4


lb/1

00ft2

Độ thải nước API

1

2

3

4

5

0

5

10

15


lb/1

00ft2

Độ thải nước HTHP

1

2

3

4

5

0

5

10

15

20

25


lb/1

00ft

2

Moment ma sát

1

2

3

4

5

(a)

(b)

(d) (e)

(c)

Hình 7. Kết quả thí nghiệm với 5 đơn pha chế khác nhau của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

PETROVIETNAM

21DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Thông số Ultradril Glydril KGAC KGAC-Plus

Kết quả thí nghiệm đo ở nhiệt độ 50oC

Tỷ trọng (sg) 1,65 1,65 1,65 1,65 Độ nhớt (giây) 60 66 54 66 Độ thải nước API (ml/30 phút) 3,7 3,6 3,4 2,5 V600/300* 125/85 155/100 135/91 169/113 Độ nhớt dẻo/Ứng lực cắt động (PV/YP) 40/45 55/45 44/47 56/57 V6/3** 13/10 9/7 12/9 16/13 Gel 1/10 11/13 7/8 10/12 15/18 Keo sét (kg/m3) 5,5 12 11 5 Moment (N.m) 15 18 15 15 pH 9,7 8,5 9 8,2

Độ thải nước ở nhiệt độ cao (130oC), áp suất cao (600psi) 10,8 12,0 11,6 8

Kết quả thí nghiệm đo sau khi nung 40 giờ, ở nhiệt độ 130oC Tỷ trọng (sg) 1,65 1,65 1,65 1,65 Độ nhớt (giây) 55 57 52 55 Độ thải nước API 3,1 3,3 3,2 3,0 V600/300 112/78 117/75 86/56 92/64 Độ nhớt dẻo/Ứng lực cắt động (PV/YP) 34/44 42/33 30/26 28/36 V6/3 12/10 10/8 9/7 14/12 Gel 1/10 10/12 9/10,5 8/9 13/15 Keo sét (kg/m3) 5,3 10 9 4,5 Moment (N.m) 9 12 16 13 - 14 pH 9 8,5 8 8 Độ thải nước ở nhiệt độ cao (130oC), áp suất cao (600psi) 11,6 12,8 11 10,2

Độ trương nở sét sau 40 giờ (%) 31,71 33,5 33,5 31,44

Bảng 2. So sánh các thông số của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus với các hệ dung dịch khoan khác

*V600/300: số đọc trên máy đo lưu biến tại các tốc độ 600 vòng/phút, 300 vòng/phút; **V6/3: số đọc trên máy đo lưu biến tại các tốc độ 6 vòng/phút, 3 vòng/phút

0

1

2

3

4


ml Độ thải nước APIUtradril

Glydril

KGAC

KGAC-Plus

0

5

10

15

20


ml Moment ma sátUtradril

Glydril

KGAC

KGAC-Plus

0

4

8

12

16


ml Độ thải nước HTHPUtradril

Glydril

KGAC

KGAC-Plus

0102030405060


lb/1

00ft

2

Ứng lực cắt động (YP)Utradril

Glydril

KGAC

KGAC-Plus

0

5

10

15

20

Gel 1 phút Gel 10 phút Gel 1 phút Gel 10 phút

lb/1

00ft

2


Gel 1/10

Utradril

Glydril

KGAC

KGAC-Plus

(b)(a)

(c) (d)

(e)Hình 8. So sánh hệ dung dịch khoan KGAC-Plus với các hệ dung dịch khoan khác


22 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

hơn so với các hệ dung dịch khoan Glydril và KGAC và tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril (Hình 9).

3. Kết quả áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch khoan

KGAC-Plus tại bể Cửu Long

Hệ dung dịch khoan KGAC-Plus đã được áp dụng thử nghiệm cho 4 giếng khoan: 11P-ThTC1, 12P-GTC1, 912-RC9, BH-48. Các giếng khoan này được chống ống đến sát đáy và không gặp sự cố.

05

101520253035

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Swel

l (%

)

Thời gian (giờ)

Lần 1

Glydril KGAC

KGAC-Plus

Thời gian (giờ)

0

20

40

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Swel

l (%

)

Lần 2

KGAC KGAC -Plus

Thời gian (giờ)

0

10

20

30

40

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40

Swel

l (%

)

Lần 3

KGAC KGAC-PlusGlydril Ultradril

Hình 9. Kết quả đo Swell meter

Hình 10. Khả năng ức chế của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Mùn khoan lên tại sàng rung được ức chế vo viên lại, không dính bết

Bộ khoan cụ khi kéo lên sạch, không dính bết

Khả năng ức chế của hệ dung dịch khoan KGAC-Plus được thể hiện trong Hình 10.

3.1. Áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tại 3 giếng khoan 11Р-ThTC1, 12Р-GTC1, 912-RC9

Chất lượng dung dịch khoan ổn định cả trong điều kiện nhiệt độ cao, thời gian thi công và lưu giữ dung dịch kéo dài. Các thông số tại các giếng khoan áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus đạt yêu cầu kỹ thuật và trong khoảng giá trị thiết kế giếng khoan cho phép (Bảng 3 và Hình 11).

Hiệu quả kinh tế khi áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus:

- Dự toán: Giá thành điều chế hệ dung dịch khoan KGAC-Plus khoảng 470USD/m3, thấp hơn nhiều so với giá thành điều chế dung dịch khoan Ultradril (khoảng 770USD/m3). Thi công 1 giếng khoan cho công đoạn áp dụng hệ dung dịch khoan ức chế sét cao, thông thường cần sử dụng khoảng 1.000m3 dung dịch. Do đó, áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có thể tiết kiệm được khoảng 300.000USD/giếng so với sử dụng hệ dung dịch khoan Ultradril, chưa kể đến tiết kiệm từ các yếu tố khác như mức độ pha loãng, độ bền nhiệt, độ dung nạp sét…

- Thực tế: Hiệu quả kinh tế khi áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus cho các giếng khoan 11Р-ThTC1, 12Р-GTC1, 912-RC9 trong năm đầu tiên áp dụng khoảng 814.000USD được tính bằng cách so sánh trực tiếp với các giếng khoan có điều kiện thi công tương tự sử dụng hệ dung dịch khoan Ultradril hoặc Glydril của M-I Swaco.

3.2. Áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tại giếng khoan BH-48

Nhóm tác giả tiến hành so sánh công tác thi công tại giếng BH-48 có quỹ đạo rất phức tạp, áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus với giếng BH-47 có cùng điều kiện địa chất, cùng được khoan trên giàn Cửu Long và áp dụng hệ dung dịch khoan Ultradril. Cột địa tầng và quỹ đạo của 2 giếng khoan thể hiện trong Hình 12 và 13.

Quá trình thi công 2 giếng BH-47 và BH-48 được so sánh trong Bảng 4.

Thông số dung dịch tổng quát giếng BH-47 và BH-48 được trình bày trong Bảng 5.

Giếng BH-47 và BH-48 có điều kiện địa chất phức tạp. Tuy nhiên, giếng khoan BH-48 có quỹ đạo phức tạp hơn (về biến đổi góc phương vị theo độ sâu) và góc nghiêng lớn hơn so với giếng BH-47.

PETROVIETNAM

23DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Ngày

Chiều

sâu giếng

khoan

(m)

Tỷ trọng

(g/cm3)

Độ nhớt

(giây) V6

YP

(lb/100ft2)

Gel 1

phút

Gel 10

phút

Độ thải

nước API

(cm3/30

phút)

Hàm

lượng

keo sét -

MBT

(kg.m3)

Moment

(N.m)

Giếng khoan 11P-ThTC1

13/4/2016 2.911 1,15 52 9 27 8 10 3,2 - -

3.025 1,16 50 9 29 9 11 3,2 25,7 18 14/4/2016 3.347 1,19 51 9 30 9 12 2,9 32,0 18

15/4/2016 3.686 1,23 52 8 29 8 12 2,7 - - 3.825 1,28 54 9 32 9 13 2,6 - -

16/4/2016 3.909 1,30 55 9 32 10 15 2,6 30,0 16 17/4/2016 4.052 1,34 64 9 36 10 19 2,3 - -

18/4/2016 4.180 1,36 58 9 30 9 16 2,0 32,0 15

Giếng khoan 12P-GTC1

10/8/2016 1.773 1,12 59 8 28 7 9 3,5 - - 11/8/2016 2.345 1,14 60 8 28 8 9 3,0 18,0 8

2.700 1,17 60 8 28 8 9 3,0 - - 12/8/2016 2.946 1,20 60 8 34 8 9 2,8 25,0 10

13/8/2016 3.246 1,21 59 9 31 8 10 2,8 - - 14/8/2016 3.391 1,21 56 9 27 8 12 2,7 23,0 10

15/8/2016 3.391 1,21 59 9 30 9 12 2,7 - -

Giếng khoan 912-RC9

5/8/2016 1.761 1,14 53 8 27 7 10 3,6 - -

6/8/2016 1.999 1,16 57 10 34 9 11 3,3 25,0 14 7/8/2016 2.265 1,17 53 11 35 10 12 3,2 - -

8/8/2016 2.719 1,18 54 9 32 9 12 2,9 30,0 16 9/8/2016 2.965 1,19 57 10 35 9 14 2,6 30,0 15

10/8/2016 2.965 1,20 58 9 31 9 14 2,7 - - 11/8/2016 2.965 1,20 58 9 24 8 13 2,4 - -

Bảng 3. Thông số của các giếng khoan áp dụng thử nghiệm hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Giếng 11P-T hT C1

40

50

60

70 Giếng 12P-GTC1

45

55

65

Giếng 912-RC9

45

55

65FV

FV min

FV max

Giếng 11P-T hT C1

6

10

14Giếng 12P-GTC1

6

10

14Giếng 912-RC9

6

10

14

V6

V6 min

V6 max

(a) Độ nhớt

(b) Giá trị V6


24 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

20

30

40

Giếng 11P-ThTC1

6

9

12

15Giếng 11P-ThTC1

5

10

15

20

25Giếng 11P-ThTC1

1

3

5Giếng 11P-ThTC1

2

4

6Giếng 12P-GTC1

2

4

6

API FL

API FLmax

Giếng 912-RC9

5

10

15

20Giếng 12P-GTC1

5

10

15

20

10 phút Gel

10 phút Gelmin

10 phút Gelmax

Giếng 912-RC9

4

8

12

16Giếng 12P-GTC1

4

8

12

16

1 phút Gel

1 phút Gelmin

1 phút Gelmax

Giếng 912-RC9

15

25

35

45Giếng 12P-GTC1

15

25

35

45

YP

YP min

YP max

Giếng 912-RC9

(a) (b)

(c) Ứng lực cắt động

(d) Độ bền gel 1 phút

(e) Độ bền gel 10 phút

(f) Độ thải nước APIHình 11. Đồ thị các thông số dung dịch đo tại các giếng khoan áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus

Hình 12. Cột địa tầng giếng khoan BH-47 (a) và BH-48 (b)

PETROVIETNAM

25DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Giếng BH-47 Giếng BH-48

Đoạn

khoan

12¼

- Khoan từ 2.121 - 3.439m: Khoan 1.318m trong 8 ngày (từ ngày 2 - 10/9/2016). - Khí thường xuyên từ 30 - 80%. Doa nhiều lần thân giếng. Áp suất và moment tăng. Mùn khoan lên sàng rung nhiều. Tỷ trọng tăng từ 1,26 lên đến 1,46 sg. - Đổ cầu xi măng tại 3.250m để khoan thân mới. - Khoan thân mới từ 2.984 - 3.348m: khoan 364m trong 4 ngày (từ ngày 22 - 26/9/2016). Quá trình khoan và kéo thả giếng khoan bình thường. Tỷ trọng khi khoan 1,35 - 1,36sg. - Thả ống chống tới sát đáy 3.347m, bình thường.

- Khoan từ 2.363 - 3.439m: Khoan 1.076m trong 7 ngày (từ ngày 31/12/2016 - 7/1/2017). Tỷ trọng 1,16 - 1,27sg. - Quá trình khoan và kéo thả bình thường, không phải doa nhiều. - Đổ cầu xi măng để khoan thân mới (theo kế hoạch mới). - Khoan thân mới từ 2.370 - 3.619m: khoan 1.249m trong 13 ngày (từ ngày 23/1 - 5/2/2017). Tỷ trọng từ 1,18 - 1,35sg. - Chuẩn bị lại thân giếng để chống ống, doa từ 3.510 - 3.597m. Áp suất và moment tăng. Tăng tỷ trọng từ 1,37 - 1,41sg. - Thả ống chống đến 3.587m, bình thường. - Thả ống chống tới sát đáy 4.544m, bình thường.

Đoạn

khoan 8½

- Khoan từ 3.348 - 4.655m: 1.307m/25 ngày (từ ngày 2 - 27/10/2016). Tỷ trọng từ 1,70 - 1,76sg. - Doa lại thân giếng, quá trình thả có vướng tại 4.605m, doa từ 4.605 - 4.655m. - Thả ống chống tới sát đáy 4.654m, bình thường.

- Khoan từ 3.587 - 4.545m: khoan 958m trong 21 ngày (từ 22/2 - 15/3/2017). Tỷ trọng 1,70 - 1,79sg. - Doa lại thân giếng (4.424 - 4.433m, 4.525 - 4.545m).

Bảng 4. So sánh quá trình thi công giếng BH-47 và BH-48

Hình 13. Quỹ đạo giếng khoan BH-47 và BH-48

- Trong quá trình thi công, mặc dù có đoạn phải doa lại thân giếng do địa tầng phức tạp, song cả 2 giếng đều không xảy ra sự cố liên quan đến dung dịch khoan. Quá trình thả ống đến sát đáy không gặp sự cố.

Chiều

sâu

(m)

Tỷ trọng

(g/cm3

Độ

nhớt

(giây)

YP

(lb/

100ft2

Gel 10

giây

Gel 10

phút

Độ thải

nước

API

(cm3/30

phút)

Đoạn khoan 12¼:

2.121 - 3.439 1,16 - 1,46 53 - 66 25 - 38 8 - 10 10 - 16 3,7 - 2,6 2.984 - 3.348 1,35 - 1,36 55 - 57 29 - 40 8 - 10 10 - 13 3,0 - 2,5

Đoạn khoan 8½:

3.400 - 4.655 1,70 - 1,76 61 - 68 39 - 45 10 - 21 19 - 37 4,0 - 2,5

))

Chiều sâu

Tỷ trọng

(g/cm3

Độ

nhớt

(giây)

YP

(lb/

100ft2

Gel 1

(phút)

Gel 10

(phút)

Độ thải

nước API

(cm3/30

phút)

Đoạn khoan 12¼:

2.363 - 3.439 1,16 - 1,26 55 - 59 22 - 39 9 - 11 13 - 15 3,6 - 2,8 2.370 - 3.619 1,18 - 1,31 58 - 64 27 - 41 8 - 12 12 - 20 3,3 - 2,6

Đoạn khoan 8½:

3.587 - 4.545 1,70 - 1,79 61 - 68 34 - 46 11 - 23 18 - 39 3,0 - 2,0

(m) ))

(a) (b)

Bảng 5. Thông số dung dịch tổng quát giếng BH-47 (a) và BH-48 (b)

- Các thông số dung dịch đều đảm bảo theo thiết kế thi công.

Kết quả áp dụng thành công hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tại 4 giếng khoan, đặc biệt là giếng BH-48, đã khẳng định hệ dung dịch KGAC-Plus có chất lượng tương đương hệ dung dịch khoan Ultradril và hoàn toàn áp dụng được trong thi công các giếng khoan có góc nghiêng lớn, quỹ đạo và điều kiện địa chất phức tạp.

4. Kết luận

Về kỹ thuật, hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có khả năng ức chế sét cao hơn hệ dung dịch khoan KGAC và tương đương với hệ dung dịch khoan Ultradril - một trong những hệ dung dịch khoan ức chế sét gốc nước tốt nhất hiện nay. KGAC-Plus cải thiện được các yếu tố công nghệ - kỹ thuật như: tính lưu biến, tính bôi trơn, độ ổn định, độ bền nhiệt… nâng cao khả năng làm sạch giếng khoan, giảm thiểu sự cố khi thi công; nâng cao độ ổn định thành giếng khoan, bảo vệ tốt tầng sản phẩm; phù hợp với các trang thiết bị hiện có tại các giàn khoan dầu khí.


26 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Summary

Based on the successful research and application of the KGAC mud system, the authors from Vietsovpetro have continued researching

and testing to improve the inhibition level of the KGAC mud system to form the KGAC-Plus mud system, especially in the construction of

highly deviated wells with complex trajectory and geological conditions. Mud test results and the application results at 04 wells showed

that the quality of KGAC-Plus has been clearly improved comparing with the KGAC mud system. The inhibition level of KGAC-Plus is equiv-

alent to the ULTRADRIL mud system of MI SWACO, one of the best inhibitive water-based mud system nowadays.

Key words: KGAC-Plus, shale inhibition, inhibition agent, Cuu Long basin.

Research and test application of the new mud system KGAC-Plus at highly deviated wells with complex trajectory

and geological conditionsHoang Hong Linh, Nguyen Thanh Truong

Nguyen Xuan Quang, Bui Van Thom, Vu Van Hung

Vietsovpetro


Về hiệu quả kinh tế, áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus có thể tiết kiệm được khoảng 300.000USD/giếng, chưa kể đến tiết kiệm từ các yếu tố khác như: mức độ pha loãng, độ bền nhiệt, độ dung nạp sét, vật tư - hóa phẩm sẵn có trên thị trường nên giá cả cạnh tranh…

Về độ an toàn, hệ dung dịch khoan KGAC-Plus thay thế hóa phẩm FCL bằng CFL - một dẫn xuất không chứa chrome của lignosulfonate. Các thành phần khác của hệ KGAC và KGAC-Plus, đều tương đương hệ dung dịch khoan Glydril của M-I SWACO, đảm bảo an toàn cho con người và môi trường, được phép sử dụng trên toàn thế giới. Hệ dung dịch khoan KGAC-Plus đã được Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí (CPSE) - Viện Dầu khí Việt Nam cấp giấy chứng nhận thuộc nhóm E - nhóm tốt nhất theo hệ thống phân loại độc tính hóa chất ngoài khơi OCNS, ít gây hại cho môi trường nước.

Nhóm tác giả đề xuất tiếp tục nghiên cứu, hoàn thiện, nâng cao chất lượng và áp dụng hệ dung dịch khoan KGAC-Plus tại các giếng khoan có điều kiện phức tạp nhằm tăng hiệu quả áp dụng thực tế và giảm thiểu sự cố liên quan đến dung dịch khoan trong quá trình thi công khoan và tiến tới cung cấp hệ dung dịch khoan mới này cho các đơn vị ngoài ngành.


1. Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí (CPSE). Báo cáo đánh giá độc tính sinh thái của hệ dung dịch KGAC và KGAC-Plus. 2017.

2. Vietsovpetro. Báo cáo tổng hợp kết quả áp dụng hệ dung dịch KGAC, KGAC-Plus tại các giếng khoan của Vietsovpetro. 2014 - 2016.

3. Hoàng Hồng Lĩnh và nnk. Nghiên cứu thí nghiệm và

đề xuất áp dụng hệ dung dịch KGAC-Plus cho những thành hệ sét hoạt tính mạnh. Giải thưởng Sáng tạo Khoa học Công nghệ Việt Nam (VIFOTEC). 2016.

4. Hoàng Hồng Lĩnh và nnk. Nghiên cứu, thí nghiệm và đề xuất áp dụng hệ dung dịch KGAC-Plus cho những thành hệ sét hoạt tính mạnh. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học kỷ niệm 35 năm thành lập Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” và 30 năm khai thác tấn dầu đầu tiên. 2016: trang 186 - 194.

5. Hoàng Hồng Lĩnh và nnk. Nghiên cứu và áp dụng thành công hệ dung dịch KGAC cho khoan những giếng khoan tại Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học kỷ niệm 35 năm thành lập Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” và 30 năm khai thác tấn dầu đầu tiên. 2016: trang 177 - 185.

6. Phạm Viết Đại. Ultradril - High performance water-base mud. 2015.

7. Hoàng Hồng Lĩnh và nnk. Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch KGAC cho những giếng khoan dầu khí. Hội thi Sáng tạo Kỹ thuật Việt Nam lần thứ 13. 2014.

8. Ryen Caenn, H.C.H.Darley, George R.Gray. Composition and properties of drilling and completion fl uids (6th edition). 2011.

9. Ngo Van Tu, Hoang Hong Linh, Nguyen Trong Nghiem. Experiences in using non-clay polymer drilling fl uids for highly deviated drilling in Vietsovpetro. Conference on Vietnam Petroleum Institute 20 years development and prospects. 1998: p. 367 - 374.

10. Tạ Đình Vinh. Dung dịch khoan cho các giếng khoan ngang. Tạp chí Dầu khí. 1995; 3: trang 21 - 25.

11. M-I Swaco. Drilling fl uids manual. 1995.

PETROVIETNAM

27DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

1. Giới thiệu

Các phân xưởng công nghệ chính trong nhà máy sản xuất polyester gồm: phân xưởng trùng ngưng (polycon), phân xưởng xơ ngắn (PSF), phân xưởng sợi fi lament và các phân xưởng phụ trợ (Hình 1).

Phân xưởng trùng ngưng (phân xưởng Poly) thực hiện chuyển hóa hóa học từ 2 loại nguyên liệu ban đầu là acid đa chức PTA (acid terephthalic tinh khiết - dạng rắn) và rượu đa chức MEG (mono ethylene glycol - dạng lỏng) thành polyester dạng melt lỏng dưới tác dụng của xúc tác theo phương trình phản ứng sau:

Polyester melt được tạo ra liên tục từ các phản ứng ester hóa, trùng ngưng sơ bộ và trùng ngưng sâu, sau đó được cung cấp cho các phân xưởng sản xuất sản phẩm (chip, xơ PSF, sợi fi lament). Các sản phẩm này sẽ được chứa trong các kho chứa riêng biệt. Ngoài ra, để phục vụ cho phân xưởng công nghệ còn có phân xưởng phụ trợ, bao gồm các hệ thống: dầu gia nhiệt, nước làm mát, N2, khí điều khiển và khí bảo trì, xử lý nước, điện và xử lý nước thải.

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ THAY THẾ NGUYÊN LIỆU ACID TEREPHTHALIC TINH CHẾ (PTA) BẰNG QTA TRONG SẢN XUẤT XƠ SỢI TỔNG HỢP

Ở VIỆT NAMNguyễn Thanh Sang, Đặng Thị Tuyết Mai



Tóm tắt

Acid terephthalic (TA) là nguyên liệu chính sản xuất polyester, được chia thành 2 loại: loại tinh chế (PTA) và loại chất lượng trung

bình (QTA). Về cơ bản, công nghệ sản xuất PTA và QTA khá tương đồng và chất lượng không khác biệt nhiều. Tuy nhiên, công nghệ sản

xuất QTA giảm bớt một số công đoạn (tinh chế sản phẩm) so với công nghệ sản xuất PTA nên có giá thành thấp hơn. Do đó, việc thay

thế một phần hoặc hoàn toàn PTA bằng QTA sẽ giúp giảm chi phí nguyên liệu sản xuất polyester và tăng lợi nhuận sản xuất xơ sợi. Bài

báo giới thiệu công nghệ sản xuất xơ sợi, các thông tin về thị trường của PTA và QTA, sự khác nhau về công nghệ sản xuất, tính chất của

PTA và QTA. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả phân tích các ảnh hưởng của tính chất TA lên quá trình tổng hợp polyester nhằm đánh giá khả

năng sử dụng QTA để thay thế PTA cho các nhà máy sản xuất xơ sợi tại Việt Nam.

Từ khóa: QTA, PTA, sản xuất xơ sợi.

Theo thống kê, 99% sản lượng acid terephthalic trên thế giới được dùng trong công nghiệp sản xuất polyester. Trung Quốc là thị trường tiêu thụ acid terephthalic (TA) lớn nhất thế giới (chiếm 52%). Trung Quốc cũng là nước có công suất sản xuất TA lớn nhất thế giới (chiếm 39%). Ngoài ra còn có các nhà sản xuất lớn khác như Hàn Quốc, Đài Loan, Thái Lan.

QTA (qualifi ed terephthalic acid), có thể sử dụng làm nguyên liệu sản xuất polyester, tuy nhiên lượng tiêu thụ không đáng kể (chỉ chiếm khoảng 3% so với PTA.

Tại Việt Nam, PTA được ứng dụng chủ yếu trong công nghiệp sản xuất polyester, do đó phụ thuộc vào kế hoạch mở rộng công suất của Formosa (xơ sợi và nhựa) và tình hình hoạt động của Công ty CP Hóa

Ngày nhận bài: 12/10/2016. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 13/10/2016 - 4/10/2017. Ngày bài báo được duyệt đăng: 8/11/2017.

Dây chuyền sản xuất

Chip

Kho chứa hạt Chip

Phân xưởng PSF

Kho chứa xơ ngắn PSF

Phân xưởng Filament

Kho chứa sợi Filament

Phân xưởng Poly

PTA

MEG

Hì nh 1. Sơ đồ khối công nghệ nhà máy sản xuất xơ sợi điển hình

O

OH

O

OH+ OH CH2 CH2 OH

xúc tác

ΔOH C

OCO

O CH2 CH2 O Hn

+ OH H

(166,13) (62,07)

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

28 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

dầu và Xơ sợi Dầu khí (PVTEX). Do chưa có dự án xây dựng nhà máy sản xuất PTA đến năm 2025, thị trường trong nước luôn trong tình trạng thiếu hụt nguồn cung, khoảng 400 nghìn tấn/năm (ước tính khi PVTEX hoạt động 100% công suất). Thị trường mục tiêu của dự án đối với thị trường trong nước được ước tính trên cơ sở cung cấp toàn bộ nguyên liệu cho PVTEX và Formosa, tương đương 400 nghìn tấn/năm từ năm 2020. Các nhà máy sản xuất xơ sợi ở Việt Nam chủ yếu nhập PTA từ Thái Lan, Hàn Quốc và Singapore với giá trung bình 1.122USD/tấn trong 3 năm qua.

Trong trường hợp các nhà máy sản xuất xơ sợi tại Việt Nam thay thế một phần hoặc hoàn toàn PTA bằng QTA, QTA có thể được cung cấp bởi Samnam Petrochemical Co., Ltd (Hàn Quốc). Đây là liên doanh của Samyang Holdings (40%), Mitsubishi Chemical Co. (40%) và GS Caltex Co. (20%) với tổng công suất thiết kế 1,8 triệu tấn acid terephthalic/năm, trong đó có 1,5 triệu tấn QTA/năm.

Giá giữa PTA cao hơn QTA khoảng 10 - 20USD/tấn, do đó khi thay thế một phần hoặc toàn bộ PTA bằng QTA sẽ mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt (Hình 2).

Như vậy, lợi nhuận của dự án càng tăng khi tỷ lệ thay thế càng cao. Tuy nhiên, với mỗi đối tượng cụ thể thì tỷ lệ thay thế thường bị giới hạn bởi các yếu tố nội tại do thiết kế ban đầu cũng như năng lực quản lý và vận hành.

2. Công nghệ sản xuất PTA và QTA

Công nghệ sản xuất QTA ra đời sau công nghệ sản xuất PTA. Các nhà máy sản xuất QTA được cải hoán từ nhà máy sản xuất PTA, chỉ có một số ít là xây dựng mới, điều này cho thấy 2 công nghệ này khá tương đồng và chỉ khác nhau ở một số công đoạn nhỏ.

2.1. Công nghệ sản xuất PTA

Sơ đồ khối quá trình sản xuất PTA [1] như Hình 3.

P-Xylene, xúc tác và dung môi được trộn đều sau đó nạp vào công đoạn phản ứng. Tại công đoạn phản ứng, không khí được nạp vào để thực hiện phản ứng oxy hóa p-Xylene tạo acid terephthalic theo phản ứng sau [1]:

P-XyleneXúc tác

Dung môi

Công đoạnTrộn

Công đoạnPhản ứng

Không khí

Công đoạnKết tinh

Công đoạnPhân tách

Công đoạnSấy khô

Silo chứaPTA thô

Nước

Công đoạnHòa tan

Công đoạnPhản ứng hydro hóa


Công đoạnPhân tách/

làm khôPTA

Hình 2. Lợi nhuận khi thay PTA bằng QTA với các tỷ lệ khác nhau

Hì nh 3. Sơ đồ công nghệ sản xuất PTA

0100020003000400050006000700080009000

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Lợi n

huận

, USD

/ngà

y

Tỷ lệ QTA/PTA

Lợi nhuận vs. Tỷ lệ QTA/PTA

Kịch bản thấp Kịch bản cao

Tạp chất (*)

+ + + +

(*): tạp chất màu vàng, tạp chất huỳnh quang (hệ số chính Color-b)

PETROVIETNAM

29DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Hỗn hợp được đưa qua kết tinh và phân tách, sấy khô để thu TA thô. TA thô sau đó được hòa tan và đưa sang công đoạn hydro hóa để chuyển 4-CBA (4-carboxy benzaldehyde) thành p-Toluic (p-TL), sau đó giảm các hợp chất gây màu.

4-CBA + 2H2 → p-TL + H2O

Sau khi hydro hóa, hỗn hợp được kết tinh, sấy khô để tạo PTA tinh khiết.

2.2. Công nghệ sản xuất QTA

Sơ đồ công nghệ sản xuất QTA như Hình 4 [1].

Công nghệ sản xuất QTA bổ sung một thiết bị phản ứng tinh và bỏ đi nhiều công đoạn phía sau. Công nghệ sản xuất QTA giảm đi một nửa số công đoạn so với công nghệ sản xuất PTA.

2.3. Chất lượng PTA và QTA

Chất lượng thường gặp của PTA và QTA được trình bày trong Bảng 1 [2].

Dựa trên số liệu ở Bảng 1, có thể đưa ra một số nhận xét về tính chất của PTA và QTA như sau:

- Tổng hàm lượng tạp chất (4-CBA p-TL) gần như bằng nhau nhưng hàm lượng tạp chất khác nhau;

- Thành phần không tinh khiết gồm:

+ PTA: p-TL và hơi nước (độ ẩm);

+ QTA: 4-CBA và acid acetic.

- Hàm lượng các kim loại bằng nhau;

+ Độ màu b của PTA (0,5 - 1) tốt hơn QTA (2 - 3). Nhìn chung, PTA và QTA có màu vàng do quá trình oxy hóa, một số hợp chất gây màu như 4-CBA và các hợp chất nhân benzene khác;

+ QTA có độ ổn định nhiệt tốt hơn PTA. Tiến hành gia nhiệt ở 250oC và 300oC rồi đo độ đồng nhất cho thấy:

Tính chất vật lý của QTA và PTA có một số điểm khác biệt do quy trình sản xuất khác nhau, d50 của QTA là 65 - 85 và PTA là 80 - 120. Kích thước hạt d50 có thể thay đổi tùy vào nhà cung cấp;

+ Tốc độ quá trình ester hóa khi sử dụng QTA nhanh hơn so với PTA.

2.4. Chất lượng melt polymer khi sử dụng PTA và QTA

Chất lượng melt polymer khi sử dụng QTA và PTA ở mức 100% được lấy làm cơ sở để so sánh và đánh giá. Các số liệu so sánh được lấy từ Mitsubishi Chemical Corporation (MCC). Chất lượng sản phẩm Polyethylene terephthalate (PET) khi sử dụng QTA và PTA được thể hiện trong Bảng 2 [2].

P-XyleneXúc tác

Dung môi

Công đoạnTrộn


thô

Không khí


tinh


Công đoạnPhân tách

Công đoạnSấy khô

QTA

Hì nh 4. Sơ đồ khối sản xuất QTA

Chỉ tiêu Đơn vị Giá trị

PTA QTA

Ngoại quan - Bột trắng Bột trắng Chỉ số acid mg KOH/g 675 ± 2 675 ± 2 Độ màu b - ≤ 1,2 ≤ 3,0 4-CBA ppm ≤ 25 ≤ 300 Acid p-Toluic ppm ≤ 200 ≤ 30 Kim loại (Co, Mn, Fe, Na) ppm ≤ 5 ≤ 5 Kích thước hạt trung bình 130 ± 30 110 ± 20 Độ ẩm %kl ≤ 0,2 - Acid acetic %kl - ≤ 0,1 Độ ổn định nhiệt, 250oC T400 % ≥ 97 ≥ 97 Độ đồng nhất trong kiềm, T400 % ≥ 97 ≥ 97

μm

Bả ng 1. Chỉ tiêu kỹ thuật của PTA và QTA

Nhiệt độ QTA PTA

250oC 98 - 98,5 97 - 98 300oC 93 - 95 92 - 95


30 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Theo kinh nghiệm của các nhà máy trên thế giới, ảnh hưởng chính của QTA lên chất lượng sản phẩm là độ màu b và thời gian hoạt động của bộ lọc. Bên cạnh đó, một số ảnh hưởng khác cần quan tâm như: tăng tính ăn mòn khi sử dụng QTA; tăng COD trong dòng nước thải; khác biệt trong sự phân tán xúc tác và hàm lượng DEG trong polymer.

3. Ảnh hưởng của các tính chất acid terephthalic lên

quá trình tổng hợp polyester

Tiêu chuẩn kỹ thuật của PTA tuân theo yêu cầu kỹ thuật chung (Bảng 1). Các tạp chất như nước, kim loại, tro, 4-CBA, acid p-Toluic ảnh hưởng rất lớn đến chất lượng của melt và việc vận hành các phân xưởng phía sau.

3.1. Chỉ số acid

Về cơ bản, chỉ số acid sẽ đại diện cho độ tinh khiết của PTA. Nếu chỉ số acid cao hơn tiêu chuẩn bình thường thì mẫu PTA có chứa nhiều hợp chất acid hơn. Các hợp chất acid chính trong PTA bao gồm acid acetic, acid p-Toluic và 4-CBA. Các tạp chất này ảnh hưởng trực tiếp lên hoạt động của phân xưởng Polycon và chất lượng sản phẩm như: độ nhớt nội tại (IV), độ màu b và sau đó ảnh hưởng trực tiếp đến các phân xưởng phía sau.

3.2. Tro

Tro trong PTA là các hợp chất vô cơ kim loại không cháy còn lại trong quá trình sản xuất PTA. Với phân xưởng Polycon, hàm lượng tro lớn sẽ ảnh hưởng đến hoạt động của lọc melt cuối (non stop fi lter) cụ thể là nhanh bẩn lọc và làm giảm thời gian hoạt động của lọc. Hàm lượng tro

cao gây ảnh hưởng đến dây chuyền kéo sợi phía sau. Tro nhiều gây tắt đĩa phun (spinneret) làm tăng chi phí vận hành và bảo trì thiết bị. Vì vậy, hàm lượng tro trong nguyên liệu phải ở mức thấp. Bên cạnh đó, tro còn có thể xuất hiện trong xúc tác antimon, do vậy cần chú ý đến hàm lượng tro và các hàm lượng kim loại trong xúc tác sử dụng.

3.3. Sắt và các kim loại nặng

Hàm lượng sắt và các kim loại nặng trong PTA ảnh hưởng rất lớn đến hoạt động của phân xưởng Polycon. Sự xuất hiện của sắt và các kim loại nặng sẽ làm tăng các phản ứng phân hủy (degradation reaction) melt, tăng tốc độ phản ứng ngược và thúc đẩy các phản ứng cắt mạch. Kết quả làm giảm độ nhớt nội tại, tăng sản phẩm phụ không mong muốn, độ màu b tăng nhẹ và chất lượng melt bị ảnh hưởng lớn.

3.4. 4-Carboxy benzaldehyde (4-CBA)

4-CBA là một hợp chất aldehyde, công thức phân tử 4-CBA HOOC-C6H4-CHO. Phân tử 4-CBA có tác dụng ngăn cản sự phát triển mạch polymer. Vì vậy, hàm lượng 4-CBA lớn thì độ nhớt nội tại sẽ giảm.

Đồng thời, 4-CBA là yếu tố chính gây màu vàng của nguyên liệu và melt.

Hàm lượng 4-CBA cao sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến độ màu b và độ nhớt nội tại của sản phẩm. Ảnh hưởng của 4-CBA lên độ màu b của melt được thể hiện ở Hình 5 [3].

Khi hàm lượng 4-CBA tăng từ 25ppm lên đến 100ppm thì độ màu b sẽ tăng từ 2,66 lên 3,11 (chênh lệch 0,45 đơn vị) và có xu hướng tuyến tính.

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Ảnh hưởng So sánh

QTA PTA

1 Độ ổn định chất lượng Không có sự khác biệt giữa QTA và PTA

Màu của polymer Chất lượng sản phẩm Tốt Tốt Màu của filament và xơ PSF Tốt Tốt Tính chất nguyên liệu Nạp liệu bằng silo, thủy lực Tốt Tốt Tính chất dịch paste Chuẩn bị nguyên liệu và ester hóa Tốt Tốt Nguyên liệu khác Vận hành, hiệu suất, chất lượng Tốt Tốt

2

Độ màu Điều kiện bình thường Chênh lệch độ màu b (100% QTA) Trung bình Tốt

Điều chỉnh màu Không có sự khác biệt khi bổ sung chất điều chỉnh màu khi sử dụng QTA Tốt Tốt

3 Đặc tính phun sợi

Lọc polymer cuối Trung bình - Tốt Tốt Lọc spin-pack Trung bình - Tốt Tốt Chất lượng xơ, sợi Tốt Tốt Kéo sợi mảnh Tốt Tốt Kéo sợi tốc độ cao Tốt Tốt

Bả ng 2. So sánh một số tính chất khi sử dụng QTA và PTA

PETROVIETNAM

31DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

3.5. Nước

Nước có trong PTA là do quá trình sản xuất, vận chuyển và tồn trữ. Hàm lượng nước cao sẽ làm tăng khả năng kết tụ PTA và ảnh hưởng đến hệ thống nạp liệu, hệ thống vận chuyển và dẫn đến vận hành không ổn định.

Hàm lượng nước cao còn ảnh hưởng đến tỷ lệ mol MEG/PTA trong dịch paste gây mất cân bằng trong hệ thống và làm ảnh hưởng đến vận hành nhà máy. Vì vậy, cần phải điều chỉnh tỷ lệ mol để đảm bảo cân bằng và đủ lượng PTA, MEG thực tế.

3.6. Acid p-Toluic

Acid p-Toluic là sản phẩm trung gian của quá trình oxy hóa paraxylene và trong nguyên liệu paraxylene ra từ nhà máy lọc hóa dầu, có công thức cấu tạo là H3C-C6H4-COOH. Trong quá trình sản xuất PTA, acid p-Toluic sinh ra từ quá trình hydro hóa 4-CBA.

Acid p-Toluic hòa tan trong nước và là một hợp chất đơn nhóm –COOH có khả năng tham gia phản ứng ngắt mạch polyester.

Khi hàm lượng acid p-Toluic cao thì độ nhớt nội tại của melt giảm. Ảnh hưởng của acid p-Toluic lên độ nhớt nội tại được thể hiện ở Hình 6 [3].

Khi chạy nhà máy ở chế độ sao cho độ nhớt nội tại là 0,68 thì ảnh hưởng của p-Toluic với hàm lượng dưới 500ppm khá nhỏ. Nồng độ lớn hơn 500ppm thì ảnh hưởng lên độ nhớt nội tại bắt đầu tăng nhanh.

3.7. Màu

Độ màu b của PTA ảnh hưởng trực tiếp lên độ màu b của melt. Điểm khác biệt gây ảnh hưởng lên chất lượng melt gồm độ màu b nguyên liệu, phụ gia, lượng xúc tác sử dụng, công nghệ sản xuất và điều kiện vận hành.

Độ màu b của PTA dương có nghĩa là PTA vàng, ngược lại là PTA xanh (blue). Màu b là một trong những chỉ số cơ bản đánh giá chất lượng sản phẩm và phản ánh hàm

02468

101214161820

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

PET

b*

Hàm lượng 4-CBA, ppm

Tốc độ giảm chân không chậmPET b* = 0,0060(ppm CBA) + 2,51

R2 = 0,9968

Tốc độ giảm chân không nhanhPET b* = 0,0046(ppm CBA) + 1,54

R2 = 0,9968

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

IV, d

l/g

Hàm lượng p-Toluic trong PTA, ppm

0

1

1

2

2

3

3

4

4

5

0 0,5 1 1,5 2

PET

b*

PTA b*

Hì nh 5. Ảnh hưởng của hàm lượng 4-CBA và thời gian lưu lên độ màu b của sản phẩm

Hì nh 6. Ảnh hưởng của acid p-Toluic lên độ nhớt nội tại

Hì nh 7. Ảnh hưởng độ màu b của PTA lên độ màu b của PET

Bả ng 3. Ảnh hưởng kích thước hạt lên công nghệ polyester

(*): Xét trong điều kiện không thay đổi các thông số công nghệ

Thông số/chỉ tiêu PTA

Kích thước hạt nhỏ Kích thước hạt lớn

Tiêu thụ năng lượng cho hệ thống nạp Cao Thấp Khả năng hòa trộn với MEG Cao Thấp Độ nhớt dịch paste Cao Thấp Tốc độ phản ứng ester hóa Cao Thấp Tỷ trọng của dịch paste Cao Thấp Nhóm carboxyl cuối trong sản phẩm (end COOH group) (*) Thấp Cao Thời gian phản ứng Cao Thấp Độ nhớt nội tại (*) Thấp Cao


32 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

lượng các hợp chất đa vòng thơm như: anthraquinone và fl uorene ketone trong PTA.

Ảnh hưởng độ màu b của PTA lên độ màu b của PET được thể hiện như Hình 7 [3].

Mối quan hệ của PET b* và PTA b* được đặc trưng bằng đường bậc 2 và có xu hướng tuyến tính khi màu PTA b* lớn hơn 1,5 đơn vị.

3.8. Kích thước hạt

Kích thước hạt PTA ảnh hưởng rất lớn đến hoạt động của quá trình sản xuất polyester (Bảng 3) [2, 4].

Kích thước hạt ảnh hưởng rất lớn đến vận hành của nhà máy sản xuất polyester. Vì vậy, trong quá trình vận hành cần hạn chế việc thay đổi kích thước hạt PTA (thay đổi nhà cung cấp) hoặc phải sẵn sàng thay đổi thông số vận hành khi lô hàng PTA có kích thước hạt thay đổi.

4. Đánh giá khả năng sử dụng QTA cho Nhà máy sản

xuất xơ sợi polyester Đình Vũ

4.1. Một số ảnh hưởng có thể có của QTA lên chất lượng melt và công nghệ

4.1.1. Hệ thống nạp nguyên liệu QTA/PTA, dịch paste và thông số công nghệ

Trước đây, kích thước hạt của QTA nhỏ hơn nhiều so với PTA nên ảnh hưởng của kích thước hạt khi trộn QTA/PTA rất lớn. Hiện nay, các nhà sản xuất QTA đã thay đổi công nghệ kết tinh nên giảm đáng kể sự chênh lệch về kích thước hạt giữa QTA và PTA. Kích thước hạt trung bình của QTA hiện nay là 110 ± 20 và PTA là 130 ± 20 (sự khác biệt không lớn).

Để tránh các ảnh hưởng xấu của kích thước hạt, chỉ tiêu về kích thước hạt trung bình cần được đưa vào như là yêu cầu kỹ thuật bắt buộc để lựa chọn nhà cung cấp.

4.1.2. Độ màu

Màu của sản phẩm melt cuối bị ảnh hưởng chủ yếu bởi hợp chất 4-CBA trong nguyên liệu PTA/QTA. Chất lượng màu của melt ra khỏi phân xưởng Polycon được

đặc trưng bằng độ màu b (color-b). Độ màu b của nguyên liệu cao thì độ màu b của sản phẩm cũng sẽ tăng lên. Số liệu về chất lượng của PTA và QTA ở Bảng 1 cho thấy hàm lượng tạp chất gây màu b là 4-CBA của QTA cao hơn nhiều so với PTA và độ màu của QTA cũng cao hơn 2 - 3 lần so với PTA. Như vậy, khi thay thế PTA bằng QTA, độ màu b của melt có xu hướng tăng dần.

4.1.3. Độ nhớt nội tại

Chỉ số acid của QTA và PTA tương đương. Tuy nhiên, hàm lượng 4-CBA (chứa nhóm aldehyde) trong QTA cao hơn nên làm giảm sự phát triển mạch polyester, do đó làm giảm nhẹ độ nhớt nội tại. Bảng 4 thể hiện hàm lượng 4-CBA trong nguyên liệu thay đổi theo tỷ lệ QTA.

Độ nhớt nội tại còn bị ảnh hưởng bởi các yếu tố khác như: thời gian lưu, nhiệt độ và độ chân không trong thiết bị trùng ngưng.

Thực tế, việc sử dụng QTA để thay thế một phần PTA trong sản xuất xơ sợi đã được áp dụng thành công ở một số nhà máy sản xuất xơ sợi trên thế giới như:

- Jinan Chemical đã đưa QTA vào sử dụng từ năm 2003. Kết quả thu được khi trộn QTA với tỷ lệ 25% khá tốt và giúp làm giảm đáng kể chi phí nguyên liệu. Kết quả thử nghiệm cho thấy, độ màu b khi sử dụng QTA tăng +1,1 đơn vị, các chỉ số khác gần như không thay đổi, riêng chỉ số COD của nước thải tăng mạnh. Jinan Chemical đưa ra khuyến nghị rằng lượng oligomer trong đường ống dẫn khí từ thiết bị tiền polymer hóa đến hệ thống tạo chân không tăng lên và có thể gây ảnh hưởng đến các vòi phun EG ở thiết bị ngưng tụ gây giảm hiệu quả hoạt động của thiết bị.

- Heilongjiang đã sử dụng QTA từ năm 2000 và có kinh nghiệm trong việc vận hành nguyên liệu QTA. Nhà máy sản xuất chip mờ (semi-dull) trộn QTA với PTA theo tỷ lệ từ 10 - 67%. Chất lượng melt khi sử dụng QTA tương đương với khi sử dụng 100% PTA, riêng độ màu b của melt tăng lên khi tăng tỷ lệ QTA.

- Zhejiang Shaoxing Zongheng Emulational Chemical Fiber Co, Ltd. [5] đã sử dụng QTA từ năm 2002,

Thông số Đơn vị Giá trị Ghi chú

Tỷ lệ QTA % 0 5 10 15 20 25 30 4-CBA trong QTA ppm 300 300 300 300 300 300 300 * Tỷ lệ PTA % 100 95 90 85 80 75 70 4-CBA trong PTA ppm 25 25 25 25 25 25 25 * 4-CBA sau khi phối trộn ppm 25 38,75 52,5 66,25 80 93,75 107,5

Bả ng 4. Hàm lượng 4-CBA khi phối trộn QTA ở các tỷ lệ khác nhau

*: Số liệu được lấy theo Bả ng 1

PETROVIETNAM

33DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

thử nghiệm từ 0 - 100% QTA và đang áp dụng tỷ lệ QTA/PTA ở mức 50:50. Sản phẩm sản xuất từ nhà máy polyester được đưa sang sản xuất sợi FDY. Khi sử dụng nguyên liệu QTA, xúc tác sử dụng trong quá trình tổng hợp polyester cũng được thay đổi. Xúc tác ban đầu là antimony trioxide (Sb2O3) được thay thế bằng antimony triglycolate (S-24).

- OCTAL sản xuất chip ứng dụng cho sản xuất chai lọ (bottle grade) và tấm nhựa (PET sheet) sử dụng QTA ở mức 35% tổng lượng acid terephthalic. Sản phẩm hạt nhựa PET đạt các yêu cầu về tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm và không thay đổi nhiều so với khi không sử dụng QTA.

Khi quyết định thay thế một phần PTA bằng QTA, đầu tiên cần lựa chọn tỷ lệ QTA/PTA. Bước nhảy của quá trình sẽ ảnh hưởng rất lớn đến chất lượng sản phẩm và quyết định sự thành công của công đoạn thay thế nguyên liệu.

4.2. Lựa chọn tỷ lệ QTA/PTA

Quá trình thay đổi một phần PTA bằng QTA phải được thực hiện qua nhiều bước để đảm bảo ổn định độ màu b của sản phẩm. Bước nhảy tối đa theo kinh nghiệm của các công ty trên thế giới là 5% khối lượng. Việc thay thế PTA bằng QTA thông thường được thực hiện theo các bước sau [2]:

- Tỷ lệ thử ban đầu từ 12,5 - 25% (đây là khuyến cáo của Mitsubishi Chemical Corporation - MCC): thay thế dần dần và kiểm tra chất lượng polymer;

- Sau đó nâng dần tỷ lệ lên đến 50% và 100% nếu điều kiện cho phép.

Quá trình thay thế QTA theo khuyến cáo của Samnam Petrochemical Co., Ltd nên thực hiện theo tỷ lệ tăng dần 5% và giữ ổn định vận hành trong 3 ngày trước khi nâng tỷ lệ thay thế lên cao hơn [6].

4.3. Đánh giá khả năng ăn mòn khi sử dụng QTA

Hoạt chất gây ăn mòn chính trong QTA là acid acetic. Hàm lượng acid acetic trong QTA là 0,1% khối lượng, cao hơn so với PTA (acid acetic ~ 0% khối lượng).

Acid acetic là một acid yếu [7] và có tính ăn mòn trung bình yếu. Quá trình ăn mòn chủ yếu do hơi acid acetic ngưng tụ với sự có mặt của nước. Ở nồng độ thấp, khả năng ăn mòn của acid acetic rất hạn chế và vật liệu chế tạo thiết bị thường sử dụng thép không gỉ. Như vậy, các đường ống và thiết bị không bị ăn mòn khi sử dụng QTA (hoặc bị ăn mòn tương đương như khi sử dụng PTA).

4.4. Đánh giá các điểm nạp xúc tác

Sự có mặt của acid acetic sẽ làm giảm khả năng hòa tan xúc tác trong MEG kéo theo sự phân tán kém xúc tác trong melt sau này, đây là điểm cần lưu ý khi nghiên cứu thay thế PTA bằng QTA. Không được trộn trực tiếp xúc tác vào bình trộn nguyên liệu khi có mặt QTA vì sẽ gây vón cục. Có 2 yếu tố cần quan tâm đối với xúc tác: trạng thái của dịch xúc tác khi hòa trộn vào quá trình phản ứng (hệ thống chuẩn bị dịch xúc tác); vị trí điểm nạp xúc tác.

Trong suốt quá trình thay thế một phần PTA bằng QTA, cần theo dõi sự phân tán xúc tác trong melt thông qua thiết bị lọc kiểm tra có sẵn để có biện pháp xử lý kịp thời.

4.5. Đánh giá hoạt động của hệ thống nước thải

Khi thay thế PTA bằng QTA, chỉ số COD (chemical oxygene disolve) của nước thải sẽ tăng lên. Chỉ số COD thể hiện hàm lượng oxy cần thiết để oxy hóa hoàn toàn các hợp chất hóa học khi xử lý ở cụm xử lý nước thải. Phản ứng chung của quá trình như sau:

R + nO2 → n1CO2 + n2H2O

Chỉ số COD được xác định như sau:

Chỉ số COD của nước thải tăng lên khi sử dụng QTA là do acid acetic có trong QTA đi vào nước thải. Lượng acid acetic có trong QTA khoảng 0,1% khối lượng (tối đa) được sử dụng để tính toán chỉ số COD tăng lên đối với nước thải từ xưởng Polycon.

Cơ sở tính toán chỉ số COD tăng do acid acetic trong QTA:

- Các phản ứng xảy ra trong quá trình được giả sử là có độ ổn định nhất định;

- Lượng nước sinh ra chiếm khoảng 36% lượng acid terephthalic nạp vào hệ thống (tương ứng với trường hợp thiết kế);

- Lượng acid acetic được giả sử là được thải toàn bộ ra ngoài theo nước thải;

Các phản ứng xảy ra trong quá trình xử lý nước thải như sau:

- Trường hợp 1: Toàn bộ lượng acid acetic trong nước thải tồn tại ở dạng acid tự do

CH3COOH + 2O2 → 2CO2 + 2H2O 60,05g/mol 64g/mol

(1)COD = mR

10-6 ××

MR

mH₂O n × MO₂

(a)


34 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

- Trường hợp 2: Toàn bộ lượng acid acetic sẽ phản ứng với MEG tạo thành mono acetate

CH3COOH + HOCH2CH2OH → CH3COOCH2CH2OH60,05g/mol 104g/mol

CH3COOCH2CH2OH + 4,5O2 → 4CO2 + 4H2 O104g/mol 144g/mol

- Trường hợp 3: Toàn bộ lượng acid acetic sẽ phản ứng với MEG tạo diacetate

CH3COOH + HOCH2CH2OH → CH3COOCH2CH2COOCH3 60,05g/mol 146g/mol

CH3COOCH2CH2COOCH3 + 6,5O2 → 4CO2 + 4H2O

146g/mol 208g/mol

Chỉ số COD theo các phản ứng a, b, c được tính theo phương trình (1).

Số liệu tính toán COD cho thấy, tương ứng với các tỷ lệ QTA khác nhau thì hệ thống xử lý nước thải dễ bị quá tải trong một vài thời điểm vận hành trong ngày. Chỉ số COD trung bình được tính bằng trung bình cộng của giá trị min và max sẽ được sử dụng để đánh giá tải của hệ thống xử lý nước thải.

Các số liệu tính toán cho thấy, tỷ lệ QTA/PTA tối đa là 15/85 là giá trị không làm ảnh hưởng đến hoạt động của hệ thống xử lý nước thải, chỉ số COD tại tỷ lệ này là 3.695 (chỉ số COD thiết kế là 3.600).

4.6. Đánh giá hoạt động của bộ lọc melt khi sử dụng QTA

Bộ lọc melt cuối (non stop fi lter) có chức năng lọc các hạt có kích thước lớn hơn 20μm ra khỏi dòng melt trước khi phân phối đến các hộ tiêu thụ.

Việc đánh giá thời gian hoạt động của bộ lọc melt khi chuyển đổi nguyên liệu từ PTA sang QTA được thực hiện thông qua các thử nghiệm thực tế. Quá trình này có thể được thực hiện tại workshop của nhà sản xuất hoặc tại các nhà máy tương tự. Kết quả thực tế của Mitsubishi Chemical

và Octal (Oman) đã chỉ ra rằng khi sử dụng QTA/PTA ở mức thấp hơn 35:75 thì chưa thấy tác động tiêu cực lên bộ lọc melt cuối. Bên cạnh đó, các kết quả báo cáo từ các nhà máy sử dụng QTA khác (sản phẩm phục vụ cho nhiều mục đích khác nhau) với tỷ lệ QTA/PTA là 25:75 [8] và cao hơn là 50:50 [5], 100:0 [9] cũng chưa thấy phản ánh về ảnh hưởng của QTA đến hoạt động của bộ lọc melt cuối.

Như vậy, với các kết quả thực nghiệm từ các nhà máy trên thế giới, có thể khẳng định việc thay thế một phần PTA bằng QTA sẽ không gây ảnh hưởng đến hoạt động của bộ lọc melt cuối.

4.7. Nghiên cứu ứng dụng cho trường hợp Nhà máy sản xuất xơ sợi polyester Đình Vũ

4.7.1. Tỷ lệ QTA/PTA

Tùy vào hiện trạng của từng nhà máy để thực hiện các đánh giá về khả năng thay thế PTA bằng QTA để đưa ra tỷ lệ QTA/PTA tối đa có thể áp dụng trong giai đoạn chạy thử.

Các ràng buộc và thông tin để đề xuất tỷ lệ QTA/PTA cho các nhà máy sản xuất xơ sợi được thể hiện ở Bả ng 5.

Do các ràng buộc về mặt kỹ thuật của hệ thống xử lý nước thải và đảm bảo vận hành an toàn cho phân xưởng Polyester hóa, tỷ lệ QTA thay thế PTA được chọn là 15%. Các phương án nạp liệu và tính toán kinh tế sẽ dựa trên tỷ lệ nạp liệu thay thế này.

4.7.2. Đề xuất phương án nạp liệu QTA/PTA

Việc đưa ra phương án nạp QTA/PTA cũng cần được nghiên cứu kỹ trước khi thực hiện việc thay thế. Có thể xem xét các phương án nạp sau để phối trộn QTA/PTA nhằm đảm bảo độ đồng đều nhất định trong silo chứa nguyên liệu:

- Phương án 1: QTA và PTA được chứa trong các hopper riêng: Với phương án này, 2 trong 3 hopper sẽ vận hành và 1 hopper dự phòng. Ở phương án này, có 2 kịch bản nạp liệu được đưa ra như sau:

+ Nạp QTA/PTA gián đoạn (phương án 1a): PTA và QTA sẽ được nạp tuần tự, nạp PTA xong sẽ nạp QTA. Phương án này cho khả năng phối trộn tương đối đồng đều và không phải đầu tư cải hoán thiết bị. Nhược điểm của phương án này là việc vận hành hệ thống nạp liệu tương đối phức tạp do phải luân phiên nạp PTA rồi QTA và thời gian nạp QTA cho mỗi lần tương đối ngắn nên đòi hỏi phải giám sát kỹ trong quá trình vận hành. Tuy nhiên, sau giai đoạn chạy thử, có thể xem xét đầu tư tích hợp bộ đếm giờ để điều khiển tự động thời gian nạp liệu QTA.

(b)

(c)

3000320034003600380040004200440046004800

0 5 10 15 20 25 30 35

Hà

m l

ượ

ng

CO

D (

mg

/lít

)

Tỷ lệ QTA/PTA (%)

Hàm lượng COD với tỷ lệ QTA/PTA

Hàm lượng COD mg/l Hàm lượng COD thiết kế mg/l

Hình 8. Ảnh hưởng của tỷ lệ QTA/PTA lên COD của nước thải

PETROVIETNAM

35DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

+ Nạp QTA/PTA đồng thời bằng 2 hopper khác nhau (phương án 1b): Lưu lượng QTA/PTA được tính toán dựa vào đường đặc tuyến của van (Hình 9).

Với lưu lượng nạp liệu như trên thì khả năng đáp ứng của van nạp liệu (rotary valve) rất quan trọng và ảnh hưởng đến khả năng nạp liệu đều của hệ thống. Phương án này cho khả năng phối trộn đồng đều nhưng đòi hỏi phải thay thế van nạp liệu và vận hành hệ thống phức tạp hơn và cần sự giám sát chặt chẽ trong quá trình nạp liệu.

- Phương án 2: Trộn QTA và PTA ngay tại hopper không cần đầu tư cải hoán thiết bị. Mặc dù PTA và QTA không được trộn đều trong silo chứa nhưng tỷ lệ PTA/QTA trong bồn trộn là chấp nhận được. Tuy nhiên, quy trình vận hành ở khu vực nạp liệu (loading station) rất phức tạp và yêu cầu sự giám sát nghiêm ngặt. Vì vậy, trước khi áp dụng phương án này cần phải đào tạo nâng cao nhận thức của nhân viên vận hành.

- Phương án 3: Đầu tư hệ thống trộn mới: Hệ thống nạp liệu sẽ được thay đổi từ hệ thống nạp bằng thủy lực sang hệ thống nạp bằng băng chuyền. Phương án này cho khả năng phối trộn đồng đều ngay tại silo chứa và ít tốn công vận hành. Tuy nhiên, chi phí đầu tư cao và chỉ thích hợp cho giai đoạn dừng, bảo dưỡng tổng thể nhà máy.

Việc đề xuất phương án nạp liệu nào phụ thuộc vào các yếu tố như: khả thi về mặt công nghệ và thiết bị; chi phí đầu tư cải hoán thiết bị; ràng buộc về thời gian áp dụng thực tế.

Trong 3 phương án nạp liệu trên, phương án 1 và 2 phù hợp cho giai đoạn chạy thử nghiệm vì không tốn chi phí đầu tư hoặc chi phí đầu tư thấp và có thể ứng dụng ngay nên tiết kiệm được thời gian và tài chính.

4.7.3. Hiệu quả kinh tế

Hiệu quả kinh tế sẽ được tính toán cho từng phương án nạp liệu với tỷ lệ pha trộn QTA/PTA tính toán là 15:85 (Bảng 5), Nhà máy sản xuất xơ sợi polyester Đình Vũ vận

Thông số Tỷ lệ QTA/PTA

Ghi chú Tối thiểu (%) Tối đa (%)

Tỷ lệ QTA/PTA áp dụng cho các nhà máy sản xuất xơ sợi 0:100 30:70 Một số nhà máy sử dụng với tỷ lệ cao hơn lên đến 50% và

100% nhờ sử dụng các loại phụ gia

Ràng buộc hệ thống xử lý nước thải 0:100 15:85

Dựa theo tính toán lý thuyết đã được thực hiện. Tùy theo chỉ số COD thực tế có thể xem xét nâng tỷ lệ lên cao hơn nếu điều kiện cho phép

Khuyến cáo của nhà bản quyền công nghệ xưởng Polyester hóa

0:100 15:85 Dựa trên các lo ngại về ăn mòn có thể xảy ra với các thiết bị trao đổi nhiệt khu vực spray condenser và tháp công nghệ chính

Bả ng 5. Xem xét tỷ lệ QTA/PTA

Hì nh 9. Đường đặc tuyến van nạp liệu

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 10 20 30 40 50 60

Số v

òng

quay

(rpm

)

Lưu lượng (tấn/giờ)

y = 0,0043x2 + 0,3353x

hành ở 100% công suất thiết kế (với công suất 500 tấn melt/ngày) và kịch bản giá QTA áp dụng là:

- Kịch bản thấp: Chênh lệch giữa giá PTA và QTA là 10USD/tấn;

- Kịch bản cao: Chênh lệch giữa giá PTA và QTA là 20USD/tấn.

Hiệu quả kinh tế sơ bộ của các phương án được tính toán như Bả ng 6.

Với phương án nạp liệu số 2 và lượng QTA sử dụng là 15%, mỗi năm Nhà máy sản xuất xơ sợi polyester Đình Vũ có thể tiết kiệm chi phí nguyên liệu khoảng 230 - 460 nghìn USD mà không cần phải đầu tư cải tiến hệ thống.

Với nhu cầu tiêu thụ PTA tại Việt Nam năm 2015 khoảng 207 nghìn tấn [10], việc thay thế 15% lượng PTA bằng QTA cho các nhà máy sản xuất xơ sợi của Việt Nam sẽ mang lại lợi ích đáng kể từ việc tiết kiệm chi phí nguyên liệu từ 310 - 621 nghìn USD.

5. Kết luận

Việc thay thế một phần PTA bằng QTA là khả thi về mặt công nghệ và giúp các nhà máy sản xuất xơ sợi tiết kiệm chi phí nguyên liệu đáng kể. Các ảnh hưởng của QTA đến quá trình vận hành không đáng kể, chỉ cần thay đổi quy trình vận hành cụm nạp liệu QTA/PTA và điều chỉnh


36 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Bả ng 6. Hiệu quả kinh tế của từng phương án

hàm lượng COD trong nước thải phân xưởng Polycon. Để giảm thiểu các ảnh hưởng đến quá trình vận hành, chỉ tiêu kích thước hạt cần được đưa vào như là một tiêu chí bắt buộc đối với nhà cung cấp QTA.

Ở Việt Nam, Nhà máy sản xuất xơ sợi polyester Đình Vũ có công suất 500 nghìn tấn melt/ngày, sử dụng PTA và MEG là nguyên liệu chính. Việc thay thế một phần PTA bằng QTA là phương án cần thiết được xem xét và áp dụng nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế cho PVTEX. Một số nhà máy khác có sử dụng PTA cũng có thể xem xét giải pháp thay thế một phần để nâng cao hiệu quả và tăng tính cạnh tranh.


1. Samnam Petrochemical Co. Ltd. A specialized company in QTA. 2014.

2. Mitsubishi Chemical Corporation. Explanation of QTA. 2010.

3. BP. Eff ects on PET properties and PET color variability.

4. Yoshiaki Izumisawa, Tukasa Kawahara, Akihiko

Toyosawa. Process for producing terephthalic acid. US5567842A. 1996.

5. Zhang Zhihe. QTA partially instead of PTA for polyester and its fi ber production. China Academic Journal Electronic Publishing House. 2002; 25: p. 3.

6. Samnam Petrochemical Co. Ltd. 0729 PVPRO(PVTEX) QnA. 2014.

7. British Stainless Steel Association. Selection of stainless steels for handling acetic acid (CH3COOH).

8. Sun Han-song, Han Sheng-hong, Zhao Wei-dong, Ju Pei-yong. Application of QTA in continuous PET unit and spinning. Polyester Industry. 2003; 16(3): p. 4.

9. Li Gou-zheng. Application of QTA on continuous polyester’s production. Heilongjiang Textile Journal. 2004.

10. Trương Minh Huệ, Nguyễn Thị Hoài Ân, Nguyễn Anh Tuấn, Hoàng Mạnh Hùng, Lê Thanh Phương. Nghiên cứu khả năng đầu từ xây dựng Nhà máy sản xuất QTA và PTA từ nguồn nguyên liệu p-xylene của các nhà máy lọc hóa dầu tại Việt Nam. Tạp chí Dầu khí. 2017; 7: trang 32 - 39.

(*): Chi phí tăng thêm do điện tiêu thụ thay đổi. Giá điện ước tính bằng 1.500 đồng/kWh. (**): Nhà máy vận hành 355 ngày/năm.

TT Phương án

nạp liệu

Chi phí

đầu tư

USD

Chi phí vận hành

tăng thêm

(USD/ngày)*

Lợi nhuận (USD/ngày) Thời gian hoàn vốn (ngày)**

Kịch bản thấp Kịch bản cao Kịch bản thấp Kịch bản cao

1 Phương án 1a - - 643 1.286 - -

Phương án 1b 16.200 - 643 1.286 26 13

2 Phương án 2 - - 643 1.286 - -

3 Phương án 3 ~ 400.000 -200 843 1.486 ~ 16 tháng ~ 9 tháng

Summary

Terephthalic acid (TA) is the main raw material for production of polyester in the world. There are two kinds of this acid: purified TA

(PTA) and qualified TA (QTA). Basically, PTA and QTA production technologies are very similar in some stages and the quality of these two

kinds of TA is not much different. However, due to the fact that QTA production technology is much simpler than PTA, QTA cost is cheaper.

Therefore, using QTA to replace partially or completely PTA in polyester production will help reduce the raw material cost and increase

the profit for the plant. The paper summarises the polyester production technology, QTA and PTA market information, and the difference

in production technology between PTA and QTA. On that basis, the authors analyse TA influence on the synthesis of polyester in order to

assess the possibility of using QTA to replace PTA for the fibre production plants in Vietnam.

Key words: QTA, PTA, polyester production.

Assessment of the effectiveness of replacing purified terephthalic acid (PTA) by QTA in textile production in Vietnam

Nguyen Thanh Sang, Dang Thi Tuyet Mai



PETROVIETNAM

37DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

1. Mở đầu

Nhu cầ u xăng dầ u củ a Việ t Nam đã tăng từ khoả ng 1,5 triệu tấ n năm 1986 lên hơn 17 triệu tấ n năm 2016. Theo dự bá o củ a Bộ Công Thương về nhu cầ u xăng dầ u tớ i năm 2020, Việ t Nam cầ n nâng quy mô cá c kho dự trữ lên khoả ng 500.000m³ cho xăng dầ u thà nh phẩ m và 700.000m³ cho dầ u thô.

Để đả m bả o cung ứ ng nhu cầ u xăng dầ u trong nước, việ c xây dự ng hệ thố ng cơ sở hạ tầ ng trong đó có hệ thố ng kho xăng dầ u là rấ t cầ n thiế t. Thực tế triển khai cá c dự á n xây dự ng trong thờ i gian qua đề u gặ p khó khăn trong công tác quả n lý dự án, trong đó quản lý chi phí và tiến độ chưa thực sự hiệ u quả dẫ n đến phát sinh chi phí . Các dự án xây dựng với quy mô lớ n, thời gian thực hiện dài và các hạng mục kỹ thuật phức tạp làm cho công tác quản lý chi phí của dự án gặp nhiều khó khăn, rất cần được kiểm soát chặt chẽ. Vì vậy, việc nghiên cứu các kinh nghiệm quản lý chi phí trong quá trình xây dựng dự án kho xăng dầu sẽ giúp các đơn vị triển khai hiệu quả các dự án tiếp theo.

2. Tổng quan hệ thống kho xăng dầu của Petrovietnam/

PV OIL

2.1. Quá trình đầu tư hệ thống kho xăng dầu

Quá trình đầu tư hệ thống kho xăng dầu được chia thành 2 giai đoạn trước và sau khi thành lập Tổng công ty Dầu Việt Nam (PV OIL). PV OIL được thành lập theo Quyết định số 1250/QĐ-DKVN ngày 6/6/2008 của Hội đồng Quản trị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trên cơ sở hợp nhất Tổng công ty Thương mại Dầu khí (Petechim) và Công ty Chế biến và Kinh doanh Sản phẩm Dầu mỏ (PDC).

Giai đoạn trước khi hợp nhất (năm 2008), Petechim đã thực hiện đầu tư 2 kho xăng dầu (Nhà Bè - giai đoạn

NÂNG CAO HIỆU QUẢ QUẢN LÝ CHI PHÍ XÂY DỰNG KHO XĂNG DẦU Lê Việt Trung, Nguyễn Hồng Diệp

Trần Tiến, Hà Thanh Hoa



Tóm tắt

Trên cơ sở đánh giá quá trình xây dựng các kho xăng dầu từ giai đoạn chuẩn bị, triển khai xây dựng dự án đến nghiệm thu bàn

giao, nhóm tác giả phân tích các thuận lợi và khó khăn trong quá trình quản lý chi phí, từ đó đề xuất một số giải pháp nhằm nâng cao

hiệu quả hoạt động đầu tư - xây dựng các kho xăng dầu của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Từ khóa: Kho xăng dầu, quản lý chi phí.

1, Chân Mây - giai đoạn 1), với tổng sức chứa 117.000m3 và PDC đã thực hiện đầu tư 5 kho xăng dầu (Đình Vũ - giai đoạn 1, Vũng Tàu, Cần Thơ - giai đoạn 1, Tây Ninh - giai đoạn 1 và PetroMekong do PTSC đầu tư trước khi sáp nhập về PDC), với tổng sức chứa 233.200m3.

Sau khi hợp nhất (giai đoạn 2008 - 2013), PV OIL đã đầu tư mới một số kho xăng dầu và mở rộng thêm sức chứa khoảng 585.000m3 (Quảng Ngãi, Cái Lân - giai đoạn 2; Cần Thơ - giai đoạn 1, 2; Cù Lao Tào; Vũng Áng - giai đoạn 1, 2; Đình Vũ - giai đoạn 2; Nhà Bè - giai đoạn 2, 3; Chân Mây - giai đoạn 2; Liên Chiểu - giai đoạn 2…). Năm 2013, PV OIL tiếp nhận thêm PETEC với hệ thống 3 kho xăng dầu sẵn có (An Hải, Hòa Hiệp, Cái Mép) với tổng sức chứa là 250.000m3.

Đến cuối năm 2015, PV OIL có 16 kho xăng dầu (24 dự án đầu tư kể cả xây mới và mở rộng) với tổng sức chứa gần 1,2 triệu m3. Công suất kho xăng dầu được xây dựng tương ứng với nhu cầu tiêu thụ của 3 miền Bắc - Trung - Nam. Tổng công suất kho xăng dầu của miền Nam lớn nhất chiếm 72%, tiếp theo là miền Trung 16,8% và miền Bắc 11,2%. PV OIL có 10 kho đầu mối, chiếm 90,2% tổng sức chứa kho xăng dầu và 9,8% công suất từ các kho trung chuyển. Các kho xăng dầu của PV OIL được xây dựng và phân bố khá hợp lý, phù hợp với điều kiện địa lý, tự nhiên của các vùng lãnh thổ. Hệ thống kho xăng dầu được tập trung tại các khu vực kinh tế trọng điểm, các khu công nghiệp, các thành phố lớn đáp ứng được nhu cầu tồn chứa và tiêu thụ xăng dầu ngày càng tăng.

2.2. Đặc điểm các dự án xây dựng kho xăng dầu

2.2.1. Về xây dựng

Căn cứ vào tính chất và cơ cấu sản phẩm, các kho xăng dầu có các hạng mục như: cụm kho bể (nền móng và bồn bể), cụm bơm, cụm xuất nhập xăng dầu, hệ thống


KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ

38 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

cầu cảng, hệ thống phòng cháy chữa cháy… Các bể chứa có kết cấu tương tự, máy bơm xăng dầu cho từng loại sản phẩm có đặc điểm khá tương đồng. Điểm khác biệt lớn nhất ảnh hưởng đến chi phí là hạng mục xây dựng nền móng do các công trình khác nhau về địa hình và quy hoạch tổng diện tích mặt bằng xây dựng.

Khi tiến hành quy hoạch xây dựng hệ thống kho xăng dầu cần phải tính được tỷ lệ thiết kế sẽ được tận dụng hoặc sử dụng lại; tỷ lệ thiết bị có thể mua được từ các khách hàng truyền thống để tiết giảm các chi phí lập và mua mới. Ngoài ra, việc đồng bộ về thiết kế cũng như thiết bị sẽ giúp chủ đầu tư dễ quản lý trong khâu vận hành giúp giảm chi phí phân bổ nguồn lực.

2.2.2. Về chi phí

Chi phí đầu tư xây dựng kho xăng dầu xét trên tổng mức đầu tư xây dựng của dự án gồm:

- Chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư: gồm chi phí bồi thường về đất, nhà, công trình trên đất, các tài sản gắn liền với đất, trên mặt nước và chi phí bồi thường khác theo quy định; các khoản hỗ trợ khi Nhà nước thu hồi đất; chi phí tái định cư; chi phí tổ chức bồi thường, hỗ trợ và tái định cư; chi phí sử dụng đất trong thời gian

xây dựng (nếu có); chi phí chi trả cho hạ tầng kỹ thuật đã được đầu tư xây dựng (nếu có) và các chi phí có liên quan khác.

- Chi phí xây dựng: gồm các chi phí phá dỡ các công trình xây dựng, chi phí san lấp mặt bằng xây dựng, chi phí xây dựng bồn bể, xây dựng công trình tạm, các công trình phụ trợ phục vụ thi công. Trong đó, chi phí bể thép thường chiếm 50% trên tổng chi phí xây dựng với chi phí để làm móng bể chiếm khá lớn.

- Chi phí thiết bị: gồm chi phí mua sắm thiết bị công trình và thiết bị công nghệ cho các loại van, máy bơm, hệ thống xử lý nước thải, thiết bị điện, bộ lưu lượng kế, ống mềm xuất thủy, đo mức bồn, mái phao, hệ thống báo cháy, xe cứu hỏa...; chi phí đào tạo và chuyển giao công nghệ (nếu có); chi phí lắp đặt, thí nghiệm, hiệu chỉnh; chi phí vận chuyển, bảo hiểm; thuế và các loại phí, chi phí liên quan khác.

- Chi phí quản lý dự án: gồm các chi phí để tổ chức thực hiện các công việc quản lý dự án từ giai đoạn chuẩn bị, thực hiện và kết thúc xây dựng đưa công trình của dự án vào khai thác sử dụng.

- Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng: gồm chi phí khảo sát phục vụ thiết kế, lập báo cáo nghiên cứu khả thi, chi phí thiết kế, chi phí thiết kế điều chỉnh, thẩm tra tổng mức đầu tư xây dựng, thiết kế, dự toán; chi phí lập Hồ sơ mời thầu, giám sát thi công xây dựng công trình, giám sát thi công lắp đặt thiết bị, chi phí thực hiện các công việc tư vấn khác liên quan...

- Chi phí khác như: rà phá bom mìn, vật nổ; bảo hiểm công trình xây dựng; quan trắc lún; kiểm toán, thẩm tra, phê duyệt quyết toán vốn đầu tư; lãi vay trong thời gian xây dựng; chi phí cho quá trình chạy thử không tải và có tải theo quy trình công nghệ trước khi bàn giao; hạng mục chung; các chi phí thực hiện các công việc khác...

- Chi phí dự phòng: gồm chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và chi phí dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian thực hiện dự án.

Các loại chi phí đều được tính trên cơ sở định mức của Nhà nước quy định và vật giá tại

TT Tên dự án Địa điểm Quy mô

sức chứa (m3)

I Miền Bắc 145.400

1 Đình Vũ - giai đoạn 1

Hải Phòng 45.500

Đình Vũ - giai đoạn 2 30.000 2 Petec An Hải Hải Phòng 40.000 3 Cái Lân Quảng Ninh 20.000 4 Thái Bình Thái Bình 6.000 5 Quảng Hưng Thanh Hóa 3.900 II Miền Trung 112.000

1 Vũng Áng - giai đoạn 1 Hà Tĩnh 60.000

2 Chân Mây - giai đoạn 1

Thừa Thiên Huế 7.000

Chân Mây - giai đoạn 2 15.000

3 Liên Chiểu - giai đoạn 1

Đà Nẵng 7.000

Liên Chiểu - giai đoạn 2 6.000 4 Petec Hòa Hiệp - Đà Nẵng Đà Nẵng 10.000 5 Quảng Ngãi Quảng Ngãi 7.000 III Miền Nam 679.000

1 Nhà Bè - giai đoạn 1

Tp. HCM 50.000

Nhà Bè - giai đoạn 2 50.000 Nhà Bè - giai đoạn 3 70.000

2 Tây Ninh Tây Ninh 5.000 3 Vũng Tàu

Bà Rịa - Vũng Tàu

121.000 4 Cù Lao Tào 150.000

5 Nhà máy chế biến condensate - giai đoạn 1 31.000

6 Cái Mép - giai đoạn 1 Vũng Tàu 80.000 7 PetroMekong Cần Thơ 72.000

8 Cần Thơ - giai đoạn 1

Cần Thơ 10.000

Cần Thơ - giai đoạn 2 40.000

Bảng 1. Hệ thống kho xăng dầu do PV OIL quản lý

PETROVIETNAM

39DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

các địa phương tại thời điểm tính toán. Do các kho xăng dầu khác nhau về thời điểm xây dựng, đặc điểm địa chất, khí hậu nên cơ cấu chi phí xây dựng kho khác nhau. Đối với các kho xăng dầu của PV OIL, chi phí xây dựng chiếm khoảng 40 - 85%, chi phí thiết bị chiếm 5 - 30%, còn lại là các chi phí khác.

3. Thực trạng quản lý chi phí tại các dự án kho xăng dầu

Quản lý chi phí là một trong ba yếu tố then chốt bên cạnh quản lý chất lượng và tiến độ trong quá trình quản lý dự án nói chung và quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình nói riêng, bao gồm cả dự án xây dựng kho xăng dầu [1]. Trên thực tế, việc quản lý chi phí dự án đầu tư xây dựng công trình tại Việt Nam đã được Chính phủ quan tâm bằng việc ban hành các nghị định và thông tư hướng dẫn lập và quản lý chi phí đầu tư xây dựng công trình (Nghị định 32/2015/NĐ-CP ngày 25/3/2015 của Thủ tướng Chính phủ về quản lý chi phí đầu tư xây dựng [2] và Thông tư 06/2016/TT-BXD ngày 10/3/2016 của Bộ Xây dựng về hướng dẫn xác định và quản lý chi phí đầu tư xây dựng [3]).

3.1. Tổ chức quản lý dự án

Công tác tổ chức quản lý dự án ảnh hưởng rất lớn đến chi phí dự án thông qua việc điều hành, tổ chức các nhà thầu và quản lý các hạng mục của dự án theo dự toán. Trên thực tế, các dự án kho xăng dầu của Petrovietnam/PV OIL đều thành lập Ban quản lý dự án (một trong năm hình thức tổ chức quản lý dự án được quy định tại Luật Xây dựng số 50/2014/QH13). Nhân sự của Ban quản lý dự án chủ yếu từ PV OIL, có kinh nghiệm về xây dựng kho xăng dầu, tuy nhiên chủ yếu là cán bộ kiêm nhiệm. Kinh nghiệm giám sát công trình và làm việc với các nhà thầu của một số cán bộ thuộc Ban quản lý dự án chưa nhiều do mỗi dự án khác nhau lại được phân cho nhân sự khác nhau thực hiện. Một số trường hợp luân chuyển các cán bộ chủ chốt của dự án kể cả trước và trong quá trình triển khai dự án làm ảnh hưởng đến hiệu quả công tác quản lý dự án.

3.2. Về kiểm soát tiến độ

3.2.1. Quá trình chuẩn bị dự án

Chậm tiến độ sẽ dẫn tới tăng chi phí (chi phí thực tế và

Nội dung Đình Vũ -

giai đoạn 2

Chân Mây -

giai đoạn 1

Liên Chiểu -

giai đoạn 2

Quảng

Ngãi

Nhà Bè -

giai đoạn 2

Tây

Ninh

Cù Lao

Tào

Cần Thơ -

giai đoạn 1

Cần Thơ -

giai đoạn 2

Chi phí xây dựng 72 59 59 39 62 51 78 52 70 Chi phí thiết bị 9 16 19 45 18 30 4 17 10 Chi phí quản lý dự án 1 7 2 2 1 2 2 2 1 Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng 4 0 6 3 3 4 2 4 4

Chi phí khác 1 5 1 1 4 4 4 2 1 Chi phí dự phòng 9 7 5 7 9 9 3 8 10 Chi phí trả lãi vay năm xây dựng 4 6 8 3 3 7 15 4

Bảng 2. Tỷ trọng chi phí đầu tư của một số kho xăng dầu (%)

Dự án kho

Phê duyệt

chủ trương

đầu tư

Phê duyệt Báo

cáo nghiên cứu

khả thi và tổng

mức đầu tư

Phê duyệt

thiết kế chi

tiết và dự toán

công trình

Chênh lệch thời gian từ

khi có chủ trương đầu

tư đến khi lập tổng

mức đầu tư (tháng)

Chênh lệch thời gian từ

khi lập tổng mức đầu

tư đến khi lập dự toán

công trình (tháng)

Đình Vũ - giai đoạn 2 * 4/2008 12/2008 - 8 Cái Lân 1/2011 10/2011 12/2012 9 14 Chân Mây - giai đoạn 1 7/2001 10/2003 4/2006 27 30 Chân Mây - giai đoạn 2 7/2009 8/2010 10/2010 11 2 Liên Chiểu - giai đoạn 2 * 10/2008 6/2010 - 20 Quảng Ngãi 3/2011 5/2011 6/2011 2 1 Cần Thơ - giai đoạn 1 3/2001 12/2001 3/2005 9 33 Cần Thơ - giai đoạn 2 1/2007 4/2008 1/2009 13 9 Nhà Bè - giai đoạn 2 11/2005 11/2008 2/2009 36 3 Nhà Bè - giai đoạn 3 * 11/2010 4/2011 - 5 Cù Lao Tào - giai đoạn 1 3/2002 3/2005 5/2006 36 8 Cù Lao Tào - giai đoạn 2 3/2009 3/2010 10/2010 12 7 Tây Ninh 5/2007 11/2008 - 18 -

Bảng 3. Các mốc thời gian thực hiện dự án

* Các dự án có chủ trương giai đoạn trước


40 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

chi phí cơ hội do không đưa công trình vào vận hành sớm). Việc phát sinh chi phí do dự án bị chậm tiến độ không chỉ trong quá trình xây dựng mà còn có trong quá trình chuẩn bị đầu tư. Đối với các dự án xây dựng kho xăng dầu, thời gian từ khi có chủ trương đến khi lập dự toán công trình có thể mất từ 2 - 5 năm.

Việc chậm trễ trong khâu chuẩn bị dự án có nguyên nhân khách quan và chủ quan. Có dự án bị chậm do thủ tục hành chính và cách thức phối hợp của chủ đầu tư với chính quyền địa phương. Trong khâu chuẩn bị các giấy tờ pháp lý để triển khai dự án, riêng việc xin thẩm định phòng cháy chữa cháy mất từ 3 - 8 tháng. Ngoài ra, đối với các dự án kho xăng dầu có hạng mục cầu cảng như dự án mở rộng kho xăng dầu Nhà Bè, chủ đầu tư cần phải làm thêm thủ tục công bố lên Cục Hàng hải mất 4 tháng.

Hạng mục giải phóng mặt bằng thường bị chậm tiến độ như: dự án kho xăng dầu Chân Mây và Cù Lao Tào trong giai đoạn chuẩn bị đầu tư đã bị chậm tiến độ từ 1 - 4 năm do quá trình giải phóng mặt bằng di dời dân cư bị gián đoạn.

3.2.2. Quá trình triển khai xây dựng

Trong quá trình triển khai xây dựng, các dự án kho xăng dầu có sự thay đổi về thời gian khởi công, xây dựng và kết thúc dự án. Thực tế cho thấy tiến độ của nhiều dự án kho xăng dầu bị chậm so với kế hoạch được duyệt.

Việc thay đổi tiến độ của một số kho xăng dầu do một số nguyên nhân sau:

- Nguyên nhân chậm khởi công do: quá trình giải phóng mặt bằng kéo dài (Cần Thơ, Chân Mây); chờ phê

duyệt cảng, thủ tục phòng cháy chữa cháy lâu (Cái Lân, Nhà Bè); do thay đổi thiết kế và dự toán chi tiết (Cần Thơ, Cù Lao Tào, Cái Lân). Ngoài ra, sau khi có báo cáo nghiên cứu khả thi và dự toán chi tiết chủ đầu tư mới xác định được ngày khởi công chính thức (thường là muộn hơn).

- Nguyên nhân kéo dài thời gian xây dựng do: điều kiện thời tiết (Nhà Bè - giai đoạn 3); tạm dừng dự án để chờ nhà máy lọc dầu hoàn thành (Chân Mây, Cần Thơ); thay đổi thiết kế trong quá trình thi công (Cần Thơ)... đã dẫn đến thời gian xây dựng của các kho này kéo dài hơn so với dự kiến ban đầu.

Việc chậm tiến độ do nguyên nhân chủ quan hay khách quan đều dẫn đến thay đổi tổng chi phí của dự án do yếu tố thị trường biến động (giá nguyên liệu xây dựng, giá thiết bị) hoặc bị tác động bởi thay đổi chính sách của Nhà nước (đơn giá nhân công) và lãi vay (nếu có)...

3.3. Về kiểm soát chi phí

Quản lý chi phí về cơ bản là chủ đầu tư sử dụng các phương pháp, công cụ nhằm kiểm soát chi phí của dự án. Các dự án xây dựng kho xăng dầu của PV OIL đều áp dụng công cụ kiểm soát truyền thống và thủ công là ghi nhật ký công trình. Nhật ký công trình được thực hiện hàng ngày giúp Ban quản lý dự án theo dõi khối lượng công việc thực hiện của dự án để kịp thời điều chỉnh khi thấy tiến độ bị chậm.

Kết quả của việc kiểm soát chi phí dựa trên so sánh giữa chi phí được quyết toán với tổng mức đầu tư và dự toán công trình cuối cùng được duyệt. Các dự án kho xăng dầu của PV OIL thường có giá trị quyết toán thấp

Dự án kho Khởi công

được duyệt

Hoàn thành

được duyệt

Số tháng

xây dựng

được duyệt

Khởi công

thực tế

Hoàn

thành

thực tế

Số tháng

xây dựng

thực tế

Chênh lệch

thời gian

xây dựng

(tháng)

Chênh lệch

về thời điểm

khởi công

(tháng)

(1) (2) (3) (4) = (3) - (2) (5) (6) (7) = (6) - (5) (8) = (7) - (4) (9) = (5) - (2) Đình Vũ - giai đoạn 2 Quý II/2008 Quý I /2009 9 9/2008 4/2009 7 Nhanh 2 Chậm 3 Cái Lân - giai đoạn 2 Quý II /2011 Quý IV /2012 18 6/2011 5/2013 23 Chậm 5 0 Chân Mây - giai đoạn 1 10/2004 12/2005 14 4/2006 8/2008 28 Chậm 14 Chậm 18

Chân Mây - giai đoạn 2 6/2010 6/2011 12 12/2010 1/2013 24 Chậm 12 Chậm 4

Liên Chiểu - giai đoạn 2 7/2011 2/2012 5 9/2011 6/2012 9 Chậm 4 Chậm 2 Quảng Ngãi 1/2011 1/2012 12 9/2011 7/2012 10 Nhanh 2 Chậm 8 Cần Thơ - giai đoạn 1 Quý II /2006 Quý II /2007 12 12/2006 12/2008 24 Chậm 12 Chậm 6 Cần Thơ - giai đoạn 2 10/2008 12/2009 14 6/2009 8/2010 14 0 Chậm 8 Nhà Bè - giai đoạn 2 Quý IV /2008 Quý III /2009 10 3/2009 12/2010 21 Chậm 11 Chậm 3 Nhà Bè - giai đoạn 3 11/2010 12/2011 13 12/2010 5/2013 29 Chậm 16 Chậm 1 Cù Lao Tào Quý II /2006 Quý IV /2008 30 6/2006 10/2009 40 Chậm 10 0

Bảng 4. Tiến độ triển khai một số dự án kho xăng dầu của PV OIL

PETROVIETNAM

41DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

hơn dự toán, cho thấy việc quản lý chi phí đã được kiểm soát hiệu quả.

Bảng 5 cho thấy các kho xăng dầu trong phạm vi nghiên cứu có hệ số hiệu quả quản lý chi phí ≤ 1, đều được kiểm soát chi phí tốt trong giai đoạn trước và trong quá trình xây dựng (quyết toán thực tế thấp hơn dự toán và tổng mức đầu tư).

Tuy nhiên, một số dự án có thay đổi tổng mức đầu tư: Cái Lân - giai đoạn 2 thay đổi 2 lần, Quảng Ngãi thay đổi 1 lần, Cần Thơ thay đổi 3 lần, Cù Lao Tào thay đổi 4 lần. Một số dự án kho xăng dầu có sự thay đổi dự toán công trình kể cả trước và trong quá trình thực hiện dự án (Cần Thơ và Cù Lao Tào)...

Như vậy, vấn đề chính trong kiểm soát chi phí không nằm ở khâu thực hiện xây dựng dự án (khi dự toán công trình đã được điều chỉnh và đi vào xây dựng) mà nằm ở khâu chuẩn bị dự án dẫn đến tổng mức đầu tư và dự toán công trình bị thay đổi.

4. Một số giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả quản lý

chi phí xây dựng kho xăng dầu

Để nâng cao hiệ u quả quả n lý chi phí trong đầ u tư xây dự ng, việ c quả n lý chi phí phả i đượ c thự c hiệ n xuyên suố t từ khi bắ t đầ u khả o sát - lậ p dự án đầ u tư, qua các quá trình lậ p thiế t kế - dự toán, đấ u thầ u và lự a chọ n nhà thầ u, cung cấ p vậ t tư thiế t bị , thi công xây dự ng đế n khi hoàn thành đưa công trình vào sử dụ ng, thanh quyế t toán.

4.1. Nhóm giải pháp cho giai đoạn chuẩn bị đầu tư xây dựng

4.1.1. Công tác chuẩn bị và lập báo cáo đầu tư

Đối với các dự án đầu tư xây dựng kho xăng dầu, công tác khảo sát, đánh giá và lập báo cáo đầu tư trước khi trình

phê duyệt chủ trương đầu tư rất quan trọng. Báo cáo đầu tư cần có cơ sở thực tiễn, đáp ứng nhu cầu thị trường, sản xuất kinh doanh và đảm bảo các yêu cầu pháp lý về quy hoạch, địa điểm đầu tư, an toàn phòng chống cháy nổ, vệ sinh môi trường, dự kiến quy mô đầu tư, hình thức đầu tư, nguồn vốn đầu tư, sơ bộ hiệu quả đầu tư… Để đáp ứng các yêu cầu trên, chủ đầu tư cần đặc biệt lưu ý đến công tác khảo sát thị trường, dự báo nhu cầu và địa điểm xây dựng, cụ thể như sau:

- Xác định mục tiêu đầu tư: Với mục tiêu đầu tư khác nhau thì phương án đầu tư cũng khác nhau về quy mô (công suất sức chứa, vốn đầu tư) và thời gian triển khai (đáp ứng nhu cầu cấp bách hay lâu dài). Khi mục tiêu nhất quán, chủ trương rõ ràng sẽ tạo điều kiện để triển khai các công việc tiếp theo, tránh thay đổi gây lãng phí nguồn lực và thời gian.

- Khảo sát thị trường: Trong quá trình xây dựng báo cáo đầu tư, chủ đầu tư, tư vấn lập báo cáo cần phải nghiên cứu kỹ về tình hình tăng trưởng kinh tế xã hội, thị trường tiêu thụ sản phẩm tránh trường hợp dự báo nhu cầu tiêu thụ sai hoặc quá lớn so với thực tế.

- Khảo sát địa điểm xây dựng: Với đặc thù kho xăng dầu phải đi kèm cảng biển, đòi hỏi diện tích lớn, xa khu dân cư, nên việc xem xét quy hoạch về đất đai cũng như các điều kiện địa hình địa chất phải được xem xét kỹ.

- Về công tác giải phóng mặt bằng: Để đảm bảo tiến độ giải phóng mặt bằng cần tăng cường công tác phối kết hợp tốt giữa chủ đầu tư với chính quyền địa phương.

4.1.2. Công tác lập tổng mức đầu tư và lập dự toán

Vai trò của chủ đầu tư và nhà thầu tư vấn thiết kế trong giai đoạn này rất quan trọng trong việc thiết lập chi phí đúng, đủ và chi tiết cho dự án.

TT Kho

So sánh chi phí các khâu của dự án

Dự toán công trình/tổng mức

đầu tư

Quyết toán công trình/dự toán

công trình

Quyết toán công trình/tổng mức

đầu tư 1 Kho Đình Vũ - giai đoạn 2 (mở rộng, 30.000m3) 1,00 0,94 0,94 2 Kho Chân Mây - giai đoạn 1 (xây mới, 7.000m3) 0,86 0,97 0,83 3 Kho Chân Mây - giai đoạn 2 (mở rộng, 50.000m3) 0,36 0,76 0,27 4 Kho Quảng Ngãi (xây mới, 7.000m3) 1,00 0,96 0,96 5 Kho Liên Chiểu (mở rộng, 12.000m3) 0,61 0,78 0,48 6 Kho Cần Thơ - giai đoạn 1 (xây mới, 10.000m3) 0,96 0,84 0,81 7 Kho Cần Thơ - giai đoạn 2 (mở rộng, 40.000m3) 0,7 0,93 0,65 8 Kho Nhà Bè - giai đoạn 2 (mở rộng, 50.000m3) 0,61 1,00 0,61 9 Kho Nhà Bè - giai đoạn 3 (mở rộng, 70.000m3) 0,99 0,97 0,96

10 Kho Cù Lao Tào (xây mới, 80.000m3) 0,96 0,80 0,77

Bảng 5. Hiệu quả quản lý chi phí chung của một số dự án xây dựng kho xăng dầu


42 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Chủ đầu tư cần nâng cao năng lực kiểm soát, thẩm định và cơ chế phối hợp giữa các đơn vị và cá nhân trong dự án. Chủ đầu tư cần bồi dưỡng, nâng cao năng lực của các cán bộ giám sát, quản lý dự án nhằm tránh sai sót như quản lý dự án chậm trễ, thay đổi kế hoạch thường xuyên. Chủ đầu tư cần phối hợp chặt chẽ với tư vấn thiết kế để tránh tình trạng truyền đạt sai, thiếu thông tin dẫn đến thiết kế sai. Đặc biệt, cần chú trọng lựa chọn nhà thầu tư vấn thiết kế có năng lực, kinh nghiệm, thực hiện đúng tiến độ công việc [5 - 7].

Tư vấn thiết kế cần lập dự toán chính xác theo yêu cầu, tránh trường hợp phải điều chỉnh thiết kế. Khâu thiết kế thường chỉ chiếm khoảng 5 - 10% chi phí trong gói thầu xây dựng, nhưng lại có ảnh hưởng đến hơn 70% chất lượng và hiệu quả công trình. Các đơn vị tư vấn thiết kế cần tăng cường công tác kiểm tra, quản lý chất lượng sản phẩm, giảm các chi phí không cần thiết, đồng thời cần cải tiến cách thức và điều kiện làm việc có hiệu quả hơn [5 - 7].

Quản lý chi phí phát sinh: Cần thống kê và tính toán cụ thể chi phí, khối lượng phát sinh để xác định được chi phí nào hay phát sinh ngay từ đầu và trong cả dự án. Đây là thông tin quan trọng để quản lý hiệu quả chi phí trong các dự án triển khai sau [5 - 7].

Xây dựng biểu đồ dự phòng thời gian phát sinh: Đối với dự án có thời gian xây dựng chậm hơn so với kế hoạch dự kiến và khởi công chậm, cần dự báo thời gian chậm tiến độ phổ biến (thời điểm mua bán vật liệu, thời điểm thiết bị nhập khẩu về đến Việt Nam, thời điểm khó khăn cho công tác xây dựng do ảnh hưởng của thời tiết...) kèm theo việc xác định chi phí dự phòng do chậm tiến độ [5 - 7].

4.2. Nhóm giải pháp cho giai đoạn triển khai xây dựng

4.2.1. Trách nhiệm của chủ đầu tư

Mục tiêu của chủ đầu tư là đảm bảo các dự án đã được phê duyệt phải thực hiện đúng tiến độ, không để xảy ra tình trạng dự án bị chậm tiến độ kéo dài (dẫn đến phát sinh chi phí do biến động giá nguyên vật liệu, duy trì bộ máy…). Để làm tốt việc này, chủ đầu tư cần tập trung vào các việc sau:

- Chủ đầu tư sát sao với công việc: Khi công trình có dấu hiệu chậm tiến độ, cần xác định đúng nguyên nhân gây chậm tiến độ, giải quyết kịp thời các công việc phát sinh, tránh tình trạng để tồn đọng, dẫn đến các công việc bị chồng chéo, khó xử lý.

- Chuẩn bị tốt các nguồn lực triển khai dự án: Ban quản lý dự án cần bố trí đủ cán bộ có năng lực, kinh nghiệm và trách nhiệm. Chuẩn bị tốt về tài chính để thực hiện việc cấp tạm ứng, giải ngân kịp thời, thanh quyết toán từng hợp đồng ngay khi các công việc được thanh lý.

4.2.2. Trách nhiệm của Ban quản lý dự án

Cán bộ thuộc Ban quản lý dự án giám sát công trình phải có năng lực và kinh nghiệm trong việc quản lý dự án xây dựng công trình, đặc biệt là dự án xây dựng kho xăng dầu (không quá coi nặng bằng cấp). Các dự án triển khai sau cần có sự kế thừa cán bộ kinh nghiệm từ các dự án triển khai trước để quản lý hiệu quả dự án. Ban quản lý dự án trực tiếp điều hành kho xăng dầu cần được thành lập ngay sau khi chủ trương được phê duyệt và tham gia ngay từ quá trình thiết kế kho, để tránh trường hợp không thống nhất dẫn đến thay đổi về thiết kế bản vẽ thi công.

Trong công tác quản lý chi phí cần đẩy mạnh việc áp dụng các phương pháp quản trị và sử dụng các công cụ quản lý hiện đại như: quản lý giá trị thu được (Earned value management), sử dụng các phần mềm quản lý dự án (CPM, Curse S, Microsoft project, Cendibuilding 2, Primavera…). Điều này cho phép Ban quản lý dự án có thể kiểm soát các đầu mục công việc và chi phí, tiết kiệm được thời gian và nâng cao hiệu quả quản lý hơn so với phương pháp truyền thống đang sử dụng (Sổ tay theo dõi, excel, hay so các hạng mục với hợp đồng đã ký).

4.2.3. Công tác quản lý về thi công xây dựng và phối hợp giữa các thành viên tham gia dự án

Xây dựng quy trình kiểm tra, giám sát, phối hợp chặt chẽ giữa Ban quản lý dự án, kiểm soát nội bộ, tư vấn giám sát với các nhà thầu... để kịp thời phát hiện sai sót, xử lý ngay các vấn đề phát sinh, đồng thời rút kinh nghiệm trong điều hành, quản lý dự án nói chung và quản lý chi phí nói riêng.

Việc kiểm tra, đôn đốc thường xuyên (thậm chí hàng ngày, hàng giờ) sẽ giúp nâng cao hiệu quả do Ban quản lý dự án nắm được khối lượng công việc cụ thể của nhà thầu và xử lý ngay nếu có phát sinh. Ngoài ra, cần có sự phối hợp nhịp nhàng giữa các bên liên quan, kiểm soát chặt chẽ các khâu, hạng mục công việc.

4.2.4. Đào tạo và học hỏi kinh nghiệm qua các dự án

Việc học hỏi kinh nghiệm từ các dự án trước giúp giảm chi phí cho các dự án tiếp theo (Đường cong học tập - Xây

PETROVIETNAM

43DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

dựng kho thứ hai có thể tiết giảm về thời gian và chi phí thông qua học tập kinh nghiệm của kho thứ nhất). Thông qua việc tổng kết, rút kinh nghiệm cho mỗi dự án, phân tích các vấn đề thường gặp và cách thức giải quyết... sẽ là tài liệu quan trọng để triển khai các dự án tiếp theo hiệu quả hơn.

5. Kết luận

Quản lý chi phí là vấn đề quan trọng trong quản lý dự án, góp phần quyết định hiệu quả kinh tế của một dự án. Các dự án xây dựng kho xăng dầu của PV OIL đều được quản trị tương đối tốt xét trên khía cạnh không có sự tăng đột biến về chi phí quyết toán so với dự toán được phê duyệt chính thức. Tuy nhiên trong quá trình triển khai thực hiện cho thấy có khả năng tiết giảm chi phí để dự án đạt hiệu quả cao hơn.

Các giải pháp để nâng cao hiệu quả quản lý chi phí cần được thực hiện đồng bộ và toàn diện trong tất cả các khâu của quản lý dự án. Việc áp dụng các phương pháp hay công cụ quản trị hiện đại sẽ giúp cho chủ đầu tư, ban quản lý dự án và các bên liên quan nắm được tiến độ, chi phí chính xác của từng hạng mục công trình để có các báo cáo, điều chỉnh phù hợp.


1. Donald Towey. Cost management of construction projects (1st Edition). Wiley-Blackwell. 2013.

2. Thủ tướng Chính phủ. Quản lý chi phí đầu tư xây dựng. Nghị định 32/2015/NĐ-CP. 25/3/2015.

3. Bộ Xây dựng. Hướng dẫn xác định và quản lý chi phí đầu tư xây dựng. Thông tư 06/2016/TT-BXD. 10/3/2016.

4. BIS. Guidelines for managing projects - How to organise, plan and control projects. Department for Business Innovation & Skills. 2010.

5. Bùi Ngọc Toàn. Quản lý dự án xây dựng giai đoạn thi công xây dựng công trình. Nhà xuất bản Xây dựng. 2008.

6. Đinh Tuấn Hải, Phạm Xuân Anh. Quản lý dự án trong giai đoạn xây dựng. Nhà xuất bản Xây dựng. 2013.

7. Đỗ Đình Đức, Bùi Mạnh Hùng. Quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình. Nhà xuất bản Xây dựng. 2013.

8. Lê Việt Trung và nnk. Đá nh giá hiệ u quả quả n lý chi phí và cá c giả i phá p để nâng cao hiệ u quả quả n lý chi phí trong cá c dự á n xây dự ng kho xăng dầ u thuộ c PVN. Viện Dầu khí Việt Nam. 2015.

Summary

On the basis of assessment of the construction process of petroleum depots from preparation stage and construction to project

handover works, the authors analyse the advantages and disadvantages in the process of managing construction expenses and propose

some solutions to improve the efficiency of petroleum depot investment and construction for Petrovietnam.

Key words: Petroleum depot, cost management.

Improving cost management effeciency in petroleum depot construction

Le Viet Trung, Nguyen Hong Diep, Tran Tien, Ha Thanh Hoa



AN TOÀN - MÔI TRƯỜNG DẦU KHÍ

44 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

1. Mở đầu

Phương pháp xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường dựa trên Hướng dẫn phân loại chỉ số nhạy cảm môi trường của NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration) [1], Hướng dẫn lập bản đồ nhạy cảm cho ứng phó dầu tràn của IPIECA (International Petroleum Industry Environmental Conservation Association) [2] và Hướng dẫn thiết lập chỉ số nhạy cảm môi trường, thứ tự ưu tiên và các bản đồ nhạy cảm/ưu tiên cho các trường hợp tràn dầu và lập kế hoạch ứng cứu tràn dầu của Na Uy [3].

Bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa do Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí (CPSE) thuộc Viện Dầu khí Việt Nam thực hiện. Nghiên cứu này sẽ xác định các thông tin về đặc điểm đường bờ, ven bờ và các nguồn tài nguyên kinh tế - xã hội tại khu vực ven biển có khả năng bị ảnh hưởng bởi sự cố tràn dầu, từ đường bờ đến vùng biển cách bờ 30km bao gồm các công trình của Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, khu vực đảo Hòn Mê và đảo Nẹ; khu vực trên đất liền tính từ bờ biển đến Quốc lộ 1A dọc theo 6 huyện ven biển gồm: Nga Sơn, Hậu Lộc, Hoằng Hóa, thị xã Sầm Sơn, Quảng Xương và Tĩnh Gia, đặc biệt là khu vực 5 cửa sông gồm các cửa Lạch Sung, Lạch Trường, Lạch Hới, Lạch Ghép và Lạch Bạng. Ngoài ra, nghiên cứu này cũng sẽ chỉ ra các khu vực bờ biển có khả năng bị ảnh hưởng do sự cố tràn dầu nhằm bổ sung cho Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu của tỉnh Thanh Hóa.

Các bước cơ bản để xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường cho tỉnh Thanh Hóa gồm:

XÂY DỰNG BẢN ĐỒ NHẠY CẢM MÔI TRƯỜNG VÀ BỔ SUNG KẾ HOẠCH ỨNG PHÓ SỰ CỐ TRÀN DẦU TỈNH THANH HÓA

Đinh Bá Phú, Thái Cẩm Tú, Lương Kim Ngân



Tóm tắt

Phát triển các bản đồ nhạy cảm môi trường là một trong các hoạt động chính trong quá trình lập kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu.

Bản đồ nhạy cảm môi trường của tỉnh Thanh Hóa được xây dựng dựa trên tiêu chuẩn quốc tế và cho thấy vùng bờ biển các huyện Nga

Sơn và Hậu Lộc, các vùng cửa sông Lạch Ghép, Lạch Hới và Lạch Bạng, vùng bảo vệ nghiêm ngặt của Khu bảo tồn biển Hòn Mê và Khu

vực bảo tồn giống thủy sản là các nơi có chỉ số nhạy cảm môi trường (ESI) rất cao. Kết quả của nghiên cứu sẽ giúp tỉnh Thanh Hóa nâng

cao hiệu quả công tác ứng phó sự cố tràn dầu.

Từ khóa: Bản đồ nhạy cảm môi trường, sự cố tràn dầu, tỉnh Thanh Hóa.

- Khảo sát và điều tra hiện trạng môi trường và các hoạt động kinh tế - xã hội;

- Thiết lập nguyên tắc xác định chỉ số nhạy cảm môi trường (Environmental Sensitivity Index - ESI) theo hướng dẫn của NOAA và các ESI áp dụng cho khu vực Đông Nam Á;

- Xác định ESI đường bờ theo hướng dẫn của NOAA;

- Xác định ESI khu vực gần bờ và tài nguyên thiên nhiên (trứng cá và cá con, cỏ biển, rạn san hô và bãi bùn…) cho từng lớp chuyên đề;

- Xác định ESI khu vực trên bờ và tài nguyên con người sử dụng cho từng lớp chuyên đề;

- Xây dựng các bản đồ số đơn tính theo từng tiêu chí với sự hỗ trợ của phần mềm bản đồ GIS;

- Sử dụng phần mềm Mapinfo và chương trình ESI Maps tích hợp các lớp bản đồ để xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường.

2. Xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa

Trên cơ sở số liệu thu thập từ khảo sát thực địa và làm việc với địa phương, nhóm tác giả đã phân loại, đánh giá, xử lý số liệu để tạo nên các lớp bản đồ chuyên đề như: đường bờ, nông nghiệp, nuôi trồng thủy sản, tài nguyên rừng, di tích lịch sử - du lịch… Các lớp bản đồ chuyên đề được xây dựng làm nguồn cơ sở dữ liệu cho việc xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường gồm các lớp dạng điểm, dạng đường và dạng vùng (Bảng 1).

Các lớp bản đồ chuyên đề này được chồng lớp để tạo bản đồ nhạy cảm môi trường hoàn chỉnh bằng phần mềm


PETROVIETNAM

45DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

ESI Maps. Nguyên tắc xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa thể hiện trong Hình 1.

Kết quả khảo sát đường bờ và môi trường tự nhiên và kinh tế - xã hội cùng với phân tích ảnh vệ tinh và đánh giá biến động địa chất, diễn biến đường bờ và lớp phủ thực

vật, đường bờ trên địa bàn tỉ nh Thanh Hóa được thể hiện trong Bảng 2.

Đối với các lớp tài nguyên gần bờ và trên bờ, nhóm tác giả đã nhận diện các loại tài nguyên có khả năng bị tác động do dầu tràn và đánh giá chỉ số ESI cho các tài

x

x

iyFSIV

i

Iy

j

IDij

1

)(

1 )(

ESI San hô

Phân loại đường bờ

ESI Đường bờg b

………………

Khảo sát thực địa Chương trình ESIMAP Phần mềm MAPINFO

Phân loại tài nguyên

gần bờ

Phân loại tài nguyên

trên bờ

ESI đường bờ

ESI san hô

Các lớp bản đồ phụ trợ

Bản đồ nhạy cảm môi trường đã xử lý

Bản đồ nhạy cảm môi trường

In ấn

Bản đồ nhạy cảm môi trường (dạng thô)

Các lớp chồng nhau

ESI bãi cá

ESI NTTS

Lớp dạng đường Lớp dạng vùng Lớp dạng điểm

- Lớp đường bờ; - Lớp giao thông; - Lớp sông ngòi; - Lớp địa hình; - Lớp ranh giới; - Tuyến hàng hải, du lịch.

- Lớp nông nghiệp; - Lớp diêm nghiệp; - Lớp nuôi trồng thủy sản; - Lớp dân cư; - Lớp khu công nghiệp; - Lớp rừng; - Lớp khu du lịch; - Lớp khu bảo tồn; - Lớp địa mạo; - Lớp thảm thực vật; - Lớp cá nổi vụ Bắc.

- Lớp cá nổi vụ Nam; - Lớp cá tầng đáy; - Lớp bãi tôm vụ Bắc; - Lớp bãi tôm vụ Nam; - Lớp mực vụ Bắc; - Lớp mực vụ Nam; - Lớp trứng cá - cá con; - Lớp san hô; - Lớp rong biển; - Lớp khu du lịch.

- Các loài thủy sinh quý hiếm; - Vị trí tiếp cận đường bờ; - Vị trí neo đậu tàu, thuyền; - Đồn biên phòng; - Cảng, bến thủy, sân bay, khu công nghiệp; - Bãi tắm, khu du lịch, khu di tích; - Bệnh viện, sở cứu hỏa, bãi thải.

Bảng 1. Các lớp chuyên đề của bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa

Hình 1. Nguyên tắc xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa

TT Kiểu đường bờ của tỉnh Thanh Hóa

Theo phân loại NOAA Mô tả

Đường bờ biển 1 1A Đường bờ đá lộ 2 3A Kiểu đường bờ cát hạt mịn

3 1B Kiểu đường bờ nhân tạo 4 9C Kiểu đường bờ bãi triều 5 10D Kiểu đường bờ rừng ngập mặn

Đường bờ cửa sông 6 1B Đường bờ nhân tạo 7 9B Đường bờ thấp phủ thực vật

Bảng 2. Kết quả xác định đườ ng bờ của tỉ nh Thanh Hóa


46 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

nguyên của từng lớp. Đặc điểm một số lớp chính của lớp tài nguyên gần bờ và trên bờ như sau:

2.1. Tài nguyên gần bờ

- Khu bảo tồn biển Hòn Mê

Tỉnh Thanh Hóa đã có quy hoạch Khu bảo tồn biển Hòn Mê tuân theo Quy chế quản lý các khu bảo tồn biển Việt Nam có tầm quan trọng quốc gia và quốc tế (Nghị định số 57/2008/NĐ-CP ngày 2/5/2008 của Chính phủ). Các phân vùng chức năng của Khu bảo tồn biển Hòn Mê được thể hiện trong Bảng 3.

Chỉ số ESI của Khu bảo tồn biển Hòn Mê được xác định như sau: chỉ số nhạy cảm vùng bảo vệ nghiêm ngặt (ESI = 6); chỉ số nhạy cảm vùng phục hồi sinh thái (ESI = 5); chỉ số nhạy cảm vùng phát triển (ESI = 4); chỉ số nhạy cảm vành đai bảo vệ (ESI = 3).

- Nguồn lợi san hô: San hô phân bố chủ yếu ở phía Tây đảo Hòn Mê, xung quanh Hòn Bung, Hòn Miệng và Hòn Sập. Đặc biệt, đảo Hòn Mê có nhóm san hô tạo rạn đang phát triển, có ý nghĩa quan trọng về kinh tế, khoa học. Chỉ số ESI của khu vực có san hô tại đảo Hòn Mê được xác định từ 5 - 6.

- Nguồn lợi rong biển: Nghiên cứu xác định được 15 loài rong biển thuộc 8 bộ, 8 họ và 3 ngành phân bố vùng dưới triều xung quanh khu vực đảo Hòn Mê. Chỉ số ESI của khu vực có rong biển được xác định là 5.

- Nguồn lợi thủy sản: Thủy sản trên vùng biển tỉnh Thanh Hóa đa

dạng về số loài, đa dạng nhất là nhóm cá biển với 279 loài (bao gồm cả cá sống trong và ngoài rạn san hô); nhóm thực vật phù du với 250 loài; 2 nhóm động vật phù du và động vật đáy có số loài lần lượt là 99 và 88 [4]. Chỉ số ESI nguồn lợi thủy sản tại vùng biển tỉnh Thanh Hóa có giá trị từ 3 - 6.

- Nguồn lợi trứng cá và cá con:

Dựa vào đặc điểm nguồn lợi thủy sản ở vùng biển ven bờ Thanh Hóa, tỉ nh Thanh Hó a đã xem xé t đề xuấ t xây dự ng khu vự c bảo vệ nguồn giống thủy sản ở vùng biển của tỉnh gồ m: Vùng lõi của khu vực bảo vệ nguồn giống thủy sản là khu vực có mật độ phân bố cá con cao nhất, gồm Lạch Sung - Hòn Nẹ và Lạch Hới - Lạch Ghép [5], chỉ số ESI các khu vực này là 4. Vùng đệm của khu vực Lạch Sung - Hòn Nẹ và Lạch Hới - Lạch Ghép là vùng tiếp giáp và mở rộng từ vùng lõi [5], chỉ số ESI là 3.

2.2. Tài nguyên trên bờ

- Rừng ngập mặn

Hệ sinh thái rừng ngập mặn phân bố chủ yếu ở khu vực cửa sông Lèn thuộc huyện Nga Sơn (374,5ha) và Hậu Lộc (164ha). Các khu vực khác thảm thực vật ngập mặn thưa thớt và thường phân bố ở các bãi bồi ven sông như: Lạch Trường, Lạch Ghép và Lạch Bạng [6]. Kết quả nghiên cứu cho thấy, chỉ số ESI của rừng ngập mặn tại khu vực ven biển huyện Nga Sơn và Hậu Lộc là 6, tại khu vực cửa Lạch Hới (huyện Hoằng Hóa) là 5 và tại cửa Lạch Bạng và Lạch Ghép thuộc huyện Tĩnh Gia là 4.

TT Vùng chức năng Tổng diện tích (ha) Trong đó

Diện tích mặt nước (ha) Diện tích đảo (ha)

1 Vùng bảo vệ nghiêm ngặt 674 662,1 11,9

2 Vùng phục hồi sinh thái 1.070 994,4 75,6

3 Vùng phát triển 4.956 4.506,0 450,0

Tổng 6.700 6.162,5 537,5

Bảng 3. Diện tích các vùng chức năng của Khu bảo tồn biển Hòn Mê

Hình 2. Bản đồ nhạy cảm môi trường huyện Nga Sơn

PETROVIETNAM

47DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

- Cửa sông

Thanh Hóa có 5 cử a sông gồ m: Lạch Sung (huyện Nga Sơn), Lạch Trường (huyện Hậu Lộc), Lạch Hới (thị xã Sầm Sơn), Lạch Ghép (huyện Quảng Xương) và Lạch Bạng (huyện Tĩnh Gia).

Các cửa sông Lạch Sung, Lạch Hới và Lạch Ghép đang nằm trong khu vực được đề xuất là khu bảo tồn nguồn giống thủy sản của tỉnh Thanh Hóa. Cửa sông Lạch Trường có bãi triều rộng lớn và đang phát triển hoạt động nuôi ngao ven biển của địa phương; cửa Lạch Bạng là nơi lưu đậu tàu thuyền tránh bão.

Kết quả nghiên cứu cho thấy chỉ số ESI của khu vực cửa Lạch Sung là 6, Lạch Trường là 5, Lạch Hới là 6, Lạch Ghép là 6 và Lạch Bạng là 4.

- Dân cư

Đa số cá c khu dân cư ở khu vực ven biển tỉnh Thanh Hóa cách bờ biển khoảng 200 - 500m và tập trung phí a sau dải rừng phòng hộ phi lao ven biển. Người dân sử dụng nước ngầm làm nguồn nước sinh hoạt. Các làng chài, khu vực nuôi trồng thủy sản và kinh doanh du lịch sẽ bị ảnh hưởng khi xảy ra sự cố tràn dầu. Chỉ số ESI đối với các khu dân cư ven biển có giá trị từ 3 - 4.

- Nuôi trồng thủy sản

Hoạt động đánh bắt và nuôi trồng thủy sản ven bờ bị ảnh hưởng trực tiếp bởi sự cố tràn dầu. Các loài thủy sản (tôm, ngao và cá) khi tiếp xúc với dầu tràn sẽ bị nhiễm độc và chết. Nguồn nước biển bị nhiễm dầu sẽ ảnh hưởng đến các ao nuôi thủy sản nước lợ. Hoạt động đánh bắt thủy sản gần bờ sẽ bị tác động trực tiếp do công

Hình 3. Bản đồ nhạy cảm môi trường huyện Hậu Lộc

Hình 4. Bản đồ nhạy cảm môi trường huyện Hoằng Hóa

Hình 5. Bản đồ nhạy cảm môi trường thị xã Sầm Sơn


48 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

tác làm sạch đường bờ. Phụ thuộc vào mức độ ảnh hưởng và khả năng bị ảnh hưởng bởi dầu tràn, chỉ số ESI đối với các khu vực nuôi trồng thủy sản ven biển tỉnh Thanh Hóa có giá trị từ 3 - 5.

- Khu du lịch, bãi tắm và di tích lịch sử văn hóa phục vụ phát triển du lịch

Bờ biển tỉ nh Thanh Hóa có nhiều bãi biển dài, độ dốc thoải, cát mịn như: Sầm Sơn, Hải Tiến, Hải Hoà.... cùng nhiều thắng cảnh Hòn Trống Mái, đền Độc Cước, đền Cô Tiên...

Hiện nay, đoạn bờ biển khu vực thị xã Sầm Sơn đang thay đổi lớn do hoạt động đầu tư phát triển du lịch. Các bãi biển khác gần như vẫn giữ nguyên vẻ hoang sơ hoặ c đang được đầu tư xây dựng như bã i biể n Hải Tiến, Hải Hòa…

Dựa vào các tiêu chí xác định chỉ số ESI đố i vớ i tà i nguyên con ngườ i sử dụ ng, chỉ số ESI củ a cá c bã i tắ m/khu du lị ch tạ i khu vực nghiên cứu có giá trị từ 3 - 5.

- Cảng biển

Các cảng biển phục vụ phát triển công nghiệp gồm: cảng chuyên dụng của Nhà máy Xi măng Nghi Sơn, cảng tổng hợp Nghi Sơn, cảng của Nhà máy Nhiệt điện Nghi Sơn và cảng của Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn. Chỉ số ESI các cảng này là 4.

Cảng Lễ Môn thuộc xã Quảng Hưng, thành phố Thanh Hóa và cảng Quảng Châu thuộc xã Quảng Châu, huyện Quảng Xương là 2 cảng sông lớn phục vụ hoạt động xuất nhập hàng hóa. Chỉ số ESI là 3.

Ngoài ra, tỉnh Thanh Hóa còn có các cảng cá như Hòa Lộc, Lạch Bạng và một số cảng nhỏ khác với chỉ số ESI là 2.

- Vị trí lấy nước phụ c vụ phát triển công nghiệ p

Tại khu vực nghiên cứu, chỉ có 2 vị trí lấy nước phục vụ hoạt động phát triển công nghiệp là điểm lấy nước làm mát của Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn và Nhà máy Nhiệt điện Nghi Sơn. Chỉ số ESI của vị trí này là 4.

- Phát triển nông nghiệp

Hoạt động canh tá c nông nghiệp của tỉnh Thanh Hóa nằm sâu trong nội đồng và sử dụng nguồ n nước ngọt, vì thế không bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố dầu tràn. Chỉ số ESI của lớp nông nghiệp trong khu vực ven biển là 2.

- Diêm nghiệp

Hình 6. Bản đồ nhạy cảm môi trường huyện Quảng Xương

Hình 7. Bản đồ nhạy cảm môi trường huyện Tĩnh Gia

QĐHoàng

Sa

Hình 8. Sơ đồ vị trí các kịch bản tràn dầu được mô hình hóa

Hình 9. Xác suất dầu tràn ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa giai đoạn

từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau

PETROVIETNAM

49DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Tỉnh Thanh Hóa có khoảng 238ha làm muối, sản lượng đạt 16.532 tấn và năng suất bình quân đạt 58,4 tấn/ha. Khu vực làm muối chủ yếu tập trung ở các khu vực như: xã Hải Lộc (78ha), xã Hòa Lộc (51ha) thuộc huyện Hậu Lộc, xã Hải Châu (72ha), xã Hải Bình (10ha) thuộc huyện Tĩnh Gia [6]. Do sử dụng nước biển, nên hoạt động diêm nghiệp bị ảnh hưởng rất nghiêm trọng khi nguồn nước biển bị nhiễm dầu. Chỉ số ESI của lớp diêm nghiệp ở mức 4.

Kết quả Bản đồ nhạy cảm môi trường cho từng huyện ven biển tỉnh Thanh Hóa thể hiện trong Hình 2 - 7.

3. Xác định các khu vực bị tác động do

sự cố tràn dầu trên địa bàn tỉnh Thanh

Hóa

Để đánh giá khả năng bị tác động bởi sự cố tràn dầu đối với các vùng ven biển của tỉnh Thanh Hóa, nghiên cứu này đã sử dụng mô hình Oilmap để mô phỏng các sự cố tràn dầu có khả năng xảy ra cao trên vùng biển của tỉnh để dự báo các hướng lan truyền dầu tràn. Các kịch bản sự cố tràn dầu được giả định ở mức độ từ cấp 1 - 3 (Bảng 4). Sơ đồ vị trí giả định xảy ra sự cố tràn dầu thể hiện trong Hình 8. Kết quả tổng hợp khả năng các khu vực ven biển bị tác động do các sự cố tràn dầu được thể hiện trong Hình 9 - 12.

QĐHoàng

Sa

Kịch bản Vị trí sự cố Hệ WGS84 Lượng dầu tràn

giả định Loại dầu

Vĩ độ (N) Kinh độ (E)

1

Cảng xuất sản phẩm 19°21' 48,5"N 105°47' 39,68"E

20 tấn Diesel 2 20 tấn FO 3 414 tấn Diesel 4 486 tấn FO 5 1.658 tấn Diesel 6 1.943 tấn FO 7

SPM 19°21' 4,40"N 106° 5' 57,57"E 20 tấn (12 giờ) Dầu thô

8 500 tấn (12 giờ) Dầu thô 9 7.500 tấn (12 giờ) Dầu thô

10 Sự cố va đâm tàu - tuyến hàng hải vào cảng Nghi Sơn 19° 2' 10,16"N 106°38' 17,19"E 110 tấn (tràn tức thời) FO

11 Sự cố va đâm tàu - tuyến hàng hải vào cảng Vũng Áng 18°24' 33,34"N; 106°30' 52,24"E 110 tấn (tràn tức thời) FO

12 Sự cố va đâm tàu - tuyến hàng hải vào cảng Đình Vũ (Hải Phòng) 20°25' 0,18"N 107° 4' 44,16"E 110 tấn (tràn tức thời) FO

Bảng 4. Các kịch bản sự cố tràn dầu trên vùng biển tỉnh Thanh Hóa

Hình 10. Xác suất dầu tràn ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa giai đoạn từ tháng 5 đến tháng 9

QĐHoàng

Sa

Hình 11. Xác suất dầu tràn ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa vào thời kỳ chuyển mùa - tháng 4


50 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

4. Kết luận

Bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa được xây dựng phù hợp với các tiêu chuẩn quốc tế (NOAA, IPIECA) và quy định của Việt Nam, trên cơ sở xác định ESI cho khu vực ven biển theo từng lớp chuyên đề. Kết quả nghiên cứu cho thấy các khu vực có mức độ nhạy cảm môi trường rất cao và cũng là các khu vực cần ưu tiên bảo vệ khi xảy sự cố tràn dầu gồm: khu vực ven biển từ huyện Nga Sơn đến huyện Hậu Lộc; các cửa sông Lạch Ghép, Lạch Hới và Lạch Bạng; khu bảo tồn giống thủy sản; vùng bảo vệ nghiêm ngặt của Khu bảo tồn biển Hòn Mê. Các khu vực có mức độ nhạy cảm môi trường từ trung bình cao đến cao gồm: vùng phục hồi sinh thái và vùng phát triển của Khu bảo tồn biển Hòn Mê; ven biển thị xã Sầm Sơn; Khu du lịch sinh thái Biện Sơn thuộc huyện Tĩnh Gia.

Khả năng các khu vực ven biển Thanh Hóa có thể chịu ảnh hưởng do sự cố tràn dầu đã được đánh giá qua các mô hình lan truyền dầu theo các kịch bản điển hình trong suốt 12 tháng/năm. Kết quả dự báo từ mô hình cho thấy:

− Đối với sự cố tại cảng xuất sản phẩm của Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn: xác suất ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa trong 12 tháng là 100%, thời gian dầu vào bờ ngắn nhất là 1 - 2 giờ và khu vực có khả năng bị ảnh hưởng lớn nhất là các huyện Tĩnh Gia và Quảng Xương;

− Đối với sự cố tại SPM Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn: chỉ có tháng 11 là dầu không dạt vào bờ biển tỉnh Thanh Hóa, các tháng còn lại xác suất ảnh hưởng đến bờ biển là 100%, thời gian ngắn nhất dầu vào bờ là 33 - 57,2 giờ và khu vực có khả năng bị ảnh hưởng lớn nhất là đảo Hòn Mê và các huyện Tĩnh Gia và Quảng Xương;

− Đối với sự cố va đâm tàu trên các tuyến hàng hải: phụ thuộc vào vị trí xảy ra sự cố, xác suất ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa

QĐHoàng

Sa

Hình 12. Xác suất dầu tràn ảnh hưởng đến bờ biển tỉnh Thanh Hóa vào thời kỳ chuyển mùa - tháng 10

là từ 87 - 100%, thời gian ngắn nhất dầu vào bờ là 111 - 154 giờ.

Kết quả nghiên cứu này là cơ sở khoa học quan trọng giúp tỉnh Thanh Hóa bổ sung vào Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu, từ đó góp phần nâng cao hiệu quả của công tác ứng phó sự cố tràn dầu nói riêng và quản lý môi trường ở địa phương nói chung.

Để đảm bảo tính ứng dụng, bản đồ nhạy cảm môi trường tỉnh Thanh Hóa cần được cập nhật khi có sự thay đổi đáng kể dữ liệu tại các lớp chuyên đề và/hoặc với tần suất 5 năm/lần theo cập nhật hiện trạng sử dụng đất của địa phương.


1. National Oceanic and Atmostpheric Administration (NOAA). Environmental sensitivity index guidelines version 3.0. 2002.

2. International Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA). Sensitivity mapping for oil spill response. 2012.

3. RC Consultants. Chỉ số nhạy cảm môi trường, phân loại ưu tiên và các bản đồ nhạy cảm/phân loại cho các trường hợp tràn dầu và kế hoạch ứng cứu sự cố. 1998.

4. Trung tâm Tư vấn, Chuyển giao Công nghệ, Nguồn lợi Thủy sinh và Môi trường. Báo cáo nghiên cứu và đánh giá nguồn lợi sinh học vùng biển tỉnh Thanh Hóa. 2015.

5. Lê Đức Giang. Nghiên cứ u cơ sở khoa họ c cho việ c bả o vệ nguồ n lợ i cá ở vù ng biể n Thanh Hó a. Viện Nghiên cứu Hải sản. 2014.

6. Sở Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn tỉnh Thanh Hóa. Báo cáo tổ ng hợ p phục vụ công tác xây dựng bản đồ nhạy cảm môi trường. 2015.

7. Nguyễn Đắc Vệ và nnk. Xây dựng bản đồ hiện trạng phân bố các hệ sinh thái ở khu vực ven biển tỉnh Thanh Hóa. Viện Môi trường và Tài nguyên. 2013.

8. Pedro Walfi r M.Souza Filho, Maria Thereza Ribeiro da Costa Prost, Fernando Pellon de Miranda, Maria Emília Cruz Sales,

PETROVIETNAM

51DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Summary

Making environmental sensitivity index maps is one of the key activities in the oil spill response planning process. The environmental

sensitivity index map was established for Thanh Hoa province in accordance with international standards and shows that the coastal

areas of Nga Son and Hau Loc districts, the estuary regions of Lach Ghep, Lach Hoi and Lach Bang, the strictly protected areas of Hon Me

marine preservation zone and the aquatic breeding preservation zone are areas with very high environmental sensitivity index (ESI). The

resutls of the study will enhance the efectiveness of Thanh Hoa oil spill response plan.

Key words: Environmental Sensitivity Index Map, oil spill, Thanh Hoa Province.

Establishing the environmental sensitivity index map and supplementing the oil spill response plan of Thanh Hoa province

Dinh Ba Phu, Thai Cam Tu, Luong Kim Ngan



Heloisa Vargas Borges, Francisco Ribeiro da Costa, Edson Faria de Almeida, Wilson da Rocha Nascimento Junior. Environmental sensitivity index (ESI) mapping of oil spill in the Amazon coastal zone: The PIATAM Mar project. Brazilian Journal of Geophysics. 2009; 27(1): p. 7 - 22.

9. Liên đoàn Bản đồ Địa chất miền Nam. Báo cáo diễn biến địa mạo đường bờ và xác định loại đường bờ chi tiết dọc theo ven biển tỉnh Thanh Hóa. 2014.

10. Sở Tài nguyên và Môi trường tỉnh Thanh Hóa. Báo cáo nghiên cứu hiện trạng hệ động thực vật vùng ven biển tỉnh Thanh Hóa. 2013.

11. Tổ ng cụ c Thủ y sả n. Bá o cá o tổ ng hợ p Quy hoạ ch chi tiế t khu bả o tồ n biể n Hò n Mê. 2013.

12. Sở Tài nguyên và Môi trường tỉnh Thanh Hóa. Cơ sở dữ liệu tài nguyên môi trường biển tỉnh Thanh Hóa. 2015.

13. Sở Tài nguyên và Môi trường tỉnh Thanh Hóa. Điều kiện tự nhiên và tài nguyên sinh vật tại đảo Hòn Mê - tỉnh Thanh Hóa định hướng phát triển kinh tế - xã hội. 2013.

14. UBND tỉnh Thanh Hóa. Kế hoạch ứng phó biến đổi khí hậu của tỉnh Thanh Hóa 2011 - 2015. 2012.

15. Sở Tài nguyên và Môi trường tỉnh Thanh Hóa. Kế hoạch ứng phó sự cố tràn dầu tỉnh Thanh Hóa. 2014.

16. UBND huyện Hậu Lộc. Niên giám thống kê năm 2014 huyện Hậu Lộc. 2014.

17. UBND huyện Hoằng Hóa. Niên giám thống kê năm 2014 huyện Hoằng Hóa. 2014.

18. UBND huyện Quảng Xương. Niên giám thống kê năm 2014 huyện Quảng Xương. 2014.

19. UBND huyện Nga Sơn. Niên giám thống kê năm 2014 huyện Nga Sơn. 2014.

20. UBND huyện Tĩnh Gia. Niên giám thống kê năm 2014 huyện Tĩnh Gia. 2014.

21. UBND thị xã Sầm Sơn. Niên giám thống kê năm 2014 thị xã Sầm Sơn. 2014.

22. Cục Thống kê tỉnh Thanh Hóa. Niên giám thống kê tỉnh Thanh Hóa 2015. 2016.

23. Bộ Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn. Công bố danh mục các loài thủy sinh quý hiếm có nguy cơ tuyệt chủng ở Việt Nam cần được bảo vệ, phục hồi và phát triển. Quyết định số 06/VBHN-BNNPTNT. 27/4/2015.

24. Bộ Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn. Danh mục khu vực cấm khai thác thủy sản có thời hạn trong năm. Thông tư số 89/2011/TT-BNNPTNT. 29/12/2011.

25. UBND tỉnh Thanh Hóa. Xây dựng cơ sở dữ liệu tài nguyên nước tỉnh Thanh Hóa - chuyên đề 3. 2010.

52 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


1. Giới thiệu

Thái Lan là quốc gia tiêu thụ năng lượng đứng thứ 20 trên thế giới [1], chiếm khoảng 0,93% tổng mức tiêu thụ năng lượng toàn cầu trong năm 2016 với tốc độ tăng trưởng trung bình đạt khoảng 5,58%/năm trong giai đoạn từ 1990 - 2016. Trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng của Thái Lan, tỷ trọng dầu mỏ giảm dần từ mức 65% xuống 48% trong khi khí thiên nhiên tăng từ 19% lên gần 35%, than đá duy trì ở mức 14% và tỷ trọng các dạng năng lượng tái tạo tăng dần từ năm 2004 đến nay.

Khí thiên nhiên bắt đầu được khai thác ở Thái Lan từ năm 1981. Chỉ sau 10 năm, sản lượng khí của Thái Lan đã đạt mức 8,6 tỷ m3 và nhanh chóng tăng lên mức 41,6 tỷ m3 trong năm 2014. Mặc dù sản lượng khí bắt đầu sụt giảm nhưng trong năm 2016, Thái Lan đứng thứ 21 trên thế giới về sản lượng khí thiên nhiên và thứ 41 về trữ lượng xác minh (206 tỷ m3). Khí thiên nhiên đang được sử dụng chủ yếu để phát điện nhưng có xu hướng giảm dần trong một thập kỷ trở lại đây.

Khí thiên nhiên được khai thác từ các mỏ ngoài khơi khu vực vịnh Thái Lan gồm: Unocal (Erawan), Arthit, Bongkot, Pailin, Khu vực khai thác chung Malaysia - Thái Lan (MT - JDA) và chỉ đáp ứng được khoảng 80% tổng nhu cầu khí trong nước (Hình 2). Vì vậy, từ rất sớm Thái Lan đã phải nhập khẩu khí qua đường ống (PNG) từ Myanmar (các mỏ Yadana, Yetagun, Zawtika) và gần đây là khí

GIỚI THIỆU CƠ CHẾ ĐỊNH GIÁ KHÍ THIÊN NHIÊN TẠI THÁI LANLê Hoàng Linh1, Đoàn Tiến Quyết1, Nguyễn Thu Hà1

Lưu Đình Quỳnh Giang2 1Viện Dầu khí Việt Nam2Tổng công ty Khí Việt Nam - CTCP


Tóm tắt

Sau hơn 35 năm phát triển ngành công nghiệp khí, công tác quản lý thị trường khí ở Thái Lan dần được hoàn thiện với việc áp

dụng cơ chế trộn giá nhằm ổn định giá khí, đưa được các nguồn khí chi phí cao vào sử dụng và giảm bớt các rủi ro cho các hộ tiêu thụ.

Bài báo phân tích các nhân tố giúp Thái Lan triển khai thành công việc quản lý và định giá khí thiên nhiên trên thị trường.

Từ khóa: Khí thiên nhiên, cơ chế quản lý, trộn giá khí, Thái Lan.

thiên nhiên hóa lỏng (LNG). Trong năm 2012, Công ty Dầu khí Quốc gia Thái Lan (PTT) đã ký hợp đồng nhập khẩu LNG kéo dài 20 năm với Qatargas và gần đây nhất là các thỏa thuận với Shell và BP để cung ứng thêm khoảng 1 triệu tấn LNG/năm. Theo dự báo [2], thị trường khí của Thái Lan sẽ bắt đầu thiếu hụt từ năm 2018 khi nhu cầu khí vượt quá nguồn cung trong nước và LNG nhập khẩu, đồng thời sản lượng trong nước tiếp tục suy giảm và có thể sẽ cạn kiệt vào năm 2034. LNG sẽ tiếp tục là nguồn cung khí quan trọng khi Thái Lan dự kiến mở rộng công suất cảng nhập LNG tại Map Ta Phut lên 11,5 triệu tấn/năm vào năm 2019, đồng thời Thái Lan sẽ phải tìm cách hợp tác với Campuchia để phát triển nguồn khí tại khu vực chồng lấn giữa 2 nước.

Về cơ sở hạ tầng, Thái Lan sở hữu mạng lưới đường ống dẫn khí để đưa khí khai thác ngoài khơi tới miền Trung và Nam Thái Lan. Một số đường ống thu gom và phân phối khí do các công ty nước ngoài sở hữu nhưng hệ thống đường ống thu gom và vận chuyển chính vẫn thuộc quyền quản lý và điều hành của PTT. Với việc nguồn khí từ các mỏ ngoài khơi vịnh Thái Lan đang suy giảm, PTT sẽ phải tập trung vào nguồn LNG và cơ sở hạ tầng liên quan. Ngoài ra, PTT cũng cần có kế hoạch xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu khí trong trường


-

20

40

60

80

100

120

140

Triệ

u tấ

n dầ

u qu

y đổ

i (M

toe)

Dầu mỏ Khí thiên nhiên Than Thủy điện Năng lượng tái tạo

Hình 1. Cơ cấu tiêu thụ năng lượng của Thái Lan giai đoạn 1990 - 2016

PETROVIETNAM

53DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

hợp công suất điện than và năng lượng tái tạo không phát triển theo dự kiến.

Về nhu cầu, khí thiên nhiên chủ yếu được cung ứng cho khu vực miền Trung và phía Nam Thái Lan (khoảng 97%). PTT là đầu mối thu mua khí duy nhất từ thượng nguồn và bán trực tiếp cho các khách hàng gồm: Công ty Điện lực Quốc gia Thái Lan (EGAT), các nhà máy điện tư nhân (IPPs/SPPs), các nhà máy xử lý khí (GSPs), phương tiện giao thông sử dụng khí thiên nhiên (NGV), các nhà máy hóa dầu và hộ tiêu thụ công nghiệp.

Mặc dù trong năm 2015, giá khí đến hộ tiêu thụ cuối cùng đã giảm 18% trong lĩnh vực điện và 50% trong lĩnh vực công nghiệp nhưng tổng nhu cầu khí chỉ tăng 3%. Điều này do tốc độ tăng trưởng kinh tế thấp và sự cạnh tranh của các loại nhiên liệu thay thế trong lĩnh vực phát điện và công nghiệp.

2. Quản lý ngành công nghiệp khí của

Thái Lan

Công tác quản lý nhà nước đối với hoạt động của ngành công nghiệp khí Thái Lan, đặc biệt là trong vấn đề định giá khí đến các hộ tiêu thụ cuối cùng được tổ chức thực hiện đồng bộ với sự tham gia của Chính phủ/Hội đồng Chính sách Năng lượng Quốc gia (NEPC), Bộ Năng lượng (MoE) và Ủy ban Điều tiết Năng lượng (ERC). PTT chỉ hoạt động kinh doanh thuần túy và không tham gia vào hoạt động quản lý nhà nước (Hình 4).

Ở cấp quyết định chính sách, NEPC là cơ quan tham mưu tối cao trong lĩnh vực năng lượng của Thái Lan, chịu trách nhiệm tư vấn các chính sách năng lượng và kế hoạch quản lý phát triển năng lượng cho Chính phủ. NEPC quy định giá các loại năng lượng đồng thời theo dõi, giám sát, cộng tác, hỗ trợ và xúc tiến hoạt động của các tổ chức có quyền hạn và trách nhiệm liên quan đến lĩnh vực năng lượng;

Ở cấp giám sát, MoE chịu trách nhiệm triển khai thực hiện chính sách và quản lý chủ yếu EPPO và DMF;

Ở cấp độ phát triển chính sách, EPPO chịu trách nhiệm quản trị và xây dựng các chính sách, kế hoạch năng lượng phục vụ sự phát triển bền vững của quốc gia đồng thời quản lý các doanh nghiệp nhà nước liên quan đến năng lượng, thiết lập cước phí đường ống, là cơ quan phân tích và tư vấn chính sách năng lượng quan trọng của Thái Lan. Cũng tại cấp độ này, ERC có vai trò quan trọng vì đây là cơ quan giám sát độc lập và tách biệt hoàn toàn khỏi hệ thống chính sách, hoạt động nhằm mục tiêu đảm bảo sự công bằng giữa người tiêu dùng, nhà sản xuất và các nhóm lợi ích khác có liên quan. ERC còn có trách nhiệm ngăn ngừa lạm dụng sức mạnh độc quyền,

26,7%

19,5%

10,6%

6,8%4,9%6,7%

7,8%

8,5%

4,3%4,3%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

Trong nước Nhập khẩu

Zawtika

Yetagun

Yadana

LNG

Khác

Arthit

Pailin

JDA

Bongkot

Erawan

Hình 2. Cơ cấu nguồn cung khí thiên nhiên của Thái Lan 2016.

Nguồn: Energy Statistics of Thailand, EPPO - 2017

Hình 3. Sơ đồ hệ thống đường ống và nhà máy xử lý khí của Thái Lan. Nguồn: PTT

54 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


cấp phép cho các tổ chức hoạt động trong lĩnh vực năng lượng, điều tiết việc phân phối điện, giám sát về mặt kỹ thuật và an toàn trong vận hành hoạt động.

Trong mô hình tổ chức công nghiệp khí của Thái Lan (Hình 5), khâu thượng nguồn chủ yếu dựa vào sự đầu tư và hoạt động cạnh tranh của các nhà đầu tư nước ngoài (chủ yếu trên cơ sở hợp đồng tô nhượng); khâu trung và hạ nguồn được tổ chức tập trung với vai trò nổi trội của PTT; lĩnh vực điện giữ vai trò quan trọng trong sự phát triển của thị trường khí; dự báo và quy hoạch phát triển khí và điện luôn được xem xét trong mối quan hệ chặt chẽ với nhau.

Trong lĩnh vực thượng nguồn, các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác khí thiên nhiên chủ yếu do các công ty dầu khí nước ngoài thực hiện. Trong đó, Chevron là nhà thầu nước ngoài lớn nhất, chiếm 70% tổng sản lượng của các mỏ khí ngoài khơi vịnh Thái Lan. Về phía Thái Lan, PTTEP (Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí trực thuộc PTT) là

đơn vị duy nhất hoạt động trong lĩnh vực thượng nguồn với 18 dự án tìm kiếm thăm dò và khai thác khí thiên nhiên (trong đó 10 dự án với tư cách là nhà điều hành và 8 dự án là đối tác liên doanh). Chính phủ Thái Lan điều hành lĩnh vực thượng nguồn trên cơ sở đảm bảo lợi ích của PTT và các công ty dầu khí nước ngoài. Vì vậy, PTTEP không được hưởng bất kỳ đặc quyền nào khi tham gia vào hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí, hay nói cách khác PTTEP hoạt động như một nhà thầu độc lập.

Trong lĩnh vực vận chuyển và phân phối khí, mặc dù không có quy định pháp lý về việc các nhà thầu phải bán khí cho PTT, nhưng hoạt động mua bán, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên chủ yếu do PTT thực hiện, ngoài ra còn có PTTNGD (liên doanh giữa PTT và International Power) chiếm một thị phần rất nhỏ. Có thể thấy việc PTT nắm quyền sở hữu (chủ yếu) và vận hành hệ thống đường ống dẫn khí giúp cho việc quản lý cũng như thực thi các chính sách về khí trở nên thuận tiện hơn. Tuy nhiên, ERC đã ban hành quy định cho phép bên thứ 3 có thể tiếp cận hệ thống đường ống khí và cảng nhập LNG. Đây được coi là tín hiệu tốt nhằm thúc đẩy cạnh tranh và công bằng trong thị trường năng lượng của Thái Lan và giảm bớt ảnh hưởng của PTT đối với thị trường.

Trong lĩnh vực hạ nguồn, đối tượng sử dụng khí thiên nhiên chủ yếu là các nhà máy điện khí (năm 2010, hơn 70% sản lượng khí thiên nhiên được sử dụng cho phát điện); trong đó tiêu thụ khí lớn nhất là các nhà máy điện trực thuộc EGAT, còn lại là các công ty điện tư nhân. Ngoài ra, khí thiên nhiên còn được cung cấp cho các nhà máy xử lý khí để tạo ra nguyên liệu đầu vào cho lĩnh vực hóa dầu, các hộ tiêu thụ công nghiệp và giao thông vận tải.

3. Cơ chế định giá khí của Thái Lan

3.1. Các giai đoạn phát triển của cơ chế định giá khí

Thái Lan đã ban hành Luật Năng lượng 2007 nhằm quản lý và điều tiết

Quốc hội, Thủ tướng Chính phủ

Hội đồng Chính sách Năng lượng Quốc gia (NEPC)

Bộ Năng lượng (MoE)

Vụ Nhiên liệu Khoáng sản (DMF)

Văn phòng Kế hoạch và Chính sách Năng lượng (EPPO)

Ủy ban Điều tiết Năng lượng (ERC)

PTTEPvà các nhà thầu

(Concessionaries)PTT PTTNGD

EGAT/IPPsCông nghiệp

Giao thông vận tải

Thượng nguồn Trung nguồn và hạ nguồn

PTTEP

PTT

Xử lý vận chuyển Phân phối

PTT Xử lý khí

EGAT, IPPs, SPPs

PTTNGD

Thượng nguồn Trung nguồn Hạ nguồn

(Concessionaries)Các chủ mỏ

Công nghiệp/Giao thông vận tải

Phân phối tạiBangkok

Hình 4. Cơ cấu tổ chức ngành công nghiệp khí Thái Lan

Hình 5. Mô hình tổ chức ngành công nghiệp khí Thái Lan

PETROVIETNAM

55DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

hoạt động các ngành năng lượng [3], với quan điểm, mục tiêu như sau:

- Đảm bảo nguồn cung và an ninh năng lượng đồng thời đảm bảo công bằng đối với cả người tiêu dùng và người sản xuất;

- Bảo vệ quyền lợi của người tiêu dùng bằng cước phí và chất lượng dịch vụ;

- Tăng cường cạnh tranh trong lĩnh vực năng lượng và ngăn chặn việc lạm dụng sức mạnh độc quyền;

- Nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng;

- Khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo nhằm hạn chế tác động đối với môi trường.

Với quan điểm, mục tiêu quản lý ngành năng lượng nói chung và mô hình quản lý ngành khí tập trung như phân tích ở trên, Thái Lan đã áp dụng cơ chế trộn giá để quản lý giá khí. Mô hình trộn giá khí được thể hiện trên Hình 6.

- Giai đoạn trước năm 2001: khí thiên nhiên được chia thành 4 hệ thống giá (gọi tắt là Pool) trên cơ sở phân bố theo khu vực địa lý của nguồn và hộ tiêu thụ:

+ Pool 1 gồm toàn bộ nguồn khí từ vịnh Thái Lan, sử dụng cho các nhà máy xử lý khí;

+ Pool 2 là nguồn khí trong nước, sử dụng cho các nhà máy phát điện của EGAT;

+ Pool 3 là nguồn khí trong nước, sử dụng cho các hộ tiêu thụ công nghiệp và IPPs/SPPs;

+ Pool 4 là nguồn khí nhập khẩu từ Myanmar, sử dụng cho nhà máy điện của EGAT và IPPs tại Ratchaburi.

- Giai đoạn từ 2001 - 2007: gộp nhóm hộ tiêu thụ điện (các nhà máy điện lớn) sử dụng nguồn khí trong nước (từ vịnh Thái Lan) và nguồn nhập khẩu qua đường ống từ Myanmar thành 1 Pool.

- Giai đoạn từ 2007 đến nay: Thái Lan áp dụng mô hình 2 Pool, trong đó Pool 1 gồm toàn bộ nguồn khí từ vịnh Thái Lan sử dụng cho các nhà máy xử lý khí và Pool 2 là toàn bộ nguồn khí sử dụng cho các nhóm hộ tiêu thụ còn lại. Từ năm 2010, ý tưởng về việc chỉ xây dựng 1 giá khí bán buôn duy nhất đã được các nhà quản lý và nghiên cứu của Thái Lan cân nhắc. Tuy nhiên, Chính phủ Thái Lan vẫn tiếp tục để vận hành 2 Pool khí nhằm duy trì mức giá khí ưu đãi (thấp nhất có thể) cho các dự án xử lý khí và chế biến hóa dầu.

3.2. Cơ chế định giá khí

3.2.1. Giá khí thượng nguồn

Giá khí thượng nguồn (giá miệng giếng) được điều chỉnh theo các yếu tố sau: giá LSFO Singapore; chỉ số giá sản xuất tại Thái Lan (Producer Price Index); chỉ số thiết bị mỏ (Oilfi eld Machinery and Tools Index) và tỷ giá Baht/USD. Tỷ trọng của các yếu tố trên thay đổi tùy vào từng hợp đồng (một số được điều chỉnh hàng năm, một số

Pool theo nhóm khách hàng và theo khu vực địa lý

Pool theo các nhóm khách hàng lớn (không phân biệt theo địa lý)

Pool theo mục đích sử dụng (xử lý chế biến và làm nhiên liệu đốt)

Pool 1

Xử lý khí

Pool 2 EGAT

Pool 3 IPPs/SPPs

Công nghiệp

Pool 4 Nhà máy

điện

(Ratchaburi)

Pool 1 Xử lý khí

Pool 2 EGAT + Ratchaburi

Pool 3 IPPs/SPPs

Pool 1 Xử lý khí

Pool 2 EGAT IPPs/SPPs

Giao thông vận tải Công nghiệp

2001 2007 đến nay

Công nghiệp

Hình 6. Các giai đoạn phát triển về chính sách trộn giá khí tại Thái Lan

56 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


được điều chỉnh thường xuyên hơn). Chính sự khác nhau này cùng tỷ trọng giá dầu FO nhỏ hơn 50% trong công thức tính giá giúp làm giảm sự biến động của giá khí khi giá dầu FO thay đổi. Ngoài ra, mức giá trần và giá sàn có thể được áp dụng khi các yếu tố cấu thành giá có sự biến động quá lớn. Thông thường, mức giá trần được tham chiếu với giá dầu FO theo tỷ lệ dao động từ 80 - 125%. Công thức tính giá khí miệng giếng chung cho các mỏ khí của Thái Lan như sau:

Trong đó:

- Pi: Giá khí miệng giếng của năm i;

- P0: Giá khí miệng giếng của năm cơ sở;

- PPPi: Chỉ số giá sản xuất tại Thái Lan năm i;

- PPP0: Chỉ số giá sản xuất tại Thái Lan năm cơ sở;

- OMIi: Chỉ số thiết bị mỏ năm i;

- OMI0: Chỉ số thiết bị mỏ năm cơ sở;

- LSFOi: Giá dầu FO hàm lượng lưu huỳnh thấp Singapore năm i;

- LSFO0: Giá dầu FO hàm lượng lưu huỳnh thấp Singapore năm cơ sở;

- FXi: Tỷ giá Baht/USD năm i;

- FX0: Tỷ giá Baht/USD năm cơ sở;

- %A, %B, %C, %D: Tỷ trọng mỗi yếu tố trong công thức giá.

Giá khí miệng giếng đối với các mỏ khí trong nước được Vụ Nhiên liệu Khoáng sản tính toán và công bố trên website hàng tháng.

Công thức định giá áp dụng đối với nguồn khí từ Myanmar và khu vực khai thác chung Malaysia - Thái Lan về cơ bản cũng tương tự như nguồn khí sản xuất trong nước, tuy nhiên, giá khí nhập khẩu từ Myanmar nhạy cảm hơn với sự biến động của giá dầu FO.

Giá LNG: Thái Lan bắt đầu nhập khẩu LNG từ năm 2011 và mua theo hợp đồng chuyến (spot) với giá cạnh tranh trên thị trường thế giới.

3.2.2. Giá khí đến các hộ tiêu thụ

Về cơ chế định giá bán khí đến các hộ tiêu thụ, Thái Lan đang áp dụng 2 phương pháp định giá bán. Đối với các hộ công nghiệp, giá khí được xác định dựa theo giá các nhiên liệu cạnh tranh; trong các lĩnh vực khác (xử lý khí, điện và giao thông vận tải), giá khí được xác định dựa trên cơ chế trộn giá khí thượng nguồn và phương thức cộng dồn chi phí (cost-plus).

- Giá khí bán cho hộ công nghiệp: Hợp đồng mua bán khí thường dưới dạng hợp đồng ngắn hạn trong đó không có cam kết về cung cấp cũng như tiêu thụ dài hạn và không có điều khoản “nhận hay trả tiền” (Take-or-pay). Giá khí được xác định thông qua đàm phán giữa PTT và hộ tiêu thụ. Giá khí thường được tham chiếu với giá dầu FO hàm lượng lưu huỳnh cao (HSFO) (khoảng 80 - 95% giá HSFO).

- Giá khí bán cho các nhà máy xử lý khí, các nhà máy điện và giao thông vận tải được xác định dựa trên

Nguồn khí 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Trên bờ Sirikit 1,39 1,40 1,40 1,42 1,37 1,72 Phu Hom 7,86 9,10 8,12 8,14 5,10 4,30 Nam Phong 7,40 7,94 7,52 7,54 4,22 3,39

Vịnh Thái Lan

Unocal 1 4,85 5,15 7,46 7,01 6,68 5,14

Unocal 2,3 5,75 5,97 Bongkot 6,29 7,00 8,33 7,92 6,77 5,30 B8/32 (Benchamas) 4,90 5,44 5,82 5,51 4,18 3,35 B12/27 (Pailin) 5,87 6,02 8,51 8,58 7,77 6,77 Arthit 5,19 5,25 8,23 7,78 7,54 6,15

Myanmar Yadana 11,21 12,31 14,79

11,80 8,84 5,96 Yetagun 12,14 12,24 11,01 M9 12,14 12,24 10,59

MT - JDA A18 7,04 7,09 6,80

6,61 6,07 5,56 B17 7,82 7,09 6,77

LNG LNG nhập khẩu (spot) - - 14,98 18,99 8,91 8,04

Bảng 1. Giá khí miệng giếng của Thái Lan(Đơn vị: USD/triệu Btu)

Nguồn: Wood Mackenzie, DMF - 6/2017

PETROVIETNAM

57DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

phương thức cộng chi phí (cost-plus pricing) trong đó giá khí thượng nguồn được tính theo cơ chế trộn giá. Cụ thể tính theo công thức:

P = G pool + T + S

Trong đó:

+ G pool là trung bình trọng số các giá khí mua hàng tháng tại thượng nguồn theo hợp đồng mua bán khí của PTT (gồm giá khí miệng giếng của các mỏ khai thác trong nước, giá nhập khẩu khí từ Myanmar tại biên giới và giá CIF LNG nhập khẩu). G pool được EPPO tính toán và công bố hàng tháng. Giá khí thượng nguồn chiếm tỷ trọng lớn trong tổng giá bán khí đến hộ tiêu thụ. Nhờ thiết lập được chuẩn mực trong việc xác định giá khí thượng nguồn cùng việc ký hợp đồng thu mua khí dài hạn (20 - 25 năm) giúp PTT kiểm soát tốt chi phí và ổn định hoạt động khi so sánh với các nước trong khu vực như Malaysia hay Singapore.

+ T là cước phí khâu trung nguồn (xử lý, tồn trữ LNG và tái hóa khí, vận chuyển). Cước phí T phản ánh toàn bộ các chi phí liên quan đến đầu tư phát triển, xây dựng và vận hành mạng lưới đường ống dẫn khí để đưa khí từ thượng nguồn tới các hộ tiêu thụ tại Thái Lan. Cước phí T được ERC quản lý giám sát, kiểm tra. Hàng năm, ERC phối hợp với PTT để tính toán và công bố cước phí T của các khu vực. Cước phí vận chuyển T gồm 2 thành phần Td (để bù đắp phần chi phí cố định để xây dựng hệ thống đường ống) được điều chỉnh 3 - 5 năm một lần và Tc (để bù đắp chi phí vận hành hàng năm) được điều chỉnh hàng năm.

+ S là cước phí để bù đắp cho dịch vụ liên quan đến việc mua bán, phân phối khí của PTT. S bao gồm 2 thành phần: S1 và S2. S1 là phí dịch vụ PTT được hưởng (gồm chi phí & lợi nhuận) cho hoạt động mua buôn và nhập khẩu khí tại thượng nguồn. S2 là cước phí để bù đắp rủi ro của PTT khi phải đảm bảo chất lượng và khối lượng khí theo hợp đồng mua bán khí với các hộ tiêu thụ và theo hợp đồng mua khí từ các nhà sản xuất/xuất khẩu. S được tính bằng tỷ lệ của G pool. ERC giám sát, kiểm tra việc tính toán S và công bố hàng năm.

Trước năm 2012, Chính phủ Thái Lan cố định giá khí cho các phương tiện chạy bằng khí thiên nhiên nén (CNG) ở mức 5,40 USD/triệu Btu, thấp hơn mức giá bán tính toán cần thiết và áp dụng hỗ trợ tài chính cho PTT từ Quỹ dầu mỏ (Oil fund) cho phần chênh lệch giá. Việc trợ giá khí nhằm khuyến khích phát triển thị trường tiêu thụ khí trong giao thông vận tải đồng thời khuyến khích sử dụng khí để giảm ô nhiễm môi trường. Tuy

• Nguồn khí trên bờ • Vịnh Thái Lan • Khu vực

khai thác chung MT - JDA

Pool 1 Pool 2

Xử lý khí

EGAT

IPPs/SPPs

Giao thông vận tải

Công nghiệp

• Nhập khẩu khí từ Myanmar• LNG nhập khẩu

Hình 7. Hiện trạng hệ thống định giá khí của Thái Lan

nhiên, vấn đề trợ giá cho giao thông vận tải trong một thời gian dài đã dẫn đến nguồn cung cũng như cơ sở hạ tầng không phát triển theo kịp số lượng các phương tiện sử dụng khí. Ngoài ra, trợ giá của Chính phủ Thái Lan không đủ để bù đắp các chi phí mua bán và phân phối khí của PTT đã dẫn đến tình trạng doanh nghiệp kinh doanh khí (PTT) chịu thua lỗ. Do đó, từ tháng 10/2011, Chính phủ Thái Lan có kế hoạch tăng giá CNG khoảng 0,31USD/triệu Btu mỗi tháng cho tới tháng 12/2012. Giá khí thiên nhiên cho giao thông vận tải đang được ấn định ở mức 10USD/triệu Btu (năm 2016) (khoảng 10Baht/kg) cho giao thông công cộng; đối với phương tiện cá nhân, mức giá là 12,53Baht/kg. Mức giá khí mới đã giúp bù đắp tương đối các chi phí mà PTT phải chịu khi kinh doanh CNG.

4. Cơ chế định giá khí của Thái Lan

Từ cuối năm 2007, Thái Lan đã thực hiện cải tổ để áp dụng thành công mô hình trộn giá khí trong quản lý giá khí. Nghiên cứu phương thức quản lý ngành khí của Thái Lan, cho thấy:

- Thái Lan có đa dạng nhiều nguồn cung với các mức giá, mức độ biến động khác nhau, trong đó tỷ lệ nguồn cung khí giá cao (LNG) chiếm tỷ trọng nhỏ;

- Các vấn đề nguyên tắc về định giá cùng với các yếu tố thiết yếu khác cho phát triển kinh doanh khí (như phát triển cơ sở hạ tầng, đơn vị chuyên trách kinh doanh khí...) được chính phủ quy định thành luật để các thành viên trong ngành công nghiệp phải thực hiện;

- Quá trình triển khai được tiến hành theo nhiều bước: từ trộn giá các nguồn khí theo các nhóm khách hàng và theo khu vực địa lý đến trộn giá theo nhóm khách hàng lớn (không

58 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


phân biệt vị trí địa lý) và hiện tại là trộn giá theo 2 nhóm: khí để xử lý chế biến và khí cấp cho hộ tiêu thụ làm nhiên liệu đốt;

- Chính phủ ban hành hệ thống chính sách phù hợp:

+ Định giá khí hạ nguồn theo phương pháp cộng chi phí (cost-plus) và phù hợp với khả năng chấp nhận của các nhóm hộ tiêu thụ; quản lý tách bạch riêng cước phí hoạt động trung nguồn; yếu tố S (phần lợi nhuận biên cộng thêm cho PTT ngoài chi phí khí mua tại thượng nguồn và cước phí vận chuyển phân phối);

+ Giá bán điện - nhóm khách hàng quan trọng nhất trên thị trường khí được tính trên nguyên tắc người tiêu

dùng chịu toàn bộ chi phí nhiên liệu (pass-through) đồng

thời chính phủ không ấn định giá bán lẻ điện tới hộ tiêu

thụ. Nói cách khác, cấu trúc giá điện của Thái Lan được

thiết kế để phản ánh toàn bộ chi phí cung cấp điện;

khuyến khích sử dụng tiết kiệm điện bằng cách điều chỉnh

các mức giá trong giờ cao điểm, đảm bảo lợi ích tài chính

cho các nhà máy điện và giảm tài trợ chéo giữa các nhóm

hộ tiêu thụ;

+ Công thức tính giá khí thượng nguồn có tham

chiếu tới giá sản phẩm dầu và giá bán hầu hết các sản

phẩm xăng dầu trong nước không bị điều tiết (chính phủ

chỉ trợ giá bán LPG cho các hộ gia đình).

Cước phí nhu cầu (Demand charges - Td)

TT Khu

vực Vị trí địa lý

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Cước phí nhu cầu (Demand charges - Td)

1 KV 1 Ngoài khơi vịnh Thái Lan đến nhà máy xử lý tại Map Ta Phut (Rayong)

8,589 (0,29)

8,589 (0,29)

8,589 (0,29)

8,589 (0,29)

8,589 (0,29)

8,589 (0,29)

2 KV 2 Khu vực mỏ Erawan đến (Nhà máy xử lý khí và Nhà máy điện) Khanom

14,217 (0,48)

14,217 (0,48)

14,217 (0,48)

14,217 (0,48)

14,217 (0,48)

14,217 (0,48)

3 KV 3 Trên bờ miền Trung Thái Lan 12,065 (0,41)

12,065 (0,41)

12,065 (0,41)

12,065 (0,41)

12,065 (0,41)

12,065 (0,41)

4 KV 4 Khu vực khai thác chung Malaysia - Thái Lan về miền Nam Thái Lan (Chana)

2,458 (0,08)

2,458 (0,08)

2,458 (0,08)

2,458 (0,08)

2,458 (0,08)

2,458 (0,08)

5 KV 5 Các mỏ trên bờ phía Đông Bắc Thái Lan (Nam Phong)

2,298 (0,06)

1,129 (0,03)

1,129 (0,03)

1,129 (0,03)

1,129 (0,03)

1,129 (0,03)

6 LNG Cước tái hóa khí ở kho cảng LNG - 31,69 (1,06)

31,69 (1,05)

24,932 (0,73)

24,932 (0,73)

24,932 (0,73)

Cước phí hàng hóa (Commodity charges - Tc)

1 KV 1 Ngoài khơi vịnh Thái Lan đến nhà máy xử lý tại Map Ta Phut (Rayong)

1,1575 (0,025)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

2 KV 2 Khu vực mỏ Erawan đến (Nhà máy xử lý khí & Nhà máy điện) Khanom

1,1575 (0,025)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

3 KV 3 Trên bờ miền Trung Thái Lan 1,1575 (0,025)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

1,338 (0,04)

4 KV 4 Khu vực khai thác chung Malaysia - Thái Lan về miền Nam Thái Lan (Chana)

0,0804 (0,0025)

0,0145 (0,0004)

0,0145 (0,0004)

0,0145 (0,0004)

0,0145 (0,0004)

0,0145 (0,0004)

5 KV 5 Các mỏ trên bờ phía Đông Bắc Thái Lan (Nam Phong)

0,0037 (0,0001) - - - - -

6 LNG Cước tái hóa khí ở kho cảng LNG - 1,71 (0,06)

1,338 (0,04)

0,977 (0,03)

0,856 (0,03)

0,856 (0,03)

Bảng 2. Cước phí vận chuyển và phân phối khí tại Thái LanĐơn vị: Baht/triệu Btu (USD/triệu Btu)

Nguồn: ERC, 2011 - 2017

TT Hộ tiêu thụ % G pool Điều kiện 1 GSP/NGV 1,75 2 EGAT/IPPs 1,75 < 2,1525 Baht/triệu Btu (0,06 USD/triệu Btu) 3 SPPs 9,33 < 11,4759 Baht/triệu Btu (0,34 USD/triệu Btu)

Bảng 3. Tỷ trọng của S

Nguồn: ERC - 7/2017

PETROVIETNAM

59DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

- Phân công và tổ chức quản lý tách bạch các đơn vị hoạt động về xây dựng chính sách năng lượng (thuộc cơ quan Chính phủ - Bộ Năng lượng), thực hiện giám sát kiểm tra (cơ quan điều tiết chuyên nghiệp và độc lập - ERC) và sản xuất kinh doanh năng lượng (doanh nghiệp). Có các cơ quan quản lý nhà nước và điều tiết độc lập đủ năng lực để hoạch định dài hạn, chỉ đạo và kiểm soát quá trình thực thi. Ủy ban Điều tiết Năng lượng bảo vệ quyền lợi hợp pháp của các bên và giải quyết hài hòa lợi ích bên kinh doanh và người tiêu dùng;

- Việc mua buôn và vận chuyển, phân phối bán lẻ khí đến hộ tiêu thụ được tổ chức thực hiện tập trung trong một doanh nghiệp (PTT), do đó thuận tiện trong việc cân đối hạch toán các khoản thu - chi trong từng khâu hoạt động sản xuất kinh doanh liên quan đến khí;

- Vai trò, vị trí của các công ty “nhà nước” là áp đảo/nổi trội trên cả thị trường khí và thị trường điện.

Ngoài ra, việc trộn nhiều mức giá khí thượng nguồn khác nhau giúp thiết lập một mức giá mua buôn duy nhất, đồng thời làm đơn giản và minh bạch việc định giá hạ nguồn mà không làm ảnh hưởng tới việc định giá rất phức tạp và đặc thù trong hoạt động thượng nguồn. Bên cạnh đó, cơ chế giá khí hiện tại cũng giúp trung hòa sự biến động giá của các nguồn khí nhằm tạo nên một mặt bằng giá khí hợp lý và diễn biến ổn định cho phát triển thị trường khí trong nước, đồng thời đưa được các nguồn khí chi phí cao vào sử dụng và giảm bớt các rủi ro liên quan đến nhiên liệu cho các hộ tiêu thụ cuối cùng.

5. Kết luận

Các yếu tố chính đã giúp Thái Lan quản lý tốt thị trường khí thiên nhiên bao gồm: i) sự phân công nhiệm vụ rõ ràng giữa các cơ quan nhà nước có liên quan đến việc quản lý thị trường khí và vai trò của cơ quan giám sát độc lập (ERC); ii) nguồn cung khí liên tục được bổ sung và đa dạng hóa; iii) cơ chế trộn giá khí giúp đưa nhiều nguồn cung mới vào thị trường đồng thời giảm thiểu biến động giá; iv) xây dựng thị trường phát điện cạnh tranh với giá bán điện theo cơ chế thị trường. Việc nghiên cứu vấn đề quản lý thị trường khí của Thái Lan nói chung và cơ chế định giá khí nói riêng có thể giúp Việt Nam nâng cao công tác quản lý thị trường và thúc đẩy sự phát triển của ngành công nghiệp khí.


1. BP. BP statistical review of world energy. 2016.

2. Thailand power and renewable market long-term outlook 2017. Wood Mackenzie. 2017.

3. Luật Năng lượng của Thái Lan (Energy Industry Act, B.E. 2550). 2007.

4. Trần Thị Liên Phương và nnk. Nghiên cứu cơ sở lý luận về việc áp dụng cơ chế trộn giá khí của PVN khi có hoạt động nhập khẩu LNG. Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.

5. Bộ Năng lượng (MoE). www.moe.go.th.

6. Văn phòng Chính sách và Kế hoạch Năng lượng (EPPO). www.eppo.go.th.

7. Ủy ban Điều tiết Năng lượng (ERC). www.erc.or.th.

Summary

After 35 years of development of the gas industry, Thailand has gradually completed the management system of natural gas market

with the adoption of pool pricing mechanism to stabilise the natural gas prices and utilise higher cost supplies with limiting impacts on

the gas consumers. This article analyses factors that help Thailand successfully implement the management and pricing mechanism of

natural gas in the market.

Key words: Natural gas, management mechanism, gas price pooling, Thailand.

Natural gas pricing mechanism in ThailandLe Hoang Linh1, Doan Tien Quyet1, Nguyen Thu Ha1, Luu Dinh Quynh Giang2 1Vietnam Petroleum Institute2Petrovietnam Gas Joint Stock Corporation



60 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Công nghệ này có khả năng tương đương một doa cận choòng khoan

giúp thu hẹp khoảng thân trần trong một hiệp khoan. Mũi doa chính mở rộng đường kính các đoạn giếng dài một cách hiệu quả, đồng thời đáp ứng các yêu cầu về kiểm soát hướng và đo đạc/logging trong quá trình khoan (MWD/LWD).

Bài báo giới thiệu đặc tính kỹ thuật và kết quả sử dụng công nghệ doa giếng tại một giếng dầu ngoài khơi Na Uy.

Dụng cụ doa giếng

Dụng cụ doa giếng mới có thể được tích hợp với hệ thống khoan xoay định hướng (rotary steerable system - RSS), cho phép các chu kỳ kích hoạt và dừng hoạt động không giới hạn nhờ một đường truyền và nhận tín hiệu từ dưới giếng với mỗi chu kỳ không đến 5 phút. Công nghệ doa giếng mới cho phép mũi doa có vị trí linh hoạt và tối ưu trong bộ khoan cụ đáy giếng (bottomhole assembly - BHA) và có được thông tin phản hồi thời gian thực từ dưới giếng.

Vị trí linh hoạt trong bộ khoan cụ đáy giếng cho phép dụng cụ doa giếng được sử dụng như một

doa chính, doa cận choòng khoan, hoặc cả hai. Khi được sử dụng như một doa cận choòng khoan, dụng cụ doa giếng có thể giảm chiều dài của khoảng thân trần tới tối thiểu là 4m (13ft) trong một hiệp khoan, không cần phải khoan riêng để loại bỏ khoảng thân trần. Các phản hồi thời gian thực bao gồm xác nhận về tình trạng kích hoạt lưỡi (mép cắt của dụng cụ khoan), giúp giảm mức độ không chắc chắn và tiết kiệm thời gian sử dụng giàn khoan.

Hiệu quả của công nghệ này đem lại một doa chính chắc chắn và một doa cận choòng khoan loại bỏ khoảng thân trần đáp ứng các yêu cầu về khoan định hướng và tạo điều kiện cho các phương pháp đo đạc/logging trong quá trình khoan.

Đặc tính mỏ

Mỏ được sử dụng công nghệ doa giếng mới nằm ngoài khơi phía Bắc Biển Bắc, chủ yếu chứa dầu, với một lượng nhỏ khí, được khai thác từ những năm đầu thập niên 90 của thế kỷ XX và đang thực hiện các giải pháp tăng cường thu hồi dầu. Việc khoan các giếng khai thác mới rất quan trọng để duy trì và kéo dài tuổi thọ của mỏ.

Mỏ có các thành hệ đá phiến và sét xanh không ổn định. Các chương trình chống ống và hoàn thiện giếng, mật độ dung dịch tuần hoàn tương đương (equivalent circulation density - ECD) gắn liền với quá trình khoan mở rộng. Công nghệ doa giếng đã được sử dụng để giải quyết thách thức khi khoan 5 đoạn giếng trên.

CÔNG NGHỆ DOA GIẾNG MỚI GIÚP HẠN CHẾ RỦI RO VÀ TIẾT GIẢM CHI PHÍ

Theo thời gian, thành hệ sét xanh gây ra hiện tượng trương nở sét, dẫn đến tắc nghẽn ở các đoạn có góc nghiêng lớn trong giếng. Khoan đoạn 12¼inch qua thành hệ đá phiến thường gặp khó khăn ở giai đoạn kéo bộ khoan cụ đáy giếng ra khỏi giếng khi đã đạt tổng chiều sâu khoan và giảm ống chống. Các đoạn giếng mở rộng thường được thiết kế để tối đa hóa sản lượng từ các vỉa chứa và kiểm soát ECD.

Mở rộng giếng

Mở rộng giếng trong khi khoan giúp giải quyết các khó khăn khi khoan như: kiểm soát ECD, giảm trương nở sét, phản ứng thành hệ, dung sai ống chống và giúp tăng sản lượng. Dụng cụ doa mở rộng tâm, hay dụng cụ doa giếng, đã được sử dụng phổ biến. Theo truyền thống, dụng cụ doa giếng được kích hoạt bằng cách thả một viên bi bằng thép, tạo thành giới hạn lỗ khoan và gây ra hiện tượng chênh áp suất để mở các lưỡi khoan.

Các công cụ được thả xuống bằng bi kích hoạt đơn vẫn hoạt động với lưỡi khoan được mở rộng khi dòng chảy cao hơn ngưỡng nhất định. Điều này hạn chế khả năng tuần hoàn khi công cụ này đang ở trong ống chống hoặc bị kéo ra khỏi giếng. Doa giếng thả bi sau đó được phát triển để có thể khóa các tay đòn bằng cách thả một viên bi thứ 2, cho phép doa một khoảng cụ thể của thân giếng hoặc tuần hoàn toàn bộ trong khi kéo ra khỏi giếng.

Tuy nhiên, trong các trường hợp, lần thả viên bi thứ 2 sẽ dừng hoạt động công cụ vĩnh viễn. Điều này đặt


Công nghệ doa giếng (UR) mới

đã được áp dụng thành công tại một

mỏ ngoài khơi Na Uy. Công nghệ này

được sử dụng để khoan 5 đoạn của

một giếng trong mỏ: 14¾ × 17½inch,

2 đoạn 12¼ × 13½inch và 2 đoạn 8½

× 9inch.

PETROVIETNAM

61DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

ra giới hạn trong trường hợp nhiều khoảng của một đoạn cần được doa chọn lọc, hoặc trong trường hợp xảy ra sự cố cần dừng hoạt động doa giếng và kéo ống chống lên (do thời tiết xấu, giếng khoan gặp sự cố, và/hoặc các công cụ khác trong cột cần khoan bị hỏng).

Phương pháp doa thả bi truyền thống còn có hạn chế là để các viên bi được thả qua cột cần khoan đến được đế bi, đảm bảo kết nối của các bộ MWD/LWD và hệ thống khoan xoay định hướng, mũi doa thường được đặt trên đỉnh bộ khoan cụ đáy giếng, phía trên các bộ MWD/LWD và RSS. Tuy nhiên, điều này dẫn đến chiều dài khoảng thân trần có thể lên tới 30 - 70m, gây khó khăn khi hạ ống chống và trám xi măng.

Trong một số trường hợp, các nhà điều hành phải khoan riêng để giảm chiều dài khoảng thân trần, làm phát sinh thời gian sử dụng giàn khoan và tăng các chi phí liên quan, trong khi tình trạng giếng có thể xấu đi.

Trước đây, trạng thái hoạt động của các công cụ không được đo và theo dõi trực tiếp trong thời gian thực. Thay vào đó, sử dụng các thông số gián tiếp như moment xoắn và áp suất ống dâng bùn, sau đó cần thực hiện một thử nghiệm để xác nhận tình trạng hoạt động, dẫn đến phát sinh chi phí và tăng thời gian sử dụng

giàn khoan. Không xác định đúng trạng thái hoạt động của thiết bị sẽ gây ra nguy cơ đáng kể, trong một số trường hợp sẽ phải làm sạch các lỗ giếng hẹp.

Phát triển công nghệ

Năm 2008, một thiết bị doa giếng được phát triển bởi nhà điều hành ở Na Uy và Baker Hughes, được thử nghiệm thực địa thành công tại Biển Bắc. Doa giếng (UR Series 8) được thiết kế để mở một giếng 8½inch tới kích thước tối đa là 9⅞inch ngay trong khi khoan.

Sau khi phát triển UR Series 8, UR Series 12 (tối đa 12¼ × 14¾inch) và Series 14 (tối đa 14½ × 17¾inch) được phát triển lần lượt vào các năm 2013 và 2014. Những thiết bị doa mới được lắp đặt trong thanh dẫn và kết nối với module độc quyền, hoạt động với hệ thống khoan xoay định hướng và bộ dụng cụ đáy giếng. Việc áp dụng công nghệ khoan bằng hệ thống khoan xoay định hướng và doa giếng cho phép kích hoạt và dừng hoạt động các mũi doa không giới hạn bằng đường truyền tín hiệu, thông qua phép đo từ xa hoặc ống khoan dây, mỗi bước kích hoạt/ngắt hoạt động không tới 5 phút.

Ngoài ra, công nghệ này cho phép thay đổi linh hoạt vị trí doa giếng trong bộ khoan cụ đáy giếng và áp dụng cận choòng khoan để loại bỏ khoảng thân trần trong một hiệp khoan. Để tránh làm vỡ BHA, phương pháp doa thả bi truyền thống yêu cầu chiều dài khoảng thân trần lên tới 70m, gây rủi ro đáng kể trong hoạt động khoan và hoàn thiện giếng.

Bằng cách đặt doa giếng mới trực tiếp trên bộ điều khiển trong bộ khoan cụ đáy giếng, chiều dài khoảng thân trần được thu hẹp có thể đến mức tối thiểu là 4m trong

một hiệp khoan, không cần phải doa thêm, tiết kiệm đáng kể chi phí và thời gian sử dụng giàn khoan.

Cuối cùng, việc tích hợp dụng cụ doa giếng với bộ khoan cụ đáy giếng cho phép cung cấp dữ liệu thời gian thực, bao gồm cả tình trạng kích hoạt của doa, vị trí của lưỡi cắt và tình trạng áp suất thủy lực. Các thông tin phản hồi thời gian thực xác nhận trạng thái của công cụ, loại bỏ sự không chắc chắn liên quan đến các ứng dụng doa giếng truyền thống, tiết kiệm thời gian sử dụng giàn khoan.

Vỏ doa được thiết kế để chịu được điều kiện làm việc động trong giếng, một bộ ổn định được đặt ngay bên dưới lưỡi khoan giúp giảm thiểu tác động từ rung động dưới giếng. Điện tử và hệ thống thủy lực được phát triển để kích hoạt và ngắt hoạt động của doa thông qua các lệnh truyền tín hiệu được phát qua các thanh dẫn truyền thông tin. Bộ cảm biến được sử dụng kết hợp để cung cấp các phép đo nhằm theo dõi trạng thái và tình trạng doa. Các dữ liệu này có thể được truyền đi theo thời gian thực hoặc lưu vào bộ nhớ cho các phân tích sau khi thực hiện công việc.

Khoan thử nghiệm

Công nghệ doa giếng đã được triển khai tại 1 giếng dầu ngoài khơi Na Uy để khoan 5 đoạn giếng khai thác: 1 đoạn 14¾ × 17½inch, 2 đoạn 12¼ × 13½inch, 2 đoạn 8½ × 9inch.

Giai đoạn 1

Đoạn khoan 1 đi qua một lớp sét xanh dày khoảng 800m (2.624ft).

Trong suốt thời gian hoạt động, các thông số như đường kính mở giếng, chế độ hoạt động và áp suất thủy lực được giám sát theo thời gian thực. Do tổn thất và các vấn đề

Hình 1. Hình ảnh giàn khoan tại mỏ ngoài khơi Na Uy.

Nguồn: Baker Hughes


62 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

bơm bùn định kỳ gặp phải trong khi khoan, bộ khoan cụ đáy giếng cần được kéo ra khỏi đáy, kích hoạt và ngắt hoạt động dụng cụ doa giếng nhiều lần thông qua liên kết xuống.

Giai đoạn 2

Thành hệ đá phiến sét thường không ổn định nếu được khoan với góc nghiêng > 75o. Đường giếng được dự kiến giảm xuống < 75o trước khi khoan vào đá phiến sét. Bên trong thành hệ này có các mạch calcite, do đó cần phải giảm chiều dài khoảng thân trần đến mức tối thiểu để lắp đặt ống chống 10¾inch. Một doa cận choòng khoan được đặt trong bộ khoan cụ đáy giếng trong cùng một hiệp khoan để giảm thiểu rủi ro.

Trong thiết kế này, các doa cận choòng khoan và doa chính được đặt ở phía trên và cách choòng khoan 8m và 30m (26ft và 98ft). Các cảm

biến gamma cận choòng khoan và ống nối tối ưu hóa khoan được đặt dưới doa cận choòng khoan. Các phân tích kỹ thuật đã được tiến hành trong giai đoạn lập kế hoạch tiền thi công để tối ưu hóa thiết kế bộ khoan cụ đáy giếng và xác định giới hạn tối đa biến thiên góc khoan.

Các đoạn được khoan thành công xuống hết độ sâu trong một hiệp khoan. Doa chính được kích hoạt ở khoảng 3.458m (11.345ft) và mở một giếng 12¼inch thành 13½inch khi khoan đến độ sâu choòng khoan là 4.553m (14.937ft). Doa cận choòng khoan sau đó được kích hoạt cùng với doa chính khi khoan hết độ sâu 4.621m (15.160ft) với việc giảm tốc độ dòng chảy và số vòng khoan (vòng/phút). Tiếp theo, doa chính và doa cận choòng khoan được ngắt hoạt động khi đạt tổng chiều sâu khoan và bộ khoan cụ đáy

giếng được kéo ra khỏi giếng sau khi tuần hoàn để làm sạch giếng. Ống chống 10¾inch được chống thành công sau đó.

Trong khi khoan 68m cuối (223ft) trước khi xuống hết chiều sâu, 3 dụng cụ cắt (choòng khoan, doa chính và doa cận choòng khoan) hoạt động đồng thời và quan sát thấy rung động ở mức độ thấp. Thông lệ khoan bình thường đối với một kịch bản doa kép là giữ cho doa chính hoạt động trong khi khoan xuống hết chiều sâu, ngắt hoạt động doa chính và kéo bộ khoan cụ đáy giếng lên để đặt doa cận choòng khoan trên khoảng thân trần. Doa cận choòng khoan sau đó được kích hoạt để doa trong khi khoan đạt tổng chiều sâu lần thứ 2.

Quan sát phương pháp doa truyền thống cho thấy có rung động và chuyển động xoáy mức độ cao trong khi thu hẹp khoảng thân trần, có thể gây thiệt hại nghiêm trọng cho các bộ phận của bộ khoan cụ đáy giếng. Trong khi đó, công nghệ doa giếng mới với doa chính đã kích hoạt hoạt động như một bộ ổn định trong giếng và khử rung. Ngoài ra, công nghệ này giúp tiết kiệm nhiều giờ sử dụng giàn khoan, so với hoạt động khoan thông thường với doa kép, vì không cần phải kéo bộ khoan cụ đáy giếng lên và khoan lần thứ 2 để đạt tổng chiều sâu khoan. Lưu ý quan trọng là khi các công cụ LWD có mặt trên doa cận choòng khoan, cần đánh giá tác động của kích thước giếng được mở lên logging.

Giai đoạn 3 và 4

Trong khi khoan 2 đoạn vỉa mở rộng-tiếp xúc 8½ × 9inch, điều đáng lo là ECD có thể quá cao. Ngoài ra, một packer trương nở 9inch dự kiến được sử dụng như một phần của thiết kế hoàn thiện giếng. Các doa Hình 2. Thiết kế cơ học của dụng cụ doa giếng. Nguồn: Baker Hughes

PETROVIETNAM

63DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Hình 3. Mô hình đường giếng 3D. Nguồn: Baker Hughes

Đoạn Độ dài (m) Biến thiên độ nghiêng

lớn nhất (o/30m)

14¾ × 17½inch 2415 3 12¼ × 13½inch 1050 2,5 8½ × 9inch định hướng 1450 3 8½ × 9inch khai thác 1976 2,5

Bảng 1. Độ dài và biến thiên góc nghiêng của mỗi đoạn giếng được khoan

giếng Series 8 được đặt trong bộ khoan cụ đáy giếng để giải quyết các thách thức ECD và giúp thích ứng với packer trương nở 9inch.

Dịch vụ LWD bao quát đã được sử dụng cho 2 đoạn này để tăng cường liên kết vỉa chứa, cũng làm cho các BHA dài vượt mức. BHA dài 88m (288ft) đã được sử dụng cho đoạn 8½ × 9inch. Cho đến nay, đây vẫn là BHA khoan dài nhất được triển khai trên toàn thế giới. Trong BHA này, dụng cụ doa giếng được đặt phía sau choòng khoan và cách choòng khoan 82m (269ft). Các BHA dài và phức tạp không chỉ đặt ra những thách thức đối với quản lý điện năng và truyền tín hiệu của BHA, mà còn làm tăng khả năng hỏng hóc của công cụ dưới giếng.

2 đoạn dài 1.415m (4.642ft) và 1.976m (6.482ft) đã được doa trong khi khoan tới hết độ sâu, thành công trong một lần khoan và doa giếng hoạt động mà không gặp

bất kỳ vấn đề nào. Trong lần khoan thứ 3, giếng này được khởi động từ một nút trám xi măng không được thiết lập sau khi khoan giếng định hướng 8½inch trước đó. Tuy nhiên, cần thực hiện một đường lệch giếng thân trần do chất lượng xi măng kém. Giếng sau đó được tăng từ 75o lên 101o, từ 4.665m đến 5.763m (15.305ft lên 18.907ft) với biến thiên độ nghiêng 3o/30m và nằm thẳng với mục tiêu đạt tổng độ sâu 6058m. Trong lần khoan thứ 4, giếng được khởi động từ một nút trám xi măng đặt trong thân giếng 9inch đã khoan trong lần khoan thứ 3, được tăng từ 75o lên 90o, từ 4.682m lên 4.856m (15.360ft lên 15.931ft) và nằm ngang với 3 lần đổi hướng sử dụng khoảng biến thiên độ nghiêng từ 1,8o/30m đến 2,5o/30m trước khi đạt tổng độ sâu 6.611m (21.689ft). Trong cả hai lần chạy, đều quan sát được rung chấn mức độ thấp và hư hỏng nhẹ trên lưỡi doa giếng/dao cứu kẹt.

Kết luận

Công nghệ doa giếng mới đã được áp dụng thành công để khoan 5 đoạn của một giếng tại mỏ ngoài khơi Na Uy: 1 đoạn 14¾ × 17½inch, 2 đoạn 12¼ × 13½inch và 2 đoạn 8½ × 9inch. Một doa cận choòng khoan giúp giảm chiều dài khoảng thân trần trong cùng một hiệp khoan và một doa chính đảm bảo để doa các đoạn dài, đáp ứng các yêu cầu về kiểm soát hướng và đo đạc/logging trong quá trình khoan.

Dịch vụ này đã giúp giảm thiểu rủi ro liên quan đến thành hệ đất sét xanh trương nở và thành hệ đá phiến không ổn định. Các tính năng khác như dễ dàng kích hoạt và ngắt hoạt động không giới hạn; thu thập dữ liệu thời gian thực đã chứng minh được hiệu quả của công nghệ này trong việc giảm thiểu rủi ro hoạt động và tiết kiệm chi phí, thời gian sử dụng giàn khoan.

Thông tin tóm tắt về các đoạn khoan như sau:

Đoạn 14¾ × 17inch: 1 đoạn dài 2.415m (7.923ft) được doa thành công trong khi khoan, và ống chống 16inch đã được lắp đặt mà không gặp bất kỳ vấn đề nào trong thành hệ đất sét xanh trương nở dày gần 800m.

Đoạn 12¼ × 13½inch: UR Series 12 được sử dụng như cả doa chính và doa cận choòng khoan để thu hẹp khoảng thân trần chỉ còn 8m (26ft) trong một hiệp khoan. Khả năng đặt doa gần choòng khoan giúp giảm chiều dài khoảng thân trần mà không cần đến khoan chuyên dụng, tiết kiệm cho nhà điều hành 24 giờ sử dụng giàn khoan.

Đoạn 8½ × 9inch: 2 đoạn dài 1.415m và 1.976m (4.642ft và 6.482ft) đã được doa khi khoan thành công tới tổng chiều sâu trong một hiệp khoan với ECD được kiểm soát tốt, thỏa mãn các yêu cầu về kiểm soát hướng và đo đạc/logging trong quá trình khoan.

Hồng Ngọc (theo Off shore)

NĂNG LƯỢNG MỚI

64 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Báo cáo triển vọng mới nhất của Bloomberg cho

thấy đến năm 2040, với giá thành rẻ, điện mặt trời sẽ chiếm lĩnh thị trường của điện than nhanh hơn so với dự báo trước đây. Nghiên cứu cho thấy chi phí sản xuất điện mặt trời có thể cạnh tranh với điện than tại Đức và Mỹ; tiếp theo sẽ là các thị trường đang phát triển nhanh như Trung Quốc và Ấn Độ vào năm 2021.

Theo Bloomberg New Energy Finance

(BNEF), đến năm 2040 dự kiến thế giới sẽ

đầu tư 10,2 nghìn tỷ USD cho các dự án

sản xuất điện mới. Trong đó, 72% được

đầu tư cho các dự án năng lượng tái tạo,

chủ yếu là điện gió và mặt trời.

Điều này có nghĩa là carbon dioxide từ nhiên liệu hóa thạch sẽ giảm sau năm 2026, trái với dự báo lượng khí thải tăng đều trong nhiều thập kỷ tới của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA).

Theo báo cáo của Bloomberg, nhu cầu điện trên toàn cầu tăng 58% từ nay đến năm 2040 (tương đương 2%/năm). Tuy nhiên, mức độ tiêu thụ năng lượng trên một đơn vị GDP được dự báo sẽ giảm 27% trong giai đoạn 2016 - 2040.

Đến năm 2040, dự kiến 10,2 nghìn tỷ USD sẽ được đầu tư vào các dự án sản xuất năng lượng mới trên toàn cầu. Năng lượng tái tạo chiếm 72%, tương đương 7,4 nghìn

tỷ USD. Trong đó, riêng năng lượng mặt trời chiếm 2,8 nghìn tỷ USD và năng lượng gió chiếm 3,3 nghìn tỷ USD. Đầu tư vào năng lượng tái tạo tăng khoảng 400 tỷ USD/năm cho đến năm 2040, trung bình tăng 2 - 3%/năm. Đầu tư vào năng lượng gió (trung bình 3,4%/năm) tăng nhanh hơn năng lượng mặt trời (trung bình 2,3%/năm).

Năng lượng từ gió và mặt trời sẽ chiếm 48% công suất lắp đặt và 34% sản lượng điện toàn thế giới vào năm 2040, tăng nhanh so với mức 12% và 5% hiện nay. Công suất lắp đặt điện mặt trời tăng 14 lần và công suất điện gió tăng 4 lần vào năm 2040. Năng lượng tái tạo được dự báo sẽ chiếm

NĂNG LƯỢNG MẶT TRỜI VÀ GIÓ THỐNG TRỊ TƯƠNG LAI CỦA NGÀNH ĐIỆN

PETROVIETNAM

65DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

74% ở Đức, 38% ở Mỹ, 55% ở Trung Quốc và 49% ở Ấn Độ vào năm 2040.

Chi phí sản xuất điện từ pin năng lượng mặt trời giảm 66% vào năm 2040, khi đó, 1USD sẽ mua được gấp 2,3 lần điện năng lượng mặt trời so với hiện nay. Chi phí sản xuất điện từ năng lượng gió trên đất liền giảm 47% năm 2040, nhờ quy trình vận hành và bảo trì hợp lý. Điều này cho thấy ngay tại các nước như Trung Quốc và Ấn Độ, giá điện từ năng lượng mặt trời cũng sẽ giảm từ sau năm 2020.

Chi phí sản xuất điện gió ngoài khơi giảm 71% vào năm 2040 nhờ các dự án với quy mô và turbine lớn hơn.

Tính đến năm 2040, tấm pin điện quang sẽ chiếm 24% sản lượng điện ở Úc, 20% ở Brasil, 15% ở Đức, 12% ở Nhật Bản và 5% ở Mỹ và Ấn Độ.

Xe điện (EVs) đẩy mạnh việc sử

Than đá Gió trên bờ Các vùng năng lượng mặt trời lớn100USD/MWh

Giá than và năng lượng mặt trời vượt mức 60USD/MWh

Nhiên liệu hóa thạch

Trong vòng 4 năm, giá năng lượng mặt trời sẽ giảm thấp hơn giá than

Nguyên tử và hydro

Pháp

giảm 70% vào năm 2022

Nhật Bản

Hàn QuốcẤn Độ

Trung Đông và Bắc Phi

giảm 30% vào năm 2022

Thổ Nhĩ Kỳ

Năng lượng mặt trời giảm 67% tại Mỹ và 85% tại Nhật Bản vào năm 2040

Hình 3. Dự báo thay đổi giá năng lượng mặt trời. Nguồn: BNEF

Gió và năng lượng mặt trời

Các năng lượng tái tạo khác

Hình 2. Dự báo điện từ năng lượng tái tạo đến năm 2040. Nguồn: BNEF

Đến năm 2040, 34% sản lượng điện sẽ từ gió và năng lượng mặt trời

Hình 1. Dự báo giá năng lượng tại Trung Quốc xét theo các yếu tố thực (số liệu năm 2016). Nguồn: BNEF

Nguồn: Spiegel Online

NĂNG LƯỢNG MỚI

66 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

dụng điện, lần lượt chiếm 12% và 13% sản lượng điện tiêu thụ tại Mỹ và châu Âu vào năm 2040. Lượng xe điện tăng sẽ giảm chi phí sản xuất pin lithium-ion xuống 73% vào năm 2030. Thị trường pin lithium-ion cho dự trữ năng lượng được kỳ vọng trở thành thị trường 20 tỷ USD/năm vào năm 2040, gấp 10 lần so với hiện nay.

Đến năm 2030, điện gió và điện mặt trời thúc đẩy việc tăng cường phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, dẫn đến việc đóng cửa các nhà máy nhiệt điện than. Chỉ 35% số nhà máy điện than mới nằm trong kế hoạch sẽ được xây dựng, 369GW thuộc các dự án điện than còn lại sẽ bị hủy bỏ.

Sản lượng điện than toàn cầu đạt đỉnh vào năm 2026. Tăng trưởng nhu cầu than tập trung ở châu Á, nhưng sụt giảm mạnh ở châu Âu và Mỹ. Sản lượng nhiệt điện than ở Trung Quốc sẽ đạt đỉnh trong 10 năm tới.

Công suất của các nhà máy điện khí sẽ tăng 16% vào năm 2040. Ở Bắc Mỹ, nơi khí tự nhiên có giá thành rẻ và nguồn cung phong phú, thì các nhà máy điện khí sẽ đóng vai trò quan trọng đặc biệt là trong ngắn hạn.

Khu vực châu Á - Thái Bình Dương có tổng đầu tư vào phát triển năng lượng mới tương đương các khu vực còn lại của thế giới cộng lại.

Riêng Trung Quốc và Ấn Độ dự kiến đầu tư 4 nghìn tỷ USD vào lĩnh vực năng lượng. Trung Quốc chiếm 28% và Ấn Độ chiếm 11% tổng đầu tư vào phát triển năng lượng của khu vực trong giai đoạn 2017 - 2040. Năng lượng gió và mặt trời mỗi loại chiếm khoảng 1/3 trong tổng mức đầu tư, 18% dành cho năng lượng hạt nhân, còn lại 10% cho than đá và khí đốt.

Lượng than tiêu thụ đạt đỉnh tại châu Á vào năm 2024, và sản lượng điện than sẽ đạt đỉnh vào năm 2028. Khi điện gió và điện mặt trời có giá thành rẻ sẽ làm giảm lượng than tiêu thụ tại châu Á và giảm công suất lắp đặt trung bình còn 9GW/năm. Tuy nhiên, than đá vẫn là nguồn cung năng lượng chính của châu Á, cung cấp 34% sản lượng điện vào năm 2040, lớn hơn bất kỳ loại nhiên liệu nào khác.

Trong đó, sản lượng than tiêu thụ ở Trung Quốc đạt đỉnh vào năm 2026, cao hơn 20% so với hiện nay. Trung Quốc vẫn sẽ là nước tiêu thụ than và phát thải carbon dioxide lớn nhất thế giới. Tuy nhiên, Trung Quốc sẽ tăng cường phát triển năng lượng tái tạo, với công suất điện gió và điện mặt trời vào năm 2040 tăng gấp 8 lần so với hiện nay.

Từ năm 2030, năng lượng mặt trời sẽ bắt đầu được sử dụng ở Ấn Độ, với tốc độ tăng gấp đôi trong giai đoạn 2020 - 2030.

Đến năm 2040, khoảng 45% công suất phát điện của Australia là năng lượng tái tạo được thiết kế và xây dựng cho các công trình, nhà máy, tòa nhà. Lượng điện sản xuất từ nhiên liệu hóa thạch dần được thay thế bằng năng lượng tái tạo, như điện gió, điện mặt trời.

Đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo ở châu Âu đến năm 2040 tăng

Lượng than đốt tại Mỹ và châu Âu sẽ giảm trong 2 thập kỷ tới

Hình 4. Dự báo than đốt tại Mỹ và chấu Âu trong 2 thập kỷ tới. Nguồn: BNEF

Nhiên liệu hóa thạch

Nguyên tử và hydro

Gió và năng lượng mặt trời

Hình 5. Dự báo đầu tư vào năng lượng tái tạo trong ngành điện tại Mỹ và châu Âu đến năm 2040. Nguồn: BNEF

nghìn tỷ USD

PETROVIETNAM

67DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

trung bình 2,6%/năm, tương đương 40 tỷ USD/năm. Tổng mức đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo ở châu Âu đạt gần 1 nghìn tỷ USD trong giai đoạn 2017 - 2040.

Khí đốt hưởng lợi từ sự “thoái trào” của than và điện hạt nhân trong thập kỷ tới tại châu Âu. Năng lượng hạt nhân giảm 50%, năng lượng tái tạo giá rẻ cùng với việc chuyển đổi nhiên liệu từ than sang khí sẽ làm giảm sản lượng tiêu thụ than ở châu Âu đến 87% vào năm 2040; giảm phát thải carbon dioxide trong ngành điện tới 73% trong giai đoạn 2017 - 2040.

Công suất điện lắp đặt tại khu vực Trung Đông - Bắc Phi (MENA) chuyển từ 93% nhiên liệu hóa thạch sang 53% nhiên liệu không carbon trong giai đoạn 2017 - 2040. Khu vực này sẽ phụ thuộc vào khí đốt thay cho dầu mỏ khi hơn nửa năng lượng cung cấp trong năm 2040 là khí đốt. Tại Thổ Nhĩ Kỳ, than đá và hạt nhân

đẩy khí đốt giảm từ 36% xuống còn 2% trong cơ cấu phát điện của giai đoạn 2017 - 2040.

Đầu tư vào năng lượng tái tạo tại châu Mỹ đến năm 2040 đạt trung bình 50 tỷ USD/năm, ước tính đạt gần 1,5 nghìn tỷ USD trong giai đoạn 2017 - 2040. Đầu tư vào điện mặt trời (trung bình 1,5%/năm) tăng nhanh hơn điện gió (0,8%/năm). Ở Mỹ, tiêu thụ than giảm 45% do sự thoái trào của các nhà máy điện than, sự thay thế của khí tự nhiên và năng lượng tái tạo giá rẻ.

Năm 2040, 80% sản lượng điện của Mexico được tạo ra từ các nguồn năng lượng tái tạo, tăng gấp 4 lần so với hiện nay. Năng lượng mặt trời vượt qua khí đốt và hydro, chiếm ưu thế về năng lượng tại Mexico, đến năm 2040 sẽ tăng gấp 3 lần về quy mô. Đến năm 2040, công suất điện của Mexico tăng 29% trong khi nhu cầu dự kiến tăng 60%.

Dự báo phát thải carbon dioxide Linh Chi (theo Bloomberg)

trong ngành điện tại Mỹ vào năm 2030 sẽ thấp hơn 30% so với năm 2005, rất gần với việc hoàn thành mục tiêu của kế hoạch “Năng lượng sạch”.

Mức phát thải carbon dioxide của ngành điện trên toàn cầu cao nhất vào năm 2026, sau đó giảm 1%/năm đến năm 2040 do Trung Quốc giảm sản lượng than tiêu thụ nhanh hơn so với báo cáo của Bloomberg trước đó. Lượng khí thải của Ấn Độ được kỳ vọng sẽ giảm 44% vào năm 2040 nhờ sự chuyển đổi sang năng lượng mặt trời với đầu tư 405 tỷ USD để xây dựng 660GW PV mới.

Lượng phát thải CO2 từ ngành điện đạt đỉnh vào năm 2026, sau đó giảm nhanh hơn so với các dự báo trước đây. Tuy nhiên, Bloomberg cho rằng thế giới vẫn cần thêm 5,3 nghìn tỷ USD để đầu tư vào 3,9TW năng lượng không carbon để giảm phát thải khí nhà kính và duy trì nhiệt độ toàn cầu không tăng quá 2oC.

Nguồn: Phovoblog

TIN TỨC - SỰ KIỆN

68 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Tiểu ban Thương mại ASCOPE tìm hiểu cơ hội hợp tác với BSR

Ngày 23/11/2017, đoàn đại biểu thuộc Tiểu ban

Thương mại, Hội đồng Dầu khí

các quốc gia Đông Nam Á (ASEAN

Council on Petroleum - ASCOPE) đã

đến Nhà máy Lọc dầu Dung Quất

và tìm hiểu cơ hội hợp tác đầu tư

với Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR).

Các thành viên ASCOPE đã giới thiệu kế hoạch hoạt động của các tiểu ban trong công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí; chương trình nghiên cứu, xây dựng năng

lực của BSR sau khi nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và tái cấu trúc khi doanh nghiệp thực hiện IPO. Tiểu ban Thương mại ASCOPE đã trao đổi với BSR về ngành công nghiệp dầu khí và các thách thức trong giai đoạn biến động của giá dầu thô, nhu cầu phát triển năng lượng ở khu vực Đông Nam Á ngày càng tăng cùng với phát triển kinh tế, đô thị hóa, biến đổi khí hậu toàn cầu.

Lãnh đạo BSR và đại diện ASCOPE đã tập trung thảo luận về định hướng hợp tác dầu khí trong khu vực và việc tham gia của ASCOPE trong khâu quản lý, điều hành khi BSR tham gia IPO, vì mục tiêu đảm bảo an ninh năng lượng, phát triển bền vững trên cơ sở đảm bảo lợi ích các quốc gia, các bên cùng có lợi.

Trang Nhung

TIN TRONG NGÀNH

Ngọc Phương

Nghiên cứu phát triển công nghệ, hóa phẩm gia tăng thu hồi dầu

Bộ Công Thương cho biết các đề xuất đặt hàng nhiệm

vụ khoa học và công nghệ bổ sung năm 2018 và năm 2019 tham gia thực hiện “Chương trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp Quốc gia phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai thác và chế biến khoáng sản đến năm 2025” phải xuất phát từ nhu cầu của doanh nghiệp. Nội dung nghiên cứu trong lĩnh vực dầu khí thuộc hướng nghiên cứu phát triển công nghệ, ứng dụng hóa phẩm tiên tiến, hiện đại để gia tăng thu hồi dầu và duy trì sản lượng giếng, nâng cao hiệu quả khai thác, thu gom, xử lý, vận chuyển, tàng trữ và chế biến dầu.

Trước đó, Bộ Khoa học và Công nghệ đã phê duyệt Khung “Chương trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp Quốc gia phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai thác và chế biến khoáng sản đến năm 2025” thuộc Đề án “Đổi mới và hiện đại hóa công nghệ trong ngành công nghiệp khai khoáng đến năm 2025” được

Mỏ Bạch Hổ. Ảnh: VSP

Tiểu ban Thương mại ASCOPE thăm Phòng điều khiển trung tâm Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 259/QĐ-TTg ngày 22/2/2017. Theo đó, chỉ tiêu đánh giá về tính ứng dụng là 100% số đề tài, dự án xuất phát từ nhu cầu của doanh nghiệp, do doanh nghiệp chủ trì hoặc phối hợp thực hiện và được ứng dụng, thử nghiệm tại doanh nghiệp; tối thiểu 70% kết quả dự án đủ điều kiện trở thành sản phẩm thương mại, chuyển giao cho doanh nghiệp để ứng dụng trong đổi mới, hiện đại hóa công nghệ của doanh nghiệp. Chỉ tiêu về trình độ khoa học,

công nghệ, sở hữu trí tuệ và đào tạo quy định 70% công nghệ được tạo ra đạt các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật tương đương với công nghệ tiên tiến cùng loại của các nước trong khu vực hoặc trên thế giới; 80% nhiệm vụ khoa học công nghệ có kết quả được công bố trên các tạp chí khoa học công nghệ uy tín trong nước; tối thiểu 30% số đề tài, dự án có đăng ký bảo hộ sở hữu trí tuệ được chấp nhận đơn hoặc cấp văn bằng bảo hộ quyền sở hữu trí tuệ.

PETROVIETNAM

69DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tham dự IMARC 2017. Ảnh: PVN

PVU tăng cường hợp tác với Đại học Memorial, Canada

Ngày 8/11/2017, TS. Phan Minh Quốc Bình - Hiệu trưởng Đại

học Dầu khí Việt Nam (PVU) và TS. Neil Bose - Phó Chủ tịch Đại học Memorial (Canada) đã ký Biên bản ghi nhớ nhằm tăng cường hợp tác trong công tác nghiên cứu và đào tạo.

Theo đó, PVU và Memorial sẽ đẩy mạnh các hoạt động hợp tác: trao đổi sinh viên, cán bộ và chuyên gia giảng

dạy; trao đổi ấn phẩm, tài liệu nghiên cứu, thông tin; hợp tác triển khai các dự án chung liên quan đến công tác nghiên cứu, giảng dạy; phát triển các sáng kiến chung với các tổ chức đối tác…

Đại học Memorial cho biết sẽ tài trợ học bổng thường niên giá trị 7.000USD (thạc sĩ kỹ thuật) và 9.000USD (tiến sĩ triết học) để hỗ trợ

các sinh viên đủ tiêu chuẩn tham gia chương trình đào tạo sau đại học.

Nhân dịp này, đoàn công tác của PVU đã tham quan cơ sở nghiên cứu hiện đại của Đại học Memorial, Phòng thí nghiệm nâng cao thu hồi dầu tại Trung tâm Nghiên cứu và Đổi mới Bruneau; cơ sở dữ liệu thư viện… Linh Chi

Hương Giang

Hội nghị quốc tế lần thứ 4 về khai khoáng và các nguồn tài nguyên

Đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam do Phó

Tổng giám đốc Nguyễn Sinh Khang dẫn đầu đã tham dự Hội nghị quốc tế lần thứ 4 về khai khoáng và các nguồn tài nguyên (International Mining and Resources 2017 - IMARC) diễn ra từ ngày 30/10 - 2/11/2017 tại Australia.

Với chủ đề "Tạo giá trị thông qua hợp tác", trên 3.000 đại biểu tại IMARC 2017 đã tập trung trao đổi về các vấn đề khai thác mỏ: từ tìm kiếm, thăm dò đến tài chính và đầu tư, đổi mới và tối ưu hóa công nghệ, năng lượng trong tương lai cũng như cơ sở hạ tầng khai thác, trách nhiệm đối với xã hội và môi trường. Hội nghị đã tập trung thảo luận về các thách thức và cơ hội hợp tác trong tương lai của ngành công nghiệp khai khoáng trên thế giới, đặc biệt là tại khu vực châu Á - Thái Bình Dương.

Trong thời gian này, đoàn công tác của Bộ Công Thương, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã tham dự các cuộc gặp

và làm việc với chính quyền các bang: South Australia, Victoria, Queensland, Bộ Đầu tư và Thương mại South Australia, Cơ quan Điều tiết Năng lượng Australia, Cơ quan Vận hành Thị trường Năng lượng Australia, Cơ quan Thương mại và Đầu tư Queensland để tìm hiểu năng lực và trao đổi cơ hội hợp tác với các doanh nghiệp Australia trong lĩnh vực khí, LNG, phát triển năng lượng tái tạo, truyền tải và phân phối điện, cung ứng than (bao gồm hạ tầng cảng trung chuyển và căn cứ hậu cần).

Với thế mạnh về trữ lượng và sản lượng sản xuất than lớn, hệ thống cơ sở hạ tầng rất phát triển, phía Australia bày tỏ mong muốn tăng cường xuất khẩu than sang thị trường Việt Nam, đồng thời sẵn sàng có các biện pháp hỗ trợ Việt Nam trong quá trình hình thành và phát triển cơ sở hạ tầng cho năng lượng điện sử dụng than.

Xuất phát từ nhu cầu nhập khẩu than khối lượng lớn trong tương lai,

cơ sở hạ tầng cảng được xem là vấn đề then chốt do tính đặc thù của các nhà máy nhiệt điện của Petrovietnam. Các bên đã trao đổi về phương án hợp tác chiến lược nhằm thúc đẩy khả năng cung ứng than từ thị trường tiềm năng Australia.

Tại buổi làm việc với Santos, Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng đã đánh giá cao kết quả hợp tác của Santos với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong các hợp đồng dầu khí Lô 123, 124, 12W và mong muốn hai bên thúc đẩy hợp tác thông qua các dự án mới trong lĩnh vực khí và nhập khẩu LNG. Đoàn công tác đã đến thăm cảng LNG của Santos tại Gladstone thuộc dự án GLNG sản xuất khí tự nhiên hóa lỏng từ các vỉa than ở Queensland.

Bên lề Hội nghị, đoàn công tác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã làm việc với các doanh nghiệp: Transfi eld Woley Parsons, Montserrat Mining, New Black Energy, BMT… trao đổi thông tin về vấn đề bảo dưỡng các nhà máy điện, đào tạo chuyên gia, cơ sở hạ tầng và cung ứng than. Các đối tác đã cung cấp thông tin về mỏ than, thông số kỹ thuật, chất lượng than và đề xuất khả năng hợp tác trong tương lai. Đây là cơ hội lớn cho Việt Nam trong việc tiếp cận, xác định nguồn than chất lượng tốt và xây dựng chiến lược nhập khẩu than lâu dài.


70 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Hội thảo nâng cao hiệu quả quản lý tài chính các liên doanh dầu khí

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Zarubezhneft đã tổ chức Hội

thảo nâng cao hiệu quả quản lý tài chính vào ngày 13 - 14/11/2017. Việc

giá dầu thế giới biến động mạnh, giảm sâu từ năm 2014 đã ảnh hưởng rất lớn tới hoạt động sản xuất kinh doanh của các công ty dầu khí trên

thế giới, trong đó có Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” và Công ty Liên doanh Rusvietpetro.

Trên cơ sở đó, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Zarubezhneft đang nghiên cứu các giải pháp tối ưu hóa chi phí, quản lý các rủi ro trong sản xuất kinh doanh nói chung và tài chính nói riêng, đảm bảo hiệu quả hoạt động của các liên doanh.

Hội thảo đã tập trung thảo luận, hiệu chỉnh và bổ sung các biểu mẫu báo cáo quản trị nhằm nâng cao hiệu quả công tác quản trị, quản lý giám sát hoạt động của các liên doanh phù hợp với pháp luật Việt Nam và Liên bang Nga...

Hội thảo nâng cao hiệu quả quản lý tài chính. Ảnh: PVN

Mỏ Sông Đốc. Ảnh: PVEP

Mạnh Hòa

PVEP và PV Trans thực hiện an toàn, hiệu quả các dự án ngoài khơi

Ngày 8/11/2017, tại Tp. Đà Lạt, Tổng công ty Thăm

dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và Tổng công ty CP Vận tải Dầu khí (PV Trans) đã tổ chức Hội thảo với chủ đề "Nâng cao năng lực phối hợp, thực hiện an toàn, hiệu quả các dự án ngoài khơi".

Hội thảo đã tập trung đánh giá kết quả hợp tác trong các dự án dầu khí, đặc biệt là tại mỏ Đại Hùng

và mỏ Sông Đốc; trên cơ sở đó đề xuất các giải pháp để tiếp tục nâng cao hiệu suất thời gian hoạt động (uptime) của các mỏ. Đối với các dự án khai thác dầu khí trên biển, việc đảm bảo tình trạng sẵn sàng của tàu chứa, xử lý và xuất dầu thô (FPSO) là điều kiện quan trọng để có thể đảm bảo hiệu quả vận hành, khai thác mỏ.

Hoàng Anh

Phạm Thanh

Ngày 9/11/2017, Xí nghiệp Khai thác Dầu khí (OGPE) đã tổ chức Hội thảo Khoa học Công nghệ lần thứ II năm 2017 về lĩnh vực công nghệ, vận hành và khai thác mỏ. Hội thảo đã tập trung thảo luận về các vấn đề khi vận hành khai thác, thu gom và vận chuyển khí/condensate giàn Thiên Ưng; cải tiến chương trình điều khiển nhiệt độ của hệ thống gia nhiệt khí chèn; giải pháp xử lý lắng đọng muối trên hệ thống công nghệ.

Hội thảo đã phân tích các khó khăn, tồn tại trong công tác vận hành, xử lý, thu gom và vận chuyển sản phẩm dầu khí; các giải pháp đảm bảo vận hành và khai thác hiệu quả hệ thống công nghệ trên các công trình biển.

OGPE TỔ CHỨC HỘI THẢO KHOA HỌC CÔNG NGHỆ

PETROVIETNAM

71DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Nhà máy Đạm Phú Mỹ. Ảnh: PVFCCo

Sà lan 10.000DWT của PV Trans cập mạn tàu mẹ để nhận than chuyển tải. Ảnh: PV Trans

Tổng công ty CP Vận tải Dầu khí (PV Trans) cho biết đã ký

kết và triển khai thực hiện hợp đồng vận chuyển than với Công ty CP Kỹ thuật Quốc tế (Ipeco) - đơn vị cung cấp than cho Nhà máy Nhiệt điện Duyên hải 3 (tỉnh Trà Vinh). Theo đó, PV Trans sẽ cung cấp dịch vụ logistics để chuyển tải khoảng 1,2 triệu tấn than nhập khẩu từ tàu mẹ loại Supramax/Ultramax tại khu neo đậu

Vũng Tàu/Tp. Hồ Chí Minh/cửa Sông

Hậu đến Nhà máy Nhiệt điện Duyên

hải 3, với thời gian thực hiện trong

khoảng 6 tháng.

Đầu năm 2017, PV Trans và Tata

International Singapore đã ký hợp

đồng chuyển tải 1 triệu tấn than cấp

cho Nhà máy Nhiệt điện Duyên hải

3. Đến thời điểm này, PV Trans đã

chuyển tải an toàn trên 400.000 tấn Diệu Hạnh

PV Trans chuyển tải than cho Nhà máy Nhiệt điện Duyên hải 3

Bùi Hà

Ngày 22/11/2017, Tổng công ty Phân bón và Hóa chất

Dầu khí - CTCP (PVFCCo) đã dừng hoạt động Nhà máy Đạm Phú Mỹ để tiến hành bảo dưỡng tổng thể. Đây là đợ t bả o dưỡ ng tổ ng thể lớ n và phứ c tạ p nhấ t từ trướ c tớ i nay vớ i trên 4.000 hạ ng mụ c công việ c, đồng thời triển khai đấ u nố i Nhà máy Đạm Phú Mỹ với Dự á n nâng công suấ t xưở ng NH3 và chạy thử Dự án sản xuất NPK công nghệ hóa học.

Nhân dịp này, PVFCCo đã phát động phong trào thi đua “30 ngày đêm lao động sáng tạo phục vụ công tác bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Đạm Phú Mỹ năm 2017” từ ngày 22/11 - 21/12/2017. Mục tiêu là các tổ, đội tham gia bảo dưỡng tổng thể, đấu nối Dự án nâng công suấ t xưở ng

Bảo dưỡng tổng thể Nhà máy Đạm Phú Mỹ

than cho Nhà máy và được khách hàng đánh giá cao. Với kinh nghiệm trong lĩnh vực vận tải, PV Trans đã thiết lập mạng lưới logistics, giải quyết kịp thời các khó khăn trong công tác vận chuyển than về các nhà máy nhiệt điện ở khu vực phía Nam và Đồng bằng sông Cửu Long.

Tính đến cuối tháng 10 năm 2017, PV Trans đã về đích trước 2 tháng các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh năm 2017, tổng doanh thu đạt 5.100 tỷ đồng (vượt 24% kế hoạch), lợi nhuận trước thuế đạt 440 tỷ đồng (vượt 34% kế hoạch), nộp ngân sách Nhà nước đạt 240 tỷ đồng (vượt 20% kế hoạch). Tổng công ty đã tiến hành rà soát định mức tiêu hao nhiên liệu, tối ưu hóa quá trình vận hành đội tàu, tiết giảm từ 5 - 10% chi phí nhiên liệu; rà soát, cắt giảm chi phí quản lý, mua sắm vật tư thiết bị cho các đội tàu; rút ngắn thời gian tiến độ sửa chữa tàu…

NH3, chạy thử Dự án sản xuất NPK có từ 150 ý tưởng sáng tạo trở lên được nghiên cứu, áp dụng.

Trước đó, ngày 1/11/2017, Nhà máy Đạm Phú Mỹ đã đạt sản lượng

777 nghìn tấn urea quy đổi, đạt 101% kế hoạch năm 2017. Đây là năm thứ 11 liên tiếp Nhà máy Đạm Phú Mỹ hoàn thành kế hoạch sản xuất trước thời hạn.


72 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Kevcomp mong muốn hợp tác với BSR

Ngày 10/11/2017, Kevcomp Inc. (Mỹ) đã làm việc với

Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR) để tìm hiểu cơ hội hợp tác đầu tư. Kevcomp được thành lập năm 1992, chuyên cung cấp các giải pháp quản lý kỹ thuật, giải pháp phần mềm quản lý an toàn quy trình vận hành nhà máy lọc dầu, hóa chất, quản lý chuỗi cung ứng…

Theo Tổng giám đốc BSR Trần Ngọc Nguyên trong 10 tháng năm 2017, BSR đạt doanh thu 63,3 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước 7,44 nghìn tỷ đồng, tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu (ROE) là 16,09%; tỷ suất lợi nhuận trên tổng doanh thu (ROS) là 10,07%; tỷ suất lợi nhuận trên tổng tài sản (ROA) là 9,1%. Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đang hoạt

động ở 110% công suất, đáp ứng gần 40% nhu cầu xăng dầu của Việt Nam.

Hai bên đã đánh giá khả năng hợp tác để khai thác các thế mạnh của Kevcomp, đồng thời doanh

nghiệp Mỹ cũng bày tỏ mong muốn mua cổ phần của BSR, tham gia Dự án nâng cấp mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và lĩnh vực hóa dầu.

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất. Ảnh: BSR

Đức Chính

Nguyễn Thanh

Công ty CP Dịch vụ Khai thác Dầu khí PTSC (PPS) cho biết đã ký Hợp đồng cung cấp dịch vụ tư vấn xây dựng hệ thống quản lý bảo dưỡng sửa chữa và dịch vụ bảo dưỡng sửa chữa trạm tra nạp nhiên liệu máy bay (FHS) với Công ty CP Thương mại Xăng dầu Tân Sơn Nhất (Tapetco).

Hệ thống FHS là hệ thống được thiết kế và xây dựng theo các tiêu chuẩn quốc tế (như: JIG, IATA, ICAO, ASTM, EI…), do vậy công tác bảo dưỡng sửa chữa phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khắt khe. Việc Tapetco tin tưởng giao cho PPS triển khai dịch vụ bảo dưỡng sửa chữa trạm tra nạp nhiên liệu máy bay khẳng định uy tín, kinh nghiệm của PPS trong lĩnh vực này.

PPS CUNG CẤP DỊCH VỤ BẢO DƯỠNG SỬA CHỮA CHO TAPETCO

Nhà máy Đạm Cà Mau. Ảnh: PVCFC

Nhà máy Đạm Cà Mau về đích sớm 53 ngày

Bùi Hà

Vào 23 giờ 54 phút ngày 8/11/2017, Công ty CP Phân

bón Dầu khí Cà Mau (PVCFC) đã hoàn thành chỉ tiêu sản xuất sớm hơn 53 ngày so với kế hoạch năm 2017.

Tính đến thời điểm trên, PVCFC đã vận hành Nhà máy Đạm Cà Mau an toàn, ổn định, vượt công suất thiết kế; sản lượng sản xuất đạt 752,23 nghìn

tấn urea quy đổi; tổng doanh thu đạt 5.300 tỷ đồng. Dự kiến kết thúc năm 2017, Nhà máy Đạm Cà Mau sẽ sản xuất được khoảng 880,01 nghìn tấn urea (đạt 117% so với kế hoạch năm), tiêu thụ 875,24 nghìn tấn (đạt 116%), tổng doanh thu ước đạt 5.948 tỷ đồng (112%), lợi nhuận trước thuế ước đạt 667 tỷ đồng.

PETROVIETNAM

73DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Tổng thống Mexico Enrique Peña Nieto ngày

3/11/2017 công bố nước này đã

phát hiện một bể chứa quan trọng với dầu nhẹ và khí chất lượng cao. Đây là phát hiện dầu khí trên bờ

Pemex phát hiện bể chứa dầu khí trên bờ ở bể Veracruz

Ngày 16/11/2017, Rosneft với vai trò là một thành viên trong

dự án Sakhalin-1, đã hoàn thành việc khoan giếng khoan dài nhất thế giới từ giàn Orlan tại mỏ Chaivo, biển Okhotsk, Liên bang Nga.

Chiều dài của giếng khoan đạt kỷ lục thế giới với 15.000m. Đây là một giếng khoan siêu phức tạp với chỉ số DDI (Directional Drilling Index) bằng 8.0 và độ dời ngang là 14.129m.

Chương trình khoan khai thác mở

rộng Sakhalin-1 sử dụng công nghệ khoan nhanh để giảm chi phí xây dựng các công trình, đường ống và các cơ sở hạ tầng ngoài khơi khác cũng như giảm tác động đến môi trường.

Sakhalin-1 là một trong những dự án ngoài khơi quy mô lớn đầu tiên ở Liên bang Nga bao gồm 3 mỏ: Chaivo, Odoptu và Arkutun-Dagi. Trong đó, Rosneft nắm giữ 20% cổ phần, ExxonMobil 30%, Sodeco 30% và ONGC Videsh Ltd. 20%.

Rosneft khoan giếng dầu dài nhất thế giới tại dự án Sakhalin-1

TIN THẾ GIỚI

Hiền Trang (theo Pemex)

Tạ Anh (theo Rosneft)

quan trọng nhất của Pemex trong suốt 15 năm qua.

Từ kết quả khoan giếng Ixachi-1 cách cảng Veracruz 72km về phía Nam, gần Cosamaloapan, Pemex đã phát hiện bể chứa dầu khí với trữ lượng thu hồi khoảng 350 triệu thùng dầu quy đổi.

Bể chứa gần với hệ thống đường ống quốc gia, do đó có thể đưa vào khai thác trong thời gian ngắn. Dựa trên các nghiên cứu sơ bộ, Pemex nhận định diện tích của bể chứa này có thể lớn gấp đôi ước tính ban đầu. Trong giai đoạn ngắn và trung hạn, sản lượng khai thác từ bể chứa này sẽ đáp ứng nhu cầu khí ẩm và dầu thô nhẹ tại Mexico.

Quang Trung (theo Talos Energy)

Vị trí giếng Ixachi-1 bể Veracruz. Ảnh: Pemex

Mỏ Chaivo nằm phía Đông Bắc đảo Sakhalin được đưa vào hoạt động từ năm 2005. Ảnh: Rosneft

Ngày 21/11/2017, Talos Energy LLC và Stone Energy Corp. đã đồng ý sáp nhập thành Talos Energy Inc., hoạt động chủ yếu trong lĩnh vực thăm dò, khai thác ngoài khơi.

Việc sáp nhập dự kiến sẽ kết thúc vào cuối Quý I/2018. Theo đó, Talos Energy LLC sẽ nắm giữ 63% cổ phần trong công ty mới và Stone Energy Corp. sở hữu 37% cổ phần còn lại. CEO của Talos Energy LLC, Timothy S.Duncan đảm nhiệm vị trí CEO của Talos Energy Inc.

Talos Energy Inc. có trữ lượng xác minh là 136 triệu thùng dầu quy đổi tính đến ngày 30/6/2017 theo định giá của SEC, trong đó 69% trữ lượng là dầu và 74% trữ lượng nằm ở vịnh nước sâu Mexico.

TALOS ENERGY LLC SÁP NHẬP VỚI STONE ENERGY CORP.


74 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Beach Energy có 2 phát hiện khí ở bể Cooper

Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Nigeria cho biết việc thực

hiện giai đoạn cuối thỏa thuận với Chevron Corp. sẽ gia tăng sản lượng khai thác tại Nigeria lên 39.000 thùng dầu/ngày và 283 triệu ft3 khí tiêu chuẩn/ngày.

Các ngân hàng thương mại Nigeria đã đồng ý tài trợ 400 triệu

USD và các ngân hàng thương mại quốc tế sẽ tài trợ 380 triệu USD cho dự án này. Như vậy, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Nigeria và Chevron Corp. đã hoàn thành tổng mức đầu tư 1,7 tỷ USD để phát triển mỏ khí và condensate Sonam và Okan ở đồng bằng Niger.

Beach Energy Ltd. đã có 2 phát hiện khí tự nhiên trong

chương trình khí Western Flank ở bể Cooper, phía Nam Australia.

Công ty này cho biết giếng

Lowry-1 được khoan qua thành hệ Patchawarra tuổi Permian, Lô Udacha.

Kết quả khoan thử nghiệm 2 giờ ở độ sâu 2.586 - 2.593m cho dòng khí

9,4 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày tại choke 48/64inch, áp suất dòng chảy 955psi. Ngoài ra, giếng khoan thử nghiệm còn cho 34 thùng condensate, ước tính sản lượng thu hồi có thể đạt 400 thùng/ngày.

Lowry-1 là giếng thăm dò thứ hai được khoan trong chiến dịch khoan tại Lô Udacha, nằm cách Nhà máy xử lý khí Middleton khoảng 4km về phía Tây Bắc, giúp xác minh tính khả thi của việc mở rộng nhà máy lên 40 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày từ công suất ban đầu 25 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày.

Kết quả giếng khoan Crawford-1 cũng có phát hiện khí đốt, cách Nhà máy xử lý khí Middleton khoảng 2km về phía Tây Bắc.

Phan Anh (theo OGJ)

Tài trợ phát triển mỏ khí, condensate Sonam và Okan tại Nigeria

Chi Anh (theo OGJ) Chi Linh (theo OGJ)

Các giếng tại bể Cooper (tháng 10/2017). Ảnh: OGJ.

Một mỏ dầu tại đồng bằng Niger. Ảnh: Getty Image.

Bên cạnh việc mua lại Lô 49 của Tethys Oil Oman, ngày 14/11/2017, Bộ Dầu mỏ và Khí đốt Oman đã ký hợp đồng 2 lô dầu khí trên bờ và 1 lô dầu khí chưa thăm dò ngoài khơi.

Eni Oman BV và Công ty Thăm dò Khai thác dầu Oman (OOCEP) sẽ tiến hành khảo sát địa chấn 3D và khoan 1 giếng thăm dò tại Lô 52 với diện tích 90.760km2 thuộc bờ biển phía Nam Oman, độ sâu 10 - 3.000m nước. Lô này chưa được thăm dò mở rộng từ vùng Al Wusta về hướng Dhofar, bao gồm quần đảo Hallaniyat.

Eni Oman BV (công ty con của Eni S.p.A) sẽ điều hành Lô 52 với 85% cổ phần, OOCEP nắm giữ 15% cổ phần. Eni Oman BV cũng chấp thuận chuyển nhượng 30% cổ phần của Lô 52 cho Qatar Petroleum và đang chờ Chính phủ Oman phê duyệt.

Bộ Dầu mỏ và Khí đốt Oman cũng cấp phép khảo sát địa chấn 2 lô dầu khí trên bờ cho Occidental Oman và OOCEP (Lô 30 với diện tích 1.185km2), ARA Petroleum (Lô 31 với diện tích 8.528km2).

Oman triển khai nhiều lô dầu khí trên bờ và ngoài khơi

PETROVIETNAM

75DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Cung - cầu dầu thô năm 2017

Trong phiên giao dịch ngày 30/11/2017, giá dầu thế giới đi lên, sau khi Tổ chức Các nước Xuất khẩu Dầu mỏ (OPEC) cùng một số nước sản xuất dầu khác nhất trí gia hạn thỏa thuận cắt giảm sản lượng đến cuối năm 2018. Giá dầu thô ngọt nhẹ Mỹ (WTI) giao tháng 1/2018 tăng lên 57,4 USD/thùng, trong khi giá dầu Brent giao cùng kỳ cũng tăng lên 63,57 USD/thùng.

Bộ trưởng Năng lượng, Công nghiệp và Khoáng sản của Saudi Arabia Khalid Al-Falih cho biết, 24

quốc gia trong và ngoài OPEC quyết định duy trì việc cắt giảm sản lượng khoảng 1,8 triệu thùng dầu/ngày đến ngày 31/12/2018.

Mối lo ngại lớn nhất của OPEC là sản lượng dầu của Mỹ tăng. Theo số liệu của Chính phủ Mỹ, sản lượng dầu trong nước đạt kỷ lục mới là 9,68 triệu thùng/ngày vào cuối tháng 11/2017. Hãng tư vấn Rystad Energy nhận định sản lượng của Mỹ sẽ đạt 9,9 triệu thùng/ngày trong tháng 12/2017, gần bằng mức sản lượng của các nước sản xuất dầu mỏ hàng đầu là Liên bang Nga và Saudi Arabia.

Theo Báo cáo thị trường dầu khí

tháng 11 của OPEC, nhu cầu dầu thô toàn cầu trong Quý IV/2017 ước đạt 98,1 triệu thùng/ngày và cả năm là 97 triệu thùng/ngày.

Trong đó, Trung Quốc đứng đầu thế giới về tiêu thụ dầu với 12,3 triệu thùng/ngày. Trung Quốc chủ yếu nhập khẩu dầu thô từ Trung Đông và Liên bang Nga. Theo Bloomberg, Trung Quốc sẽ đưa nhà máy lọc dầu có tổng mức đầu tư 24 tỷ USD, công suất 20 triệu tấn/năm (400.000 thùng/ngày) tại đảo Zhoushan, tỉnh Zhejiang vào hoạt động trong năm 2018. Nhà điều hành Rongsheng Petrochemical dự kiến sẽ tăng gấp đôi công suất của nhà máy lọc dầu này vào năm 2020. Tập đoàn Hengli có kế hoạch xây dựng một nhà máy lọc dầu có công suất tương đương với nhà máy lọc dầu của Rongsheng Petrochemical ở thành phố Dalian, phía Bắc tỉnh Liaoning. Hiện nay, Trung Quốc có 34 nhà máy lọc dầu tư nhân đã được cấp phép xây dựng.

Ấn Độ đang đứng thứ ba thế giới về nhu cầu năng lượng, nhưng trong tương lai gần có khả năng vượt Trung Quốc về lượng dầu nhập khẩu và có mức tăng trưởng tiêu thụ dầu lớn nhất thế giới cho đến năm 2040.

Nguồn cung dầu toàn cầu trong tháng 10/2017 đạt trung bình tháng 96,71 triệu thùng/ngày, tăng 530.000 thùng/ngày so với tháng trước. Tăng trưởng nguồn cung chủ yếu từ Mexico, Na Uy, Anh, Brazil, Canada, Malaysia và Trung Quốc. OPEC dự báo nguồn cung từ các nước ngoài OPEC trung bình năm 2017 sẽ đạt 57,67 triệu thùng/ngày và trung bình năm 2018 đạt 58,54 triệu thùng/ngày. Trong đó, Mỹ vẫn sẽ đóng vai trò chính trong tăng trưởng nguồn cung của các nước ngoài OPEC. Tuy nhiên, trong Báo cáo triển vọng năng lượng 2017 IEA mới công bố, ước tính sản lượng

THỊ TRƯỜNG DẦU KHÍ

30

40

50

60

70

80

USD

/TH

ÙN

G

Brent WTI

Hình 1. Diễn biến giá dầu giao ngay từ ngày 13/10 - 17/11. Nguồn: EIA

76 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


dầu chặt sít của Mỹ sẽ tăng 8 triệu thùng/ngày từ năm 2010 đến năm 2025. Đây là giai đoạn tăng trưởng sản lượng dầu mỏ cao nhất của một quốc gia trong lịch sử. Sản lượng khai thác khí đá phiến của Mỹ sẽ tăng 630 tỷ m3 trong vòng 15 năm kể từ năm 2008 và vượt qua kỷ lục trước đó. IEA cũng dự báo khi các mỏ dầu chặt sít của Mỹ duy trì sản lượng ổn định vào cuối những năm 20 của thế kỷ XXI và sản lượng khai thác của các nước ngoài OPEC giảm, thị trường dầu mỏ sẽ ngày càng phụ thuộc vào Trung Đông để đạt được mức cân bằng.

Dự báo chi phí đầu tư cơ bản năm

2018

Kết quả khảo sát sơ bộ về chi phí đầu tư của hơn 200 công ty dầu khí hoạt động trên thế giới, Barclays dự báo đầu tư cơ bản trong năm 2018 của ngành dầu khí toàn cầu sẽ chỉ tăng ở mức 4%. Tăng trưởng đầu

tư ở Bắc Mỹ được dự báo sẽ tăng 10 - 15% trong khi tăng trưởng ở các khu vực khác chỉ duy trì ở mức 2%, do vậy giá dầu WTI trung bình năm 2018 sẽ ổn định ở mức 50 - 55USD/thùng. Tăng trưởng đầu tư năm 2017 của ngành dầu khí toàn cầu hiện nay chỉ đạt 2%, thấp hơn 1% so với dự báo vào tháng 3/2017. Trong đó, chi phí đầu tư của các công ty dầu khí quốc gia (NOCs) tăng khoảng 5% còn các công ty dầu khí quốc tế (IOCs) và các tập đoàn dầu khí thượng nguồn (E&Ps) ở châu Âu và Mỹ đều giảm nhẹ.

Về khu vực, mức gia tăng đầu tư sẽ cao nhất ở châu Á (17%), đặc biệt là các công ty dầu khí quốc gia Trung Quốc (PetroChina, CNOOC, Sinopec), Liên bang Nga và các nước thuộc Liên Xô cũ (4%), Trung Đông (1%).

Đầu tư cho các hoạt động dầu khí biển, Barclays dự báo sẽ giảm

khoảng 20% trong năm 2017 và khuynh hướng này vẫn tiếp diễn trong năm 2018 với mức giảm 10 - 15%. Trong năm 2019, Barclays cho rằng 3 yếu tố giúp tăng đầu tư trong ngành dầu khí là giá dầu sẽ ổn định ở mức trung bình 60USD/thùng, tỷ lệ vốn đầu tư của các IOCs trong tổng vốn đầu tư toàn cầu giảm và chi phí dịch vụ của hoạt động thượng nguồn (dầu khí phi truyền thống) tăng cao ở các mỏ trên đất liền Mỹ.

Hoạt động của các công ty dầu khí

Trong cuộc hội đàm giữa Chủ tịch nước Trung Quốc Tập Cận Bình và Tổng thống Mỹ Donald Trump ở Bắc Kinh ngày 8/11/2017, Mỹ và Trung Quốc đã đạt được thỏa thuận để Sinopec và Ngân hàng Nhà nước Trung Hoa cùng với Công ty Năng lượng Alaska Gasline Development hợp tác khai thác khí ở Alaska. Đề án có giá trị 43 tỷ USD và một phần

Cung/Cầu

Năm 2017 Năm 2018

Quý I Quý II Quý III Quý IV Cả

năm Quý I Quý II Quý III Quý IV

Cả

năm

CẦU 95,6 96,3 97,8 98,1 97,0 97,2 97,7 99,2 99,6 98,5

OECD 47,0 46,9 47,7 47,7 47,4 47,4 47,1 48,0 48,0 47,7 Châu Mỹ 24,6 25,0 25,3 25,0 25,0 24,8 25,2 25,5 25,3 25,2 Châu Âu 13,8 14,2 14,5 14,3 14,2 14,0 14,2 14,6 14,3 14,3 Châu Á - Thái Bình Dương 8,6 7,7 7,9 8,4 8,2 8,6 7,7 7,9 8,4 8,2 Các nước đang phát triển 31,5 31,9 32,3 32,0 31,9 32,2 32,6 32,9 32,7 32,6 Liên Xô cũ 4,5 4,4 4,8 5,1 4,7 4,6 4,5 4,9 5,2 4,8 Các nước châu Âu khác 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 Trung Quốc 11,9 12,4 12,3 12,5 12,3 12,3 12,8 12,7 12,9 12,7 CUNG 96,1 95,8 96,3

Các nước ngoài OPEC 57,8 57,2 57,3 58,1 57,6 58,3 58,2 58,3 59,0 58,4

OECD 25,4 25,1 25,4 25,9 25,4 26,2 26,2 26,3 26,9 26,4 Châu Mỹ 21,1 20,9 21,3 21,6 21,2 21,9 22,0 22,1 22,4 22,1 Châu Âu 3,9 3,8 3,7 3,9 3,8 3,9 3,8 3,8 4,0 3,9 Châu Á - Thái Bình Dương

0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,4

Các nước phát triển 12,0 11,9 11,9 12,1 12,0 12,0 12,0 12,1 12,0 12,0 Liên Xô cũ 14,1 13,9 13,8 13,9 13,9 13,9 13,9 13,8 14,0 13,9 Các nước châu Âu khác 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Trung Quốc 4,0 4,0 3,9 3,9 4,0 3,9 3,8 3,8 3,8 3,8 Gia tăng từ lọc dầu 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 OPEC 38,3 38,6 39,0

NGL 6,2 6,3 6,3 6,4 6,3 6,4 6,5 6,5 6,5 6,5 Dầu thô 32,1 32,3 32,7

Nguồn: Báo cáo thị trường dầu khí tháng 11 của OPEC

Bảng 1. Dự báo cung - cầu dầu thô thế giới năm 2017 - 2018Đơn vị: triệu thùng/ngày

PETROVIETNAM

77DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

sản phẩm sẽ cung cấp cho Trung Quốc dưới dạng LNG. Đến nay, Trung Quốc nhập khẩu khí khô và LNG chủ yếu từ Liên bang Nga, các nước Trung Á thuộc Liên Xô cũ và Qatar. Thỏa thuận mới này thực thi chủ trương chiến lược đa dạng hóa nguồn cung năng lượng của Trung Quốc, đồng thời giải quyết yêu cầu của Mỹ với Trung Quốc về giảm thặng dư thương mại giữa 2 nước.

Hiệp hội khai thác dầu khí Canada (CAPP) yêu cầu Chính phủ Canada xây dựng chiến lược “Tầm nhìn quốc gia về phát triển ngành dầu khí” nhằm tìm kiếm các cơ hội cung cấp năng lượng và phát triển công nghệ mới, sáng chế - phát minh, quản lý năng lượng. Chiến lược này tập trung vào cách thức tham gia các thị trường năng lượng; soạn thảo các văn bản pháp luật có hiệu lực cao; các chính sách khuyến khích sáng tạo - phát minh; chỉ đạo giải quyết vấn đề biến đổi khí hậu, ô nhiễm môi trường; hệ thống thuế, phí trong lĩnh vực năng lượng...

BNP Paribas thông báo ngừng cung cấp tài chính đầu tư vào các đề án phát triển tài nguyên dầu khí phi truyền thống và tài nguyên dầu khí Bắc Cực. Ngân hàng này cho biết không còn muốn đầu tư vào lĩnh vực vận chuyển và xuất khẩu dầu phi truyền thống cũng như đã ngừng tham gia các đề án tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí ở Bắc Cực. Các giải pháp này chứng tỏ BNP Paribas sẽ từng bước ngừng cung cấp tài chính cho các công ty không tích cực tham gia quá trình chuyển dịch nền kinh tế Pháp dựa trên năng lượng hóa thạch (carbon) sang nền kinh tế phi carbon để đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo nhằm thực hiện mục tiêu chống biến đổi khí hậu trên toàn cầu. Trước đây, ngân hàng này

là tổ chức đầu tiên ngừng đầu tư cho các mỏ than, các nhà máy nhiệt điện chạy than và chuyển hướng đầu tư sang các đề án năng lượng tái tạo với mục tiêu đạt 15 tỷ EURO vào năm 2020.

KSC, công ty con của Kufpec tại Na Uy, đã đạt được thỏa thuận mua lại 15% quyền lợi tại mỏ Gina Krog từ Total E&P Norge AS với giá 317 triệu USD. Qua thương vụ này, KSC đưa trữ lượng tăng thêm 34 triệu thùng dầu quy đổi, sản lượng tăng thêm 9000 thùng/ngày và tổng sản lượng của Kufpec tại Na Uy đạt 25.000 thùng/ngày.

Energean Oil & Gas soạn thảo quyết định đầu tư cuối cùng trước cuối năm nay cho các mỏ khí Karish và Tanin trên vùng biển của Israel. Công ty con Energean Israel hy vọng sẽ bắt đầu khai thác các mỏ này vào năm 2020 với trữ lượng thu hồi khoảng 2,7 nghìn tỷ ft3 khí đốt và 41 triệu thùng dầu nhẹ, công suất khai thác ở mỏ Karish sẽ đạt 400 triệu ft3/ngày và chi phí cho phát triển mỏ ước tính 1,3 - 1,5 tỷ USD.

Chevron Australia Pty.Ltd. đã nhận được 3 giấy phép thăm dò (Lô WA-528P, WA-529P, WA-530P) ở bể Carnarvon Bắc, ngoài khơi Tây Australia. Các lô này liền kề nhau, có diện tích 23.170km2, thuộc vùng nước sâu. Chevron Australia và đối tác liên doanh là Woodside Petroleum Ltd. sẽ điều hành đề án này với quyền lợi 50/50. Tại thềm lục địa Tây Australia, Chevron đã phát hiện 50 nghìn tỷ ft3 khí đốt và đang tiến hành phát triển khai thác mỏ để thương mại hóa nguồn tài nguyên của khu vực này.

Gazprom và KazMunayGas (Kazakhstan) đang nghiên cứu thành lập liên doanh Russian-Kazakhstani xử lý khí đốt khai thác

từ mỏ dầu Karrachaganak, sử dụng công suất hiện có của nhà máy xử lý khí Orenburg của Liên bang Nga.

Bộ Mỏ và Dầu khí Guinea xích đạo đã ký với Ophir Energy PLC, Công ty Dầu khí Quốc gia GEPetrol hợp đồng chia sản phẩm (PSC) Lô EG-24 ngoài khơi Rio Muni, diện tích 3.537km2. Ophir Energy PLC là nhà điều hành đề án và sẽ xây dựng cơ sở FLNG (hóa lỏng khí đốt nổi) trên Lô R ngoài khơi Equatorial Guinea. Hợp đồng PSC quy định thời gian thăm dò gồm 2 pha, mỗi pha kéo dài 2 năm cộng thời gian gia hạn 1 năm. Trong giai đoạn thăm dò, Ophir sẽ mua và xử lý số liệu địa chấn đã có, mua và minh giải 3.000km2 địa chấn 3D mới. Nếu có phát hiện thương mại sẽ tiến hành phát triển mỏ và khai thác trong 25 năm, có thể kéo dài thêm 5 năm. Ngoài ra, Bộ Mỏ và Dầu khí Guinea xích đạo cũng ký hợp đồng PSC Lô EG-11 với ExxonMobil Corp. Sản lượng dầu khí của Guinea xích đạo hiện nay là 342.000 thùng/ngày.

Total và Văn phòng Quốc gia Dầu khí của Guinea (ONAP) đã ký thỏa thuận đánh giá kỹ thuật nghiên cứu 55.000km2 vùng nước sâu và cực sâu của thềm lụa địa Guinea Conakry. Thỏa thuận giao cho Total đánh giá tiềm năng dầu khí của các bể trầm tích ở khu vực này trong thời gian 1 năm dựa trên số liệu hiện có và chọn lựa 3 vùng để cấp phép khởi đầu thực hiện chương trình tìm kiếm ở đây. Chủ tịch của Total, Kevin McLachlan cho rằng thỏa thuận này tạo cơ hội lớn để Total đánh giá giá trị dầu khí của khu vực kéo dài bể Mauritania - Senegal, nơi Total đang hoạt động ở vùng biển Tây Phi.

Công ty Khí hóa lỏng Sydney AGL Ltd. đã kết thúc đàm phán chuyển nhượng 50% cổ phần tại đề án khí đốt Moranbah ở Bắc Queenland (Australia) cho công ty phân phối khí tư nhân Trung Quốc Shandong Order Gas Co. và công ty đầu tư tư nhân Australia Orient

78 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017


Energy Pty. Ltd. Shandong Order Gas Co. cung cấp khí cho khoảng 7 triệu khách hàng ở Trung Quốc và có tài sản trị giá 5,5 tỷ USD trong đó có 3 tỷ USD là tài sản năng lượng. Mặc dù Orient Energy cũng là một công ty Australia nhưng đứng phía sau là các nhà đầu tư Trung Quốc.

Kuwait Petroleum Corp (KPC) ký hợp đồng với Saipem S.p.A nhằm xây dựng hệ thống đường ống trên đất liền nối từ các mỏ đang khai thác để cung cấp dầu thô cho một liên hợp lọc hóa dầu công suất 5.000 thùng/ngày đang được xây dựng tại Al-Zour, miền Nam Kuwait. Saipem sẽ cung cấp công nghệ, mua sắm thiết bị và xây dựng đường ống dài 450km, nối các hệ thống gom dầu tại các mỏ đến các bồn chứa của liên hợp lọc hóa dầu. Công trình dự kiến sẽ đi vào hoạt động trong năm 2018 - 2019.

Vai trò của khí đốt trong công

nghiệp ở Mỹ

Theo Bộ Năng lượng Mỹ, khí đốt là nhiên liệu chủ yếu trong ngành công nghiệp điện, đặc biệt là bảo đảm tính sẵn sàng và ổn định của hệ thống phát điện, truyền tải điện. Bộ trưởng Bộ Năng lượng Mỹ Rick Perry cho biết ngành công nghiệp điện của Mỹ đã trải qua nhiều thay đổi lớn và chính phủ không (quản lý) theo kịp sự thay đổi đó.

Sự đổi mới tư duy khoa học dẫn đến sản lượng khai thác khí đốt phi truyền thống (khí than, khí phiến sét, khí chặt sít) của Mỹ tăng nhanh. Thông qua việc áp dụng kỹ thuật khoan ngang và công nghệ nứt vỡ thủy lực, sản lượng khí đốt cung cấp cho ngành điện khí gia tăng nhanh chóng từ thập kỷ 80 của thế kỷ trước và sẽ ổn định trong tương lai, dẫn đến giá thành sản xuất điện thấp, có thể cạnh tranh với các nguồn điện khác. Nhà máy điện khí chiếm diện tích nhỏ, thời gian xây dựng ngắn, dễ dàng triển khai gần các địa bàn tiêu thụ lớn/nhỏ nên rút ngắn khoảng cách giữa cơ sở sản xuất điện và tiêu thụ điện. Tập đoàn Đảm bảo Độ tin cậy điện Bắc Mỹ (North American Electric Reliability Corporation - NERC) đưa ra đề xuất thay đổi kế hoạch phát triển kinh tế vùng đã được các bang phê duyệt, bao gồm:

- Nghiên cứu đánh giá các tác động tiềm năng đến độ an toàn cung cấp điện theo các địa phương phụ thuộc lớn vào nguồn cung khí trên cơ sở các cách tiếp cận rủi ro;

- Khảo sát các nguyên nhân xảy ra các sự cố lớn thường gặp trong hệ thống đường ống dẫn khí liên bang và thiệt hại nguồn cung;

- Xây dựng các chiến lược xử lý các rủi ro mang tính khu vực, tăng cường chia sẻ thông tin và phối

PGS.TS. Trần Ngọc Toản (giới thiệu)

hợp hoạt động giữa các công ty sản xuất điện, cung cấp khí, điều hành đường ống;

- Bảo đảm tính sẵn sàng của các nguồn nhiên liệu khác để xử lý sự cố gián đoạn nguồn cung khí.

Dự trữ khí đốt trong các tầng chứa của mỏ dầu khí đã khai thác cạn kiệt, trong các hang hốc ở tầng nước ngầm hoặc trong các mỏ muối đã bỏ hoang là giải pháp được Bộ Năng lượng khuyến khích để giảm thiệt hại liên quan đến rủi ro nguồn cung trong ngắn hạn. Do hệ thống sản xuất điện, hệ thống khai thác khí và vận chuyển - tàng chứa khí nằm phân tán, hệ thống phân phối dễ bị tác động bởi các yếu tố thời tiết nên ngành công nghiệp điện khí rất khó phát hiện các sự cố. Do đó yêu cầu của Bộ Năng lượng Mỹ đối với các doanh nghiệp sản xuất - kinh doanh điện khí phải có chiến lược cụ thể, toàn diện để bảo đảm tính an toàn, độ tin cậy của toàn hệ thống là điểm nổi bật của phương thức quản lý hiện đại mà các nước cần tham khảo.

Tiến bộ khoa học - công nghệ là nhân tố quan trọng nhất để giảm giá thành khai thác dầu ở Mỹ (chủ yếu là dầu khí phi truyền thống), bảo đảm hoạt động có lãi trong khi hoạt động thượng nguồn ở các nước khác chủ yếu bị lỗ. Mỹ là nước tiêu thụ năng lượng và nhập khẩu dầu ròng lớn nhất thế giới, nền kinh tế Mỹ cần được phục hồi sau khủng hoảng nên rất cần giá năng lượng rẻ. Đây cũng là lý do để các nhà phân tích thị trường cho rằng giá dầu trong tương lai gần khó có thể tăng trở lại như thời kỳ trước năm 2014. Điều này cũng chỉ ra rằng muốn phát triển lĩnh vực thượng nguồn không thể dựa vào giá dầu cao mà phải thông qua con đường phát triển khoa học công nghệ tiến bộ.

Nguồn: wvrecord.com

PETROVIETNAM

79DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

PHỔ BIẾN SÁNG KIẾN

0

50

100

150

200

250

300

350

-2

3

8

13

18

23

28

33

Áp su

ất đ

ầu g

iàn

(Bar

g)

Thời gian

Áp suất tại TB WHP

Lưu lượng khí tiêu thụ

Lượn

gm

etha

nol s

ử dụ

ng (l

ít/lầ

n)Hệ thống khí Hàm Rồng - Thái Bình, Petronas Carigali

Overseas SDN BHD (PCOSB) yêu cầu lưu lượng tối thiểu cho việc mở giếng phải đạt 5 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày. Tuy nhiên, lượng khí tiêu thụ trung bình trong 12 ngày đầu gas-in chỉ đạt khoảng 0,61 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày. Việc vận hành ở lưu lượng thấp hơn 2 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày sẽ phải đốt lượng lớn khí dư để không bị quá áp đường ống dẫn khí vào bờ. Trong điều kiện vận hành ở lưu lượng thấp sẽ không đủ nhiệt dẫn đến hình thành hydrate, gây tắc nghẽn đường ống, do vậy phải bơm methanol liên tục vào trước choke valve để ức chế hình thành hydrate. Ngoài ra, chế độ dòng chảy thấp sẽ dẫn đến tăng lượng chất lỏng tích tụ trong đường ống (hold-up). Khi chênh áp đủ lớn hoặc thay đổi lưu lượng khí thì lượng chất lỏng này ngập bình tách cao áp tại Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải và kích hoạt dừng khẩn cấp.

Để thực hiện quá trình gas-in đúng tiến độ, không cần đốt khí gây lãng phí tài nguyên đồng thời đảm bảo cung cấp khí liên tục cho khách hàng kể từ thời điểm gas-in, nhóm tác giả thuộc Công ty Vận chuyển khí Đông Nam Bộ đã đề xuất các giải pháp sau: vận hành không liên tục (linepack và unlinepack) khi chạy ở lưu lượng dưới 2 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày thay vì đốt bỏ khí dư; điều chỉnh độ mở choke valve với lưu lượng phù hợp để rút ngắn thời gian warm-up nhằm giảm lượng methanol bơm vào trước choke valve mỗi lần khởi động lại; tăng lưu lượng theo quy trình ram-up để điều tiết lượng lỏng về bờ nằm trong khả năng xử lý của bình tách cao áp đầu vào Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải. Nhóm tác giả đã sử dụng phần mềm mô phỏng OLGA tính toán

và đánh giá chế độ dòng chảy (fl ow assurance) để điều tiết lượng lỏng về bờ, đồng thời mô phỏng bằng phần mềm HYSYS để tính toán đường cong hình thành hydrate tại choke valve, lượng khí linepack/unlinepack trong đường ống. Giải pháp này đã được biên soạn thành Quy trình hướng dẫn vận hành cho phương án linepack/unlinepack. Phương án này được áp dụng khi lưu lượng tiêu thụ thấp hơn nhiều so với lưu lượng tối thiểu giàn TBDP-A cung cấp, cụ thể như sau:

- Bước 1: Tại giàn TBDP-A, mở choke valve và duy trì ở mức lưu lượng cung cấp tối thiểu cho đến khi áp suất đầu ra của choke valve đạt 30barg thì đóng choke valve.

- Bước 2: Tiếp tục sử dụng lượng khí linepack trong đường ống để cấp cho khách hàng đến khi áp suất đầu vào Trung tâm Phân phối khí Tiền Hải khoảng 15 - 17barg tương ứng với áp suất đầu ra của choke valve tại giàn TBDP-A khoảng 17 -18barg thì PCOSB thực hiện mở choke valve cấp khí vào đường ống.

- Bước 3: Mở choke valve để cấp khí vào đường ống (như bước 1) và thực hiện bơm methanol để chống hình thành hydrate nếu có. Tổng thời

gian bơm khoảng 30 - 60 phút.

Theo phương án linepack/unlinepack cần đóng/mở choke valve 12 lần. Lượng methanol sử dụng giảm dần về 0 do tăng lưu lượng khi mở choke valve trở lại để giảm lượng lỏng tích tụ trong giếng và giảm thời gian warm-up lên trên nhiệt độ tạo hydrate. Tổng lượng methanol sử dụng cho 12 lần đóng/mở choke valve là 569 lít (trung bình 81,3 lít/lần), trong khi theo thiết kế là 375 lít/lần. Bên cạnh đó, giải pháp giúp tiết kiệm hơn 10 tỷ đồng do không phải đốt bỏ khí cùng các chi phí thuê nhân công, thiết bị do việc gas-in chậm tiến độ.

Giải pháp vận hành ở lưu lượng thấp hơn 2 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày và ngừng cấp khí đầu giàn Thái Bình trong thời gian ngắn tại hệ thống khí Hàm Rồng - Thái Bình đã được công nhận sáng kiến cấp Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và có thể áp dụng trong các thời điểm khách hàng sử dụng khí với lưu lượng thấp hoặc dừng giàn Thái Bình trong thời gian ngắn để bảo dưỡng sửa chữa. Sáng kiến này có thể áp dụng đối với các hệ thống khí khác có tính chất tương tự.

Phương án vận hành ở lưu lượng thấp hơn 2 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày và ngừng cấp khí đầu giàn Thái Bình trong thời gian ngắn

tại hệ thống khí Hàm Rồng - Thái Bình

Nguyễn Phương Cảo, Bùi Tuấn Hùng

Nguyễn Hữu Biên

Đồ thị áp suất, lưu lượng và lượng methanol sử dụng trong giai đoạn chạy thử

CÔNG BỐ KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

80 DẦU KHÍ - SỐ 11/2017

Ngọc Chi (giới thiệu)

Viện Dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu xây dựng và áp dụng Bộ

chỉ số hiệu quả môi trường (EPI) nhằm nâng cao hiệu quả quản lý môi trường trong lĩnh vực lọc - hóa dầu.

Chủ nhiệm đề tài Phạm Thành Đạt và các cộng sự thuộc Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển An toàn và Môi trường Dầu khí - Viện Dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu thiết lập Bộ chỉ số EPI đặc thù cho lĩnh vực lọc - hóa dầu; đánh giá kết quả áp dụng Bộ chỉ số EPI và hiệu quả của công tác quản lý môi trường cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và Nhà máy Đạm Phú Mỹ. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đề xuất các giải pháp cải tiến hiệu quả quản lý môi trường cho các đơn vị hoạt động trong lĩnh vực lọc - hóa dầu.

Bộ chỉ số EPI đặc thù cho lĩnh vực lọc - hóa dầu gồm có: nhóm chỉ số vận hành (Operational Performance Indicators - OPIs) và nhóm chỉ số quản lý (Management Performance Indicators - MPIs), được đề xuất trên cơ sở đánh giá, sàng lọc từng chỉ số theo các tiêu chí đang được áp dụng phổ biến trên thế giới.

Nhóm chỉ số vận hành gồm các nhóm liên quan đến vật liệu, năng lượng, sản phẩm, chất thải rắn, phát thải (khí, nước…), vận hành của nhà máy (sản phẩm, dịch vụ hỗ trợ, thiết bị và nhà xưởng…). Nhóm chỉ số quản lý gồm các nhóm liên quan đến chương trình và chính sách quản lý, đáp ứng tiêu chuẩn, mối tương quan giữa hiệu quả môi trường và hiệu quả tài chính, quan hệ cộng đồng. Đây là cơ sở quan trọng để triển khai xây dựng bộ chỉ số ở các cấp độ cụ thể hơn cho từng đơn vị; là công cụ quản lý hỗ trợ ra quyết định cập nhật xu hướng quản lý mới của thế giới.

Bộ chỉ số EPI do Viện Dầu khí Việt Nam thiết lập kèm tài liệu thuyết minh,

bao gồm các thông tin về định nghĩa, ý nghĩa, phương pháp tính toán và nguồn dữ liệu cần thiết của từng chỉ số cụ thể, giúp các đơn vị có thể triển khai áp dụng trong thực tế, xác định mục tiêu cần cải thiện để nâng cao hiệu quả của công tác quản lý môi trường.

Trên cơ sở nhận diện các khía cạnh môi trường và các chỉ số tương ứng, nhóm tác giả đề xuất các giải pháp cải tiến (gồm giải pháp kỹ thuật và quản lý) nhằm giảm tiêu

thụ năng lượng, nước, phát thải khí thải, chất thải rắn và nước thải. Kết quả nghiên cứu cũng cung cấp hướng dẫn về quá trình thiết lập và áp dụng bộ chỉ số EPI dưới dạng quy trình chi tiết theo các bước cụ thể của vòng lặp Plan - Do - Check - Act (Hình 1); cách thức tra cứu số liệu, biểu mẫu thu thập tài liệu, dữ liệu môi trường phục vụ quá trình tính toán và đánh giá các chỉ số tại đơn vị.

Nghiên cứu xây dựng và áp dụng bộ chỉ số hiệu quả môi trường (EPI)

Chỉ số điều kiện môi trường (ECIs)

Điều kiện

Môi trường

Tổ chứcQuy trình quản lý

MPIs

Quy trình vận hànhOPIs

Đầu vào Đầu ra

Chỉ số hiệu quả môi trường(EPI bao gồm MPIs và OPIs)

Ghi chúThông tinĐầu vào và đầu ra trong hoạt động của tổ chức

Quyết định

Các bên

Liên quan

Hình 1. Quy trình thiết lập bộ chỉ số EPI

Hình 2. Cách tiếp cận chỉ số hiệu quả môi trường

- Xây dựng căn cứ thiết lập bộ chỉ số;- Xây dựng cơ sở dữ liệu.

- Xác định bộ chỉ số sơ bộ;- Xây dựng các tiêu chí trong việc thiết lập bộ chỉ số.

- Kiểm tra bộ chỉ số và cải tiến.

Plan Do

Act Check

- Thiết lập bộ chỉ số;- Đánh giá bộ chỉ số theo các tiêu chí.

so 11 - 2017 ngay - pvn.vn dau khi/tcdk112017.pdf · rồng Đỏ. việc kết nối từ mỏ...

Documents