Báo cáo đề tài Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển đông

Chương 1: Nghiên cứu xác định các nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông Chương 2: Phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên biển Việt Nam và biển Đông Chương 3: Cơ chế biến đổi

BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI

NHIỄM DẦU TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM

VÀ BIỂN ĐÔNG

CNĐT: NGUYỄN ĐÌNH DƯƠNG

8365

HÀ NỘI – 2010

MỞ ĐẦU 16

1 Sự hình thành của đề tài 16

2 Mục tiêu, đối tượng, tính cấp thiết, phạm vi nghiên cứu, ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 16

3 Xuất xứ đề tài 17

4 Mục tiêu hoàn thiện công nghệ, quy mô và trình độ, tính khả thi và hiệu quả kinh tế 17

CHƯƠNG 1 - NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH CÁC NGUỒN Ô NHIỄM DẦU TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG 19

1.1 Ô nhiễm dầu tự nhiên 19

1.1.1 Tổng quan về các nguồn dầu khí tự nhiên: vị trí, phân bố tiềm năng 19

1.1.2 Tìm hiểu khả năng di chuyển của dầu khí dưới tác động của các điều kiện địa chất, địa động lực, kiến tạo khu vực 27

1.1.3 Đánh giá phạm vi, mức độ và khả năng ảnh hưởng gây ô nhiễm của các nguồn dầu khí tự nhiên đối với dải ven bờ 29

1.2 Giao thông biển và nguy cơ ô nhiễm dầu 33

1.2.1 Tổng quan về giao thông biển Việt Nam 33

1.2.2 Đánh giá về tình hình xúc, rửa các tàu biển trên các vùng biển Việt Nam 36 1.3 Ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuất và phát triển ven bờ 40

1.3.1 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuất công nghiệp 40

1.3.2 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuất khai thác hải sản và du lịch ven biển 42

1.3.3 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động phát triển kinh tế xã hội, đô thị hóa trên dải ven biển 44

1.4 Khai thác thăm dò dầu khí và các vấn đề ô nhiễm dầu 48

1.4.1 Nghiên cứu khảo sát đặc điểm các hệ thống công nghệ khoan - khai thác dầu liên quan đến vấn đề ô nhiễm dầu trên biển 48

1.4.2 Khảo sát đặc điểm các hệ thống thu gom - vận chuyển dầu từ các công trình đang khai thác đến các địa điểm tiêu thụ, liên quan đến vấn đề ô nhiễm dầu trên biển 55

1.4.3 Ô nhiễm dầu do vận chuyển và khai thác trong ngành dầu khí 56

1.5 Ô nhiễm dầu từ các tàu đắm 60

1.6 Ô nhiễm dầu không rõ nguồn gốc 62

1.7 Kết quả nghiên cứu 64

2.1 Cơ sở khoa học đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu trên biển 73

2.1.1 Phương pháp GIWA Regional assessment 54 – South China Sea 73

2.1.2 Mô hình số trị không gian phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho vịnh Hạ Long 74

2.1.3 Đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu và sẵn sàng ứng phó tại vùng phía đông biển Địa Trung Hải 75

2.1.4 Đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu vùng biển các nước thuộc cộng đồng châu Âu 76

2.2 Phương pháp đánh giá và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông 81

2.2.1 Các nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông 81

2.2.2 Mô hình phân tích nguy cơ ô nhiễm dầu 82

2.3 Phân tích nguy cơ ô nhiễm dầu trên các vùng biển Việt Nam 84

2.3.1 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển bắc vịnh Bắc Bộ 86

2.3.2 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển nam vịnh Bắc Bộ 88

2.3.3 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi 89

2.3.4 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển Bình Định đến Ninh Thuận 91

2.3.5 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Bình Thuận đến Cà Mau 94

2.3.6 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Cà Mau đến Kiên Giang 96

2.3.7 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển bắc biển Đông 98

2.3.8 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển giữa biển Đông 100

2.3.9 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển nam biển Đông 102

2.4 Xây dựng hệ thống bản đồ phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho biển Việt Nam và biển Đông 104

2.5 Kết luận 106

CHƯƠNG 3 - BỘ CÁC MÔ HÌNH DỰ BÁO LAN TRUYỀN Ô NHIỄM DẦU TRÊN BIỂN CÓ KHẢ NĂNG TÍCH HỢP VỚI HỆ THỐNG MÔ HÌNH DỰ BÁO BIỂN 107

3.1 Tổng quan các mô hình số trị dự báo trường khí tượng thủy văn biển, lan truyền và biển đổi dầu trên thế giới và ở Việt Nam 107

3.2 Tổng hợp dữ liệu phục vụ mô hình tính toán 114

3.3 Nghiên cứu lựa chọn mô hình 118

3.3.1 Mô hình dự báo các điều kiện khí tượng 119

3.3.2 Nghiên cứu lựa chọn mô hình dự báo trường sóng 125

3.3.3 Hiệu chỉnh và kiểm chứng mô hình tính sóng 126

mô hình dự báo biển 135

CHƯƠNG 4 - CƠ CHẾ BIẾN ĐỔI VÀ LAN TRUYỀN DẦU TRÊN VÙNG BIỂN ViỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG CHO MỘT SỐ KỊCH BẢN TIÊU BIỂU 155 4.1 Tính toán và hiệu chỉnh mô hình đã lựa chọn 155

4.1.1 Miền tính và lưới độ sâu tính toán 155

4.1.2 Số liệu đầu vào 156

4.1.3 Hiệu chỉnh mô hình 156

4.2 Áp dụng mô hình đã lựa chọn tính toán lan truyền và biến đổi dầu theo các kịch bản 167

4.3 Xây dựng bản đồ lan truyền và biến đổi dầu theo các kịch bản 170

4.4 Phân tích cơ chế lan truyền và biến đổi dầu theo các kịch bản 175

CHƯƠNG 5 - CƠ SỞ DỮ LIỆU HỖ TRỢ CÔNG TÁC DỰ BÁO VÀ ỨNG PHÓ SỰ CỐ TRÀN DẦU VÀ PHÂN VÙNG NGUY CƠ Ô NHIỄM DẦU 196

5.1 Nguồn tư liệu xây dựng hệ thống cơ sở dữ liệu hỗ trợ công tác dự báo và ứng phó sự cố tràn dầu và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu 196

5.2 Thiết kế xây dựng cơ sở dữ liệu 196

5.2.1 Hệ qui chiếu, khu vực nghiên cứu, tỷ lệ bản đồ 196

5.2.1.1 Hệ qui chiếu 196

5.2.1.2 Khu vực nghiên cứu 197

5.2.2 Thiết kế nội dung và cấu trúc của CSDL 197

5.2.3 Lớp thông tin nền 198

5.2.4 Lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầu khí 199

5.2.5 Lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và biển Việt Nam 200

5.2.6 Lớp thông tin về giao thông vận tải biển 200

5.2.7 Lớp thông tin vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 201

5.2.8 Lớp thông tin về các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 201

5.2.9 Lớp thông tin về điều kiện khí tượng thủy văn biển 202

5.2.10 Các lớp thông tin bổ trợ 204

5.2.11 Lớp thông tin tổng hợp phục vụ phân tích vết dầu trên ảnh siêu cao tần204 5.3 Xây dựng cơ sở dữ liệu trong phần mềm ArcGIS 205

5.3.1 Lớp thông tin nền 206

5.3.2 Lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầu khí 209

5.3.3 Lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và biển Việt Nam 212

5.3.6 Lớp thông tin các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 217

5.3.7 Lớp thông tin các điều kiện khí tượng thủy văn biển 219

5.3.8 Lớp thông tin bổ trợ 222

5.3.9 Lớp thông tin tổng hợp phục vụ phân tích vết dầu trên ảnh RADAR 225

CHƯƠNG 6 - HỆ THỐNG PHẦN MỀM NHẬN DẠNG VÀ PHÂN LOẠI VẾT DẦU TRÊN BIỂN TỪ TƯ LIỆU VIỄN THÁM SIÊU CAO TẦN 228

6.1 Xây dựng phần mềm đọc và chuyển đổi khuôn dạng tư liệu SAR 228

6.1.1 Các khuôn dạng tư liệu siêu cao tần phổ biến và nhu cầu chuyển đổi về khuôn dạng thống nhất 228

6.1.1.1 Khuôn dạng JAXA ALOS PALSAR 228

6.1.1.2 Khuôn dạng ERSDAC ALOS PALSAR 229

6.1.1.3 Khuôn dạng RADARSAT 232

6.1.1.4 Khuôn dạng ENVISAT ASAR 235

6.1.2 Các thuật toán chuyển đổi khuôn dạng 237

6.1.3 Chuyển đổi tư liệu JAXA PALSAR 242

6.1.4 Lập trình và thử nghiệm chương trình chuyển đổi khuôn dạng tư liệu siêu cao tần 244

6.1.4.1 Chuyển đổi tư liệu JAXA ALOS PALSAR 245

6.1.4.2 Chuyển đổi tư liệu ERSDAC ALOS PALSAR 249

6.1.4.3 Chuyển đổi tư liệu ENVISAT ASAR 249

6.1.4.4 Chuyển đổi tư liệu RADARSAT 250

6.2 Xây dựng phần mềm lọc nhiễu tư liệu siêu cao tần 252

6.2.1 Nhiễu đốm trên tư liệu viễn thám siêu cao tần và các bộ lọc phổ biến 252

6.2.2 Lập trình và thử nghiệm phần mềm lọc nhiễu tư liệu siêu cao tần 255

6.2.3 Xây dựng phần mềm tự động hiệu chỉnh hình học ảnh siêu cao tần 256

6.2.3.1 Nhu cầu hiệu chỉnh hình học ảnh siêu cao tần và đề xuất thuật toán 256 6.2.3.2 Lập trình và thử nghiệm phần mềm tự động hiệu chỉnh hình học ảnh siêu cao tần 258

6.3 Xây dựng phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 259

6.3.1 Tổng quan về kỹ thuật nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 259

6.3.2 Đề xuất thuật toán nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 262

6.3.3 Lập trình phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 262

6.4 Xây dựng phần mềm nén ảnh 263

6.4.1 Tổng quan về kỹ thuật nén ảnh và cung cấp ảnh trên mạng 263 6.4.2 Xây dựng chương trình chuyển đổi khuôn dạng ảnh viễn thám về ECW 265

6.6 Tích hợp các hợp phần xây dựng hệ thống phần mềm OilDetect 271

6.6.1 Cấu trúc hệ thống phần mềm Oildetect 1.0 272

6.6.2 Hệ thống phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển Oildetect 1.0 274

CHƯƠNG 7 - QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ DỰ BÁO Ô NHIỄM DẦU TRÊN BIỂN DO SỰ CỐ PHỤC VỤ CÔNG TÁC XỬ LÝ Ô NHIỄM VÀ GIẢM THIỂU ẢNH HƯỞNG ĐẾN MÔI TRƯỜNG SINH THÁI, PHÁT TRIỂN KINH TẾ XÃ HỘI 282

7.1 Quy trình công nghệ phân tích vết dầu trên tư liệu viễn thám siêu cao

tần 284

7.1.1 Chuẩn bị số liệu và phân tích sơ bộ bằng mắt 284

7.1.2 Sử dụng phần mềm OilDetect phân tích vết dầu 284

7.1.3 Xây dựng báo cáo quan trắc vết dầu và gửi thông báo thông qua trang chủ hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển 288

7.2 Quy trình công nghệ tính toán lan truyền và dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển 288

CHƯƠNG 8 - XÂY DỰNG THỬ NGHỆM HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ CẢNH BÁO SỚM Ô NHIỄM DẦU TRÊN BIỂN 291

8.1 Tổng quan các hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển291 8.2 Nghiên cứu đề xuất hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển trên quan điểm liên ngành và đa lĩnh vực 295

8.3 Trao đổi dữ liệu trên mạng diện rộng phục vụ cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển 300

8.4 Xây dựng thử nghiệm trang chủ Hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển 303

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 312

TÀI LIỆU THAM KHẢO 317

PHỤ LỤC 324

FO Dầu ma dút VN Việt Nam

FPSO Hệ thống khai thác chứa

và chuyền tải nổi CSDL Cơ sở dữ liệu

ECS East China Sea PNV Tập đoàn dầu khí quốc gia

Việt Nam SCS South China Sea PVI Viện dầu khí Việt Nam

SCTD Sự cố tràn dầu PVEP Tổng công ty thăm dò-khai

thác dầu khí

TNHH Trách nhiệm hữu hạn VP

Drilling

Tổng công ty khoan và dịch vụ khoan

UBQGTKCN Ủy ban Quốc gia tìm kiếm

Tổng dung tích của tàu TCVN Tiêu chuẩn Việt Nam

GTVT Giao thông vận tải ISPS International Ship and Port

Bảng 1-2 Dự báo tài nguyên dầu và khí các cấu tạo chưa khoan ở Việt Nam 23

Bảng 1-3 Tỷ lệ phát hiện dầu khí trong các cấu tạo nghiên cứu ở Việt Nam 24

Bảng 1-4 Một số kết quả công tác thăm dò dầu khí ở Việt Nam 25

Bảng 1-5 Tiềm năng cung cấp khí ở một số bể thềm lục địa Việt Nam 26

Bảng 1-6 Hàm lượng dầu trung bình hàng năm trong nước biển miền Trung thu được tại một số trạm quan trắc (mg/l) 35

Bảng 1-7 Lượng dầu thải vào biển (tấn) 36

Bảng 1-8 Nồng độ trung bình của dầu (mg/l) trong nước tại các khu vực cảng Hải Phòng Đà Nẵng và Vũng Tàu 38

Bảng 1-9 Lượng dầu thải có trong các loại tàu chở hàng khi cập cảng 39

Bảng 1-10 Số cơ sở công nghiệp ở một số tỉnh, thành phố 40

Bảng 1-11 Số lượng tàu thuyền và sản lượng đánh bắt từ năm 1990 đến năm 200242 Bảng 1-12 Số lượng tầu và công suất đánh bắt hải sản xa bờ 43

Bảng 1-13 Hàm lượng (mg/kg khô) dầu - mỡ trong trầm tích bề mặt (0 - 3 cm) tại các trạm quan trắc 46

Bảng 1-14 Hàm lượng dầu trong trầm tích [ppm] (năm 2007) 48

Bảng 1-15 Các loại giàn khoan biển 51

Bảng 1-16 Dự báo tải lượng nước thải của nhà máy lọc dầu Dung Quất 57

Bảng 1-17 Ước tính khối lượng dầu tràn do các hoạt động thăm dò và khai thác ở Việt Nam 58

Bảng 1-18 Số vụ dầu tràn từ năm 1995 đến 2000 59

Bảng 2-1 Ví dụ về điểm và đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu 79

Bảng 2-2 Trọng số cho từng hợp phần ô nhiễm dầu 83

Bảng 2-3 Diện tích các vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 106

Bảng 3-1 Phân bố số trạm quan trắc theo các tháng 116

Bảng 3-2 Đặc điểm của một số mô hình 118

Bảng 3-3 Số liệu sóng sử dụng trong hiệu chỉnh và kiểm chứng mô hình sóng trong bão 126

Bảng 3-4 Số liệu sóng sử dụng trong kiểm chứng mô hình sóng trong gió mùa 127

Bảng 4-1 Thông tin giải đoán các vệt dầu 163

Bảng 4-2 Tổng hợp các kịch bản và đặc trưng tính toán 167

Bảng 4-4 Các thông số của trường sóng của các tháng trong năm 177

Bảng 4-5 Phân vùng đặc điểm chế độ thủy triều ven bờ biển Việt Nam: 178

Bảng 5-1 Các lớp thông tin nền cơ bản 198

Bảng 5-2 Các lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầu khí 199

Bảng 5-3 Các lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và biển Việt Nam 200

Bảng 5-4 Các lớp thông tin về giao thông vận tải biển 200

Bảng 5-5 Lớp thông tin vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 201

Bảng 5-6 Các lớp thông tin về các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 201

Bảng 5-7 Các lớp thông tin về điều kiện khí tượng thủy văn biển 202

Bảng 5-8 Thông tin viễn thám bổ trợ cho phân tích vết dầu trên biển 203

Bảng 5-9 Các lớp thông tin bổ trợ 204

Bảng 6-1 Các mức xử lý ảnh PALSAR 228

Bảng 6-2 Các chế độ quan trắc và các mức xử lý tương ứng 229

Hình 1-2 Biến động dầu – mỡ (mg/kg) trong trầm tích các trạm quan trắc 47

Hình 1-3 Hàm lượng dầu trong trầm tích 48

Hình 1-4 Giếng khoan có 1 ống trung gian 50

Hình 1-5 Giàn cố định 52

Hình 1-6 Giàn tự nâng 52

Hình 1-7 Tàu khoan 53

Hình 1-8 Giàn nửa chìm nửa nổi 53

Hình 1-9 Sơ đồ phân bố vị trí tàu đắm vùng biển Việt Nam và lân cận 61

Hình 1-10 Sơ đồ phân bố vị trí các tàu chở dầu bị đắm trên vùng biển Đông và lân cận 61

Hình 1-11 Bảng chú giải nhóm thông tin nền 65

Hình 1-12 Bảng chú giải nhóm thông tin chuyên đề 66

Hình 1-13 Bảng chú giải nhóm thông tin bổ trợ 67

Hình 1-14 Khu vực vùng biển phía Nam tập trung nhiều nguồn ô nhiễm dầu 68

Hình 2-1 Sơ đồ tích hợp số liệu xây dựng phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu 75

Hình 2-2 Phân bố không gian các vết dầu trên vùng biển Địa Trung Hải 78

Hình 2-3 Phân tích một số số liệu môi trường 78

Hình 2-4 Bản đồ phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho các quốc gia châu Âu 80

Hình 2-5 Phân vùng dự báo thời tiết trên biển Việt Nam 85

Hình 2-6 Phân bố nguồn ô nhiễm dầu khu vực bắc và nam vịnh Bắc Bộ 86

Hình 2-7 Nguy cơ ô nhiễm dầu tổng hợp khu vực bắc vịnh Bắc Bộ 87

Hình 2-8 Nguy cơ ô nhiễm dầu khu vực nam vịnh Bắc Bộ 89

Hình 2-9 Các nguồn ô nhiễm dầu tại vùng biển từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi 89

Hình 2-10 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại vùng biển từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi 91

Hình 2-11 Phân bố không gian các nguồn ô nhiễm tại vùng biển từ Bình Định đến Ninh Thuận 92

Hình 2-12 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại vùng biển từ Bình Định đến Ninh Thuận 93

Hình 2-13 Phân bố không gian nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển từ Bình Thuận đến Cà Mau 94

Hình 2-14 Nguy cơ ô nhiễm dầu từ vùng biển Bình Thuận đến Cà Mau 95

Hình 2-15 Phân bố không gian nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển từ Cà Mau đến Kiên Giang 96

Hình 2-18 Nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển bắc biển Đông 99

Hình 2-19 Nguồn ô nhiễm dầu khu vực giữa biển Đông 100

Hình 2-20 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại khu vực giữa biển Đông 101

Hình 2-21 Phân bố không gian các nguồn ô nhiễm dầu tại khu vực nam biển Đông .102

Hình 2-22 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại khu vực nam biển Đông 103

Hình 2-23 Phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông .105

Hình 3-1 Giao diện phần mềm OILSAS của tác giả Nguyễn Hữu Nhân 109

Hình 3-2 Bản đồ phân bố độ sâu tổng hợp khu vực Biển Đông 115

Hình 3-3 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất mực biển theo HRM, thời điểm bắt đầu 00Z-28/09/2009 121

Hình 3-4 Cấu trúc đầy đủ của mô hình MM5 122

Hình 3-5 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất mực biển theo MM5, thời điểm bắt đầu 00Z-28/09/2009 122

Hình 3-6 Các thành phần chính của hệ thống mô hình WRF 123

Hình 3-7 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất mực biển theo WRF-ARW, thời điểm bắt đầu 00Z-28/09/2009 124

Hình 3-8 Trường gió ban đầu và trường gió chi tiết tại 0 giờ ngày 10 tháng 11 năm 2001 (Bão LingLing) 126

Hình 3-9 Đường đi của bão Muifa và vị trí giàn khoan MSP1 128

Hình 3-10 Độ cao sóng (a) và chu kỳ sóng (b) tại giàn khoan MSP1 tính theo các tham số vật lý khác nhau 129

Hình 3-11 Độ cao và hướng sóng tháng I 131

Hình 3-12 Độ cao và hướng sóng tháng 7 131

Hình 3-13 Lưới tính toán của mô hình HYCOM 132

Hình 3-14 Dòng chảy tại độ sâu 0m (Mặt biển) 133

Hình 3-15 Dòng chảy tại độ sâu 10m 133

Hình 3-16 Dòng chảy tại độ sâu 100m 134

Hình 3-17 Nồng độ dầu sau 24 giờ 140

Hình 3-18 Nồng độ dầu sau 48 giờ 140

Hình 3-19 Nồng độ dầu sau 72 giờ 141

Hình 3-22 Nồng độ dầu sau 72 giờ 142

Hình 3-23 Nồng độ dầu sau 24 giờ 143

Hình 3-24 Nồng độ dầu sau 48 giờ 143

Hình 3-25 Nồng độ dầu sau 72 giờ 144

Hình 3-26 Các quá trình của dầu tràn trên biển 145

Hình 3-27 Mối liên hệ giữa đơn vị thời gian và tầm quan trọng giữa các quá trình trên [Nguyễn Hữu Nhân và nnk, 2004] 146

Hình 3-28 Nguồn nhiệt truyền cho cho mảng dầu: 153

Hình 4-1 Miền tính và lưới tính khu vực Biển Đông 155

Hình 4-2 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại Hòn Dấu 157

Hình 4-3 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại Trường Sa 158

Hình 4-4 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại Vũng Tàu 158

Hình 4-5 Trường dòng chảy tính toán bằng mô hình MIKE21DH của DHI và của đề tài (1h ngày 2/1/2007) 161

Hình 4-6 Trường dòng chảy tính toán bằng mô hình MIKE21DH của DHI và của đề tài (5h ngày 2/1/2007) 162

Hình 4-7 Trường dòng chảy tính toán bằng MIKE 3DH và của các tác giả khác 163

Hình 4-8 Vị trí và thời điểm phát hiện vệt dầu từ ảnh vệ tinh 162

Hình 4-9 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tại thời điểm ban đầu ngày 6/12/2006.163 Hình 4-10 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 11/12/2006 164

Hình 4-11 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 21/12/2006 164

Hình 4-12 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 20/01/2007 165

Hình 4-13 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 01/03/2007 165

Hình 4-14 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 20/04/2007 166

Hình 4-15 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 23/04/2007 166

Hình 4-16 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC01 tháng 1 171

Hình 4-17 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC02 tháng 1 172

Hình 4-18 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC03 tháng 7 173

Hình 4-19 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC04 tháng 7 174

Hình 4-22 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC03 trong 12 tháng 188

Hình 4-23 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC04 trong 12 tháng 190

Hình 5-1 Cấu trúc hệ thống CSDL tổng hợp của đề tài 206

Hình 5-2 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin nền 206

Hình 5-3 Ví dụ lớp thông tin đường bờ biển 207

Hình 5-4 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp đường bờ biển 208

Hình 5-5 Ví dụ lớp địa hình đáy biển và khu vực ven bờ biển Việt Nam dạng raster .209

Hình 5-6 Tổ chức dữ liệu của lớp thông tin các cơ sở khai thác chế biến dầu khí.209 Hình 5-7 Ví dụ lớp thông tin các điểm mỏ dầu ở Việt Nam 210

Hình 5-8 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp các điểm mỏ dầu ở Việt Nam 211

Hình 5-9 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và biển Việt Nam 212

Hình 5-10 Ví dụ lớp thông tin các sự cố đắm tàu trong thế chiến thứ II 212

Hình 5-11 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp sự cố tràn dầu 213

Hình 5-12 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về giao thông vận tải biến 214

Hình 5-13 Ví dụ lớp thông tin cảng biển 214

Hình 5-14 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp cảng biển 215

Hình 5-15 Ví dụ lớp thông tin phân vùng nguy cơ ô nhiễm 216

Hình 5-16 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính lớp phân vùng nguy cơ ô nhiễm 217

Hình 5-17 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 218

Hình 5-18 Ví dụ lớp thông tin vùng sinh thái 218

Hình 5-19 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp các khu kinh tế, đô thị hóa ven biển 219

Hình 5-20 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các điều kiện khí tượng thủy văn biển 220

Hình 5-21 Ví dụ lớp thông tin trường gió ở dạng raster 220

Hình 5-22 Ví dụ lớp thông tin trường nhiệt ở dạng raster 221

Hình 5-23 Ví dụ lớp thông tin trường sóng ở dạng raster 221

Hình 5-24 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin bổ trợ 222

Hình 5-25 Ví dụ lớp thông tin các vết dầu phân tích từ tư liệu ảnh vệ tinh 222

Hình 5-27 Các vết dầu bị biến đổi trên mặt biển được mô tả 225

Hình 5-28 các vết dầu phổ biến và các vết dầu giả 225

Hình 5-29 Các vết dầu phổ biến được mô tả trong tệp Excel 226

Hình 5-30 Các vết dầu giả được mô tả trong tệp Excel 227

Hình 6-1 Mối liên hệ giữa các chế độ quan trắc ảnh Palsar và các mức xử lý ảnh 230 Hình 6-2 Đặc điểm các mức xử lý ảnh 232

Hình 6-3 Cấu trúc chung của sản phẩm ASAR 235

Hình 6-4 Sơ đồ chuyển đổi khuôn dạng CEOS sang GeoTIFF 238

Hình 6-5 Giao diện của chương trình SAR2GEOTIFF 245

Hình 6-6 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng JAXA ALOS PALSAR 246

Hình 6-7 Cảnh ảnh JAXA ALOS PALSAR đã chuyển được vào phần mềm PCI.247 Hình 6-8 Cảnh ảnh JAXA ALOS PALSAR đã chuyển được vào phần mềm ENVI .248

Hình 6-9 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng ENVISAT ASAR.250 Hình 6-10 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng RADASAT SAR 251 Hình 6-11 Cửa sổ thông báo ảnh đầu vào không có thông số về tọa độ 252

Hình 6-12 Sơ đồ nguyên lý các phép tái chia mẫu cơ bản 258

Hình 6-13 Ảnh sau hiệu chỉnh hình học chồng phủ lên hệ thống đường bờ và che vùng đất liền 259

Hình 6-14 Ma trận tìm kiếm 2x2 266

Hình 6-15 Mã hóa ma trận tìm kiếm 2x2 266

Hình 6-16 Quy tắc di chuyển của pixel trong thuật toán dò tìm đường biên 267

Hình 6-17 Vết dầu chỉ xuất hiện trên một hàng ảnh .267

Hình 6-18 Các trường hợp ma trận giá trị 15 269

Hình 6-19 Toạ độ của ma trận định bằng toạ độ của điểm pt1 270

Hình 6-20 Cấu trúc hệ thống phần mềm Oildetect 1.0 273

Hình 6-21 Giao diện của chương trình Oildetect 1.0 274

Hình 6-22 Hệ thống thực đơn chính 274

Hình 6-23 Giao diện của chương trình Dark Spot Detection (Bước 1) 275

Hình 6-24 Cửa sổ nhập file dữ liệu đầu vào (input.txt) 275

Hình 6-25 Ảnh sau khi chuẩn hóa và đã loại bỏ đất liền 276

Hình 6-28 Ảnh đầu vào để lựa chọn ngưỡng và đánh dấu vị trí vết dầu trên ảnh 277

Hình 6-29 Lựa chọn các điểm nở vùng (seed points) bên trong vết dầu và được đánh số thứ tự 278

Hình 6-30 Kết quả vị trí các điểm nở vùng đã chọn lưu trong file *.txt 278

Hình 6-31 Giao diện chương trình Oil Spill Detection (Bước 2) 279

Hình 6-32 Cửa sổ để nhập file đầu vào cho chương trình Oil Spill Detection 279

Hình 6-33 Ảnh trước khi sử dụng thuật toán nở vùng (Region growing) 280

Hình 6-34 Ảnh sau khi sử dụng các điểm seed point và thuật toán nở vùng Ảnh được lưu dưới dạng file *.tif hoặc *.ecw 280

Hình 6-35 Kết quả vector hóa được chồng phủ lên ảnh có vết dầu 281

Hình 7a Sơ đồ qui trình công nghệ tổng thể giám sát phát hiện và dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển……….….283

Hình 7-1 Gieo mầm các điểm trên vết dầu 287

Hình 7-2 Quy trình tính toán của mô hình MIKE 21/3HD 289

Hình 7-3 Quy trình tính toán dầu của mô hình MIKE SA 290

Hình 8-1 Mô hình quan trắc ô nhiễm dầu trên biển của công ty BOOST 292

Hình 8-2 Sơ đồ xử lý số liệu và phân phối kết quả của hệ thống ISTOP 293

Hình 8-3 Hệ thống giám sát ô nhiễm dầu trên biển KSAT 294

Hình 8-4 Sơ đồ hệ thống quan trắc và giám sát ô nhiễm dầu trên biển của ScanEx 295

Hình 8-5 Mô hình hệ thống quan trắc ô nhiễm dầu trên biển bằng công nghệ viễn thám áp dụng cho Việt Nam………297

Hình 8-6 Mô hình tổ chức mạng diện rộng 300

Hình 8-7 Tích hợp IWS trong môi trường web 302

Hình 8-8 Cấu trúc website 303

Hình 8-9 Trang chia sẻ dữ liệu 304

Hình 8-10 Trang liên kết 305

Hình 8-11 Trang giới thiệu thành viên tham gia đề tài 305

Hình 8-12 Quản lý giao diện 306

Hình 8-13 Bảng hợp phần 307

Hình 8-14 Bảng Modul 307

Hình 8-15 Bảng nội dung 308

Hình 8-16 Bảng khách hàng 309

1 Sự hình thành của đề tài

Ngày 23 tháng 8 năm 2007 Báo Khoa học và phát triển đã đăng công báo Danh mục các đề tài thuộc chương trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp nhà nước giai đoạn 2006-2010 để tuyển chọn thực hiện trong kế hoạch 2008 Trong công báo này có danh sách các đề tài sẽ đấu thầu thuộc chương trình Khoa học và công nghệ biển phục vụ phát triển bền vững kinh tế - xã hội mã số KC.09/06-10 (kèm theo Quyết định số 1711/QĐ-BKHCN ngày 20/8/2007 của Bộ trưởng Bộ KH&CN) Trong danh mục các đề tài đấu thầu có đề tài số 3 Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông Sau khi xem xét mục tiêu và yêu cầu của đề tài, xét năng lực nghiên cứu và kinh nghiệm cùng những kết quả khoa học đã đạt được, tập thể cán bộ nghiên cứu Viện Địa lý dưới sự chủ trì của PGS TS Nguyễn Đình Dương kết hợp với các cơ quan khác như Trung tâm Viễn thám Quốc gia, Trung tâm Quan trắc và Thông tin Môi trường, Khoa Dầu khí Đại học Mỏ Địa chất, Trung tâm Thủy văn ứng dụng và kỹ thuật môi trường, Viện Địa chất Địa vật lý biển, Trung tâm Khí tượng Thủy văn biển, Khoa Khí tượng thủy văn và Hải dương học, Trường Đại học Khoa học tự nhiên, Viện Cơ học, Viện Toán học đã xây dựng đề cương tham gia đấu thầu đề tài Dựa trên kết quả đầu thầu, ngày 24 tháng 12 năm

2007, tại quyết định số 3090/QĐ-BKHCN, Bộ trưởng Bộ Khoa học và Công nghệ

đã phê duyệt các tổ chức , cá nhân trúng tuyển chủ trì thực hiện các đề tài năm 2008 (đợt II) thuộc Chương trình ”Khoa học và công nghệ biển phục vụ phát triển bền vững Kinh tế-Xã hội” mã số KC.09/06-10 trong đó đề tài KC.09.22/06-10 ”Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông” được giao cho PGS TS Nguyễn Đình Dương, Viện Địa lý, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam làm chủ nhiệm đề tài Ngày 10 tháng 3 năm 2008, Bộ trưởng Khoa học Công nghệ tại quyết định số 351/QĐ-BKHCN đã phê duyệt kinh phí cho đề tài là 4275 triệu đồng Ngày

20 tháng 6 năm 2008, Văn phòng các Chương trình , Ban chủ nhiệm Chương trình KC.09/06-10, Viện Địa lý và PGS TS Nguyễn Đình Dương đã ký hợp đồng số 22/2008/HĐ-ĐTCT-KC.09/06-10 về việc thực hiện đề tài ”Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông” Thời gian thực hiện đề tài là 30 tháng, từ tháng 4 năm 2008 đến tháng 10 năm 2010

2 Mục tiêu, đối tượng, tính cấp thiết, phạm vi nghiên cứu, ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Định hướng mục tiêu của đề tài:

- Có được quy trình công nghệ dự báo ô nhiễm dầu do sự cố phục vụ cho công tác

xử lý ô nhiễm và giảm thiểu ảnh hưởng đến môi trường sinh thái, phát triển kinh tế -

xã hội

Yêu cầu đối với sản phẩm:

- Kết quả đánh giá các nguồn gây ô nhiễm dầu đối với vùng biển Việt Nam

- Xác định cơ chế biến đổi và lan truyền ô nhiễm dầu theo các kịch bản

- Có được bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu do sự cố tích hợp với hệ

thống dự báo biển

3 Xuất xứ đề tài

Đề tài KC.09.22/06-10 “Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông” được hình thành dựa trên nhiệm vụ được Nhà nước đặt hàng thông qua Bộ khoa học và Công nghệ nhằm tìm kiếm các cơ quan, các nhà khoa học có tiềm lực

và khả năng giải quyết vấn đề ô nhiễm dầu trên biển thông qua đấu thầu rộng rãi

4 Mục tiêu hoàn thiện công nghệ, quy mô và trình độ, tính khả thi và hiệu quả kinh tế

Căn cứ vào tình hình công nghệ giám sát và ứng phó sự cố tràn dầu trên thế giới và qua kinh nghiệm thực tiễn ở Việt Nam cũng như các kiến nghị của Uỷ ban Quốc gia TKCN, đề tài đưa ra các nhiệm vụ và nội dung cần nghiên cứu chính như sau:

Nhiệm vụ 1: Xác định các nguồn gây ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam

Nhiệm vụ 2: Xây dựng hệ thống công nghệ giám sát và phát hiện sớm ô nhiễm dầu

trên biển

Nhiệm vụ 3: Nghiên cứu xác định cơ chế biến đổi và lan truyền dầu trên vùng biển

Việt Nam và Biển Đông, nghiên cứu chọn lựa các mô hình lan truyền dầu trên biển, các mô hình dự báo lan truyền phù hợp và thực hiện tính toán cho một số kịch bản khác nhau Đề xuất bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu do sự cố tích hợp với hệ thống dự báo biển phù hợp với điều kiện thực tế của Việt Nam

Nhiệm vụ 4: Xây dựng cơ sở dữ liệu hỗ trợ công tác dự báo và ứng phó sự cố tràn

dầu và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu theo các nguồn gốc khác nhau

lan truyền ô nhiễm dầu và dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển, cảnh báo các địa phương ven biển có biện pháp ứng phó kịp thời nhằm giảm thiểu tác hại đến môi trường sinh thái và phát triển kinh tế xã hội

Báo cáo tổng hợp trình bày các kết quả khoa học chính đã đạt được Báo cáo được viết không nhằm mục đích thay thế các báo cáo chuyên đề nhưng cũng cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết để cho người đọc có thể đánh giá được các vấn đề

đã được giải quyết cùng những vấn đề cần được tiếp tục nghiên cứu và hoàn thiện Báo cáo được trình bày trong 8 chương

Chương 1: Nghiên cứu xác định các nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông

Chương 2: Phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên biển Việt Nam và biển Đông

Chương 3: Cơ chế biến đổi và lan truyền dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông

Chương 4: Bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển do sự cố theo các kịch bản khác nhau có khả năng tích hợp với hệ thống dự báo biển

Chương 5: Cơ sở dữ liệu hỗ trợ công tác dự báo và ứng phó sự cố tràn dầu và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu

Chương 6: Hệ thống phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển từ tư liệu viễn thám siêu cao tần

Chương 7: Quy trình công nghệ công nghệ dự báo ô nhiễm dầu trên biển do sự cố phục vụ công tác xử lý ô nhiễm và giảm thiểu ảnh hưởng đến môi trường – sinh thái, phát triển kinh tế xã hội

Chương 8: Hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển

Kết luận và kiến nghị

TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG

1.1 Ô nhiễm dầu tự nhiên

1.1.1 Tổng quan về các nguồn dầu khí tự nhiên: vị trí, phân bố tiềm năng

Nghiên cứu về các nguồn dầu khí tự nhiên, các thông tin và số liệu phần lớn được thu thập, thống kê, tổng hợp từ các báo cáo, sản phẩm, tài liệu của các đề tài,

dự án, công trình nghiên cứu đã được công bố trong nước và trên thế giới của nhiều

cơ quan và các ban ngành liên quan Các tư liệu này được thu thập từ nhiều phương thức khác nhau trong đó có sự liên kết hợp tác với các cơ quan khác như:

- Viện Địa chất và Địa Vật lý Biển, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam

- Tập đoàn dầu khí Việt Nam (Petrovietnam)

- Viện Dầu khí Việt Nam (PVI)

Kết quả nghiên cứu và thực tế tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí đã cho thấy, thềm lục địa là một trong những nơi hàng đầu ẩn chứa tiềm năng lớn về dầu khí, trong đó các bể trầm tích Kainozoi là nơi có tiềm năng lớn nhất Việt Nam tuy

là một nước có diện tích không lớn, nhưng lại kéo dài theo bờ biển; do vậy có thềm lục địa khá rộng lớn Thềm lục địa Việt Nam nằm trong cấu trúc phức tạp của Biển Đông Đây là khu vực rìa lục địa Việt Nam, nó được đặc trưng bởi kiểu phân kỳ thụ động, nằm trong miền vỏ chuyển tiếp - miền vỏ lục địa cổ bị thoái hóa mạnh vào Kainozoi và trên đó hình thành và phát triển một loạt bể trầm tích Kainozoi

Trong các bể trầm tích, dầu khí được chứa chủ yếu trong các đá cát kết, đá cát bột kết, đá vôi ám tiêu Các đá này có thể được thành tạo trong các môi trường: lòng sông, lạch triều, bãi triều, bar cửa sông, đê ven bờ và biển nông, ám tiêu san

hô, đá colectơ phun trào Đặc biệt, ở Việt Nam, dầu còn phát hiện trong tầng móng trước Kainozoi (như ở mỏ Bạch Hổ, bể Cửu Long) Trong các bể trầm tích trên, bể Sông Hồng chủ yếu là khí, bể Cửu Long dầu và khí, các bể Nam Côn Sơn

và Malay – Thổ Chu đã phát hiện cả dầu và khí Các bể Phú Khánh, Tư Chính – Vũng Mây , tiềm năng dầu khí mới chỉ là dự báo trên cơ sở nghiên cứu cấu trúc địa chất Trong quá trình phát triển, tiến hóa, các bể trầm tích ở Biển Đông chịu ảnh hưởng của các biến cố địa chất khác nhau và được lấp đầy bởi các trầm tích đầm hồ,

Đối với công nghiệp dầu khí Việt Nam, công tác tìm kiếm, thăm dò được khởi sự từ năm 1973, nhưng chỉ sau 1984, ngành này mới thực sự phát triển và có những bước đi vững chắc Tính đến năm 1998, đã có ~ 340 giếng khoan ở biển Việt Nam, trong đó có 300 giếng được thực hiện trên thềm lục địa

Năm 1998, theo báo cáo chính thức của Viện Nghiên cứu Địa chất và Khoáng sản (Bộ Công nghiệp) đã phát hiện i) Bể Sông Hồng: 4 mỏ khí (thuộc loại

mỏ trung bình) với tổng trữ lượng tại vỉa là ~ 571,1 tỷ m3, tổng trữ lượng thu hồi là 437,6 tỷ m3; ii) Bể Cửu Long: 8 mỏ dầu khí và 01 mỏ dầu; iii) Bể Nam Côn Sơn: 4

mỏ khí và 3 mỏ dầu khí (bảng 1-1)

Nhỏ nhất Trung bình Lớn nhất Sản phẩm

(Khí, dầu) Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi

Tính đến giữa năm 2003, tiềm năng dầu khí ở biển Việt Nam dao động trong

khoảng 2,4 đến trên 2,8 tỷ m3 dầu quy đổi (~7,5 tỷ tấn dầu quy đổi), trong đó bể

Sông Hồng có trữ lượng và tiềm năng thu hồi khoảng trên 530 triệu m3 dầu quy đổi

(~1 tỷ tấn dầu quy đổi), bể Phú Khánh (ngoài khơi Nam Trung Bộ) ~500 triệu m3

dầu quy đổi, bể Cửu Long ~850 triệu m3 dầu quy đổi (~2 tỷ tấn dầu quy đổi), bể

Nam Côn Sơn 600 triệu đến trên 1 tỷ m3 dầu quy đổi (~3 tỷ tấn dầu quy đổi), bể

Malay – Thổ Chu (phần Việt nam) 400 triệu m3 dầu quy đổi (~vài trăm triệu tấn dầu

quy đổi) (Hồ Sỹ Thoảng, 2003)

Trữ lượng dầu khí (tính đến năm 2004): đã phát hiện ~ 1,7 tỷ tấn dầu và khí

đốt vào khoảng 835 tỷ m3 ; trữ lượng dự báo ~ 6 tỷ tấn dầu và ~ 4.000 tỷ m3 khí

Trong các mỏ đã phát hiện, lớn nhất là mỏ Bạch Hổ, tiếp đến là mỏ Sư Tử Đen,

Ngành dầu khí tiếp tục phát triển mạnh, đến nay (2008) theo Petrovietnam

(tập đoàn Dầu khí Việt Nam) bước đầu xác định tiềm năng dầu khí ở biển Việt Nam

có thể thu hồi dao động trong khoảng 4,0 đến 4,6 tỷ m3 dầu quy đổi

Bảng 1-3 Tỷ lệ phát hiện dầu khí trong các cấu tạo nghiên cứu ở Việt Nam

Phát hiện dầu Phát hiện khí

TT Bể

Số cấu tạo

đã khoan thăm dò

Số lượng giếng

Tỷ lệ (%)

Số lượng giếng

Tỷ lệ (%)

Về sản lượng khai thác dầu và khí: mỗi một năm, lượng khai thác được tăng

dần: đến 5/1998, đã khai thác 60 triệu tấn dầu (chủ yếu ở mỏ Bạch Hổ); đến cuối

1999, đã khai thác được 82 triệu tấn dầu và 3.900 triệu m3 khí; đến năm 2004, lượng

khai thác đạt tới 4,7 triệu tấn dầu và 3 tỷ m3 khí và đến năm 2008, Việt Nam đã khai

thác hơn 230 triệu tấn dầu thô và đã cung cấp vào bờ khoảng 45 tỷ m3 khí

Bảng 1-4 Một số kết quả công tác thăm dò dầu khí ở Việt Nam

Vietsopetro Vietsopetro Thái Bình Đang phát

triển

Rồng Đại Hùng

1988

1993

Dầu Phát triển

Vietsopetro VHPP

Các phát hiện

Tam Đảo

Bà Đen

Ba Vì Sói Cam Lan Đỏ Lan Tây Rồng Bay Mộc Tinh Rạng Đông Ruby

Ca Cho Kim Cương Tây

Rồng Đôi Hải Thạch Năm Căn - Đầm Dơi Sông Trà Lý

Vietsopetro Vietsopetro Vietsopetro Vietsopetro Enterprise oil BP/Statoil/ongc BP/Statoil/ongc Pedco

Aedc JVPC Petronas Togi BP/Statoil Pedco BP/Statoil Petrofina Anoil Can Petroleum

Bảng 1-5 Tiềm năng cung cấp khí ở một số bể thềm lục địa Việt Nam

Các mỏ dầu khí đã phát hiện hoặc đang khai thác ở biển Việt Nam:

- Bể Sông Hồng: Các mỏ: khí Tiền Hải C (trữ lượng tại vỉa 1,3 tỷ m3), khí

Sông Trà Lý (~150.000 m3 khí/ngày), khí (chứa H2S và CO2) Cá Voi Xanh (trữ

lượng tại vỉa 552,2 tỷ m3), khí Cá Heo (trữ lượng tại vỉa 13,2 tỷ m3), khí Cấu tạo

103 –TH (trữ lượng tại vỉa 7,5 tỷ m3)

- Bể Cửu Long: các mỏ dầu và khí: Bạch Hổ (trữ lượng dầu tại vỉa 750 triệu

tấn, trữ lượng khí hòa tan thu hồi ~ 30 tỷ m3), Rồng (trữ lượng dầu tại vỉa 42 triệu

tấn, trữ lượng khí hòa tan thu hồi ~ 1,68 tỷ m3), Sư Tử Đen (lớn thứ 2 sau Bạch Hổ,

sản lượng mỗi ngày 50.000 thùng), Rạng Đông (trữ lượng dầu tại vỉa 96 – 349 triệu

tấn, trữ lượng khí hòa tan thu hồi ~ 4,5 – 17,6 tỷ m3), Ruby (trữ lượng dầu tại vỉa 45

- 144 triệu tấn, trữ lượng khí hòa tan thu hồi ~ 2,2 - 6,6 tỷ m3), Tam Đảo (trữ lượng

dầu tại vỉa 14,33 - 280,76 triệu tấn, trữ lượng khí hòa tan thu hồi ~ 0,6 – 12,4 tỷ

m3), Bà Đen (trữ lượng dầu tại vỉa 11,53 – 257,1 triệu tấn, trữ lượng khí hòa tan thu

hồi ~ 0,51 – 11,3 tỷ m3), Ba Vì (trữ lượng dầu tại vỉa 9,56 – 171,73 triệu tấn, trữ

lượng khí hòa tan thu hồi ~ 0,4 – 7,5 tỷ m3), Cam: (trữ lượng dầu tại vỉa 11,2 triệu

tấn), Cá Ngừ Vàng (~ 2.606 thùng/ngày và 6,7 triệu bộ khí/ngày), Phương Đông

(1.100 thùng dầu và condensat/ngày, 225.000m3khí/ngày), Kim Cương (~3.000

thùng dầu/ngày và 35.000m3khí/ngày), Topaz ( ~500 thùng dầu/ngày và

500.000m3khí/ngày)

- Bể Nam Côn Sơn, có các mỏ dầu khí: Đại Hùng (trữ lượng dầu tại vỉa 989,92

– 2.193,73 triệu tấn, trữ lượng khí tại vỉa 9,5 – 32,5 tỷ m3), Lan Tây (trữ lượng dầu

tại vỉa 152 – 520 triệu tấn, trữ lượng khí tại vỉa 44 – 75,5 tỷ m3), Dừa (trữ lượng dầu

tại vỉa 8,02 – 50,37 triệu tấn, trữ lượng khí tại vỉa 1,3 – 13,5 tỷ m3); các mỏ khí: Lan

Đỏ (trữ lượng khí tại vỉa 17,5 – 41,3 tỷ m3), 12-B (trữ lượng khí tại vỉa 0,4 – 1,4 tỷ

m3), 12-C (trữ lượng khí tại vỉa 6,9 – 23,5 tỷ m3), Rồng Bay (trữ lượng khí tại vỉa 1 – 7,6 tỷ m3), Thanh Long (1.115 thùng condensat/ngày và hơn 600.000m3 khí)

1.1.2 Tìm hiểu khả năng di chuyển của dầu khí dưới tác động của các điều kiện địa chất, địa động lực, kiến tạo khu vực

Trong quá trình phát sinh và tồn tại dầu khí có thể di chuyển tự nhiên dưới các tác động của điều kiện tự nhiên nói chung, điều kiện địa chất, địa động lực – kiến tạo nói riêng Nghiên cứu khả năng di chuyển của dầu khí ở các bể trầm tích trên thềm lục địa Việt Nam dưới các tác động nêu trên, các nhà khoa học đã nhận định:

Các bể trầm tích Kainoizoi thềm lục địa Việt Nam gồm 2 phần rõ rệt: bể Đệ tam và bể Đệ tứ Tập trầm tích Pliocen - Đệ tứ phân bố trải rộng đều khắp cả thềm lục địa liên kết toàn bộ các bồn trũng Đệ tam của Biển Đông tạo nên bề mặt đáy biển hiện nay, trong đó ở rìa lục địa Việt Nam là tạo nên bề mặt thềm lục địa Việt Nam Tập trầm tích này, do đặc điểm và bản chất của chúng (thành phần sét chiếm chủ yếu, gắn kết yếu hoặc bở rời ) trở thành tầng chắn cơ bản không cho dầu mỏ

di chuyển tự nhiên qua được

Các yếu tố chính gây ra và tác động đến sự di chuyển tự nhiên của dầu mỏ:

- Yếu tố áp lực, bao gồm: áp lực tĩnh (do tải trọng của các lớp đá nằm trên) và áp lực động (do chuyển động kiến tạo) Các lực này có tác dụng làm nén chặt các đá lại (các đá khác nhau có độ nén chặt khác nhau) Sự nén chặt này đã tạo ra sự chênh lệch về áp suất giữa các lớp đá có thành phần, đặc điểm khác nhau Kết quả làm dầu

di chuyển khổi đá mẹ đi vào “bẫy chứa” (các tầng chứa, khe nứt )

- Yếu tố thủy lực: Trong các lỗ hổng của đất đá chứa dầu thường có cả dầu, khí và nước Mặt khác, lực mao dẫn của nước lớn hơn lực mao dẫn của dầu, do đó, đẩy dầu đến những nơi rỗng, hổng khác Nghĩa là, do áp lực mao dẫn, dầu sẽ dịch chuyển đến những lớp đá trầm tích có độ lỗ hổng lớn hơn (độ hạt vật liệu lớn hơn), còn những lớp trầm tích hạt mịn chứa nước sẽ trở thành những lớp ngăn cách dầu (lớp chắn)

- Yếu tố khí hòa tan trong dầu làm giảm độ nhớt và sức căng của bề mặt dầu, tạo điều kiện cho dầu dễ dàng di chuyển từ lớp trầm tích này sang lớp trầm tích khác dưới tác động của lực trọng trường

- Các yếu tố khác: độ giãn nở của chất khí, chất lỏng và đá, hiện tượng khuếch tán, trọng lực… đều có thể gây ra sự di chuyển của dầu mỏ

Sự di chuyển của dầu mỏ chủ yếu dưới hình thức: dòng chảy (liên tục hoặc tạm thời phụ thuộc vào lực tác động) với “phương tiện” chính là các lỗ hổng, khe nứt, hang hốc trong thành tạo địa chất; dưới hình thức dòng trôi theo dòng chảy chất lỏng (nước) dưới tác động của nhiều lực khác nhau (gió, thủy triều ) - thường lan tỏa dạng nón quạt; di chuyển theo sóng đổ vào bờ; di chuyển theo vật chất khác (chẳng hạn vật liệu đất đá vụn) dưới hình thức bám dính; bay hơi do nhiệt độ Sự

di chuyển của dầu mỏ có thể xảy ra trong quá trình biến đổi đá trầm tích, trong giai đoạn biến sinh

Tại khu vực bể Sông Hồng, khả năng di chuyển dầu khí tự nhiên có thể xảy

ra dưới tác động của điều kiện địa chất có thể xảy ra dưới áp lực tĩnh, yếu tố thủy lực, yếu tố khí hoà tan, yếu tố khác (như độ giãn nở của chất khí, chất lỏng và đá, hiện tượng khuếch tán, trọng lực….); còn dưới tác động của áp lực động (hoạt động kiến tạo), dầu có thể di chuyển chủ yếu theo các đứt gãy với phương chủ đạo là Tây Bắc - Đông Nam và các khe nứt liên quan đến đứt gãy (nếu có) Riêng phần lục địa của bể, nơi chủ trầm tích lớp phủ đến hiện đại chủ yếu là trầm tích lục địa (khả năng

là tầng chắn kém), do vậy, nếu có dầu khí thì khả năng chúng di chuyển lên trên là hiện thực Thực tế, ở khu vực tỉnh Thái Bình, đã có nhiều nơi khí tự nhiên thoát ra lên trên mặt đất

Tại khu vực bể Cửu Long, khả năng di chuyển dầu khí tự nhiên có thể xảy ra dưới một số tác động tương tự như ở khu vực bể sông Hồng Còn dưới tác động của

áp lực động (hoạt động kiến tạo), khả năng di chuyển dầu khí tự nhiên chủ yếu theo các đứt gãy với phương chủ đạo là Tây Bắc - Đông Nam, Đông Bắc – Tây Nam và

á kinh tuyến và các khe nứt ở móng trước Đệ tam liên quan đến đứt gãy Thực tế đã cho thấy, dầu mỏ có nhiều ở móng trước Đệ tam (thuộc loại đặc biệt trên thế giới) Kết quả chung của quá trình sinh và di chuyển của dầu khí ở bể Cửu Long là dầu khí được tập trung chủ yếu ở trong các nứt nẻ, hang hốc của móng trước Đệ tam

và ở các tập trầm tích: cát kết thuộc hệ tầng Trà Cú và Trà Tân

Ở khu vực bể Nam Côn Sơn, dầu khí có khả năng di chuyển tự nhiên dưới tác động của điều kiện địa chất do một số yếu tố tương tự như các khu vực khác trong đó nơi dầu dễ di chuyển đến là tầng cát kết, cát bột kết (hệ tầng Cau và một số

hệ tầng khác) Dưới tác động của áp lực động (hoạt động kiến tạo), dầu khí có thể di chuyển khí tự nhiên chủ yếu theo các đứt gãy với phương Đông Bắc – Tây Nam (phần Đông Bắc), Bắc – Nam (ở phần Tây Nam và Tây) và vào các khe nứt ở móng trước Đệ tam

Ở khu vực bể Mã Lai – Thổ Chu, dưới tác động của điều kiện địa chất, nơi dầu khí tự nhiên dễ có khả năng di chuyển đến là tập cát kết, cát bột kết (hệ tầng Ngọc Hiển) và các đá carbonat của các hệ tầng khác Khả năng di chuyển dầu khí tự nhiên trong bể dưới tác động của áp lực động (hoạt động kiến tạo), có thể chủ yếu theo các đứt gãy với phương: ở phía Bắc là hệ thống đứt gãy kinh tuyến, còn ở phía Nam chủ yếu là Tây Bắc - Đông Nam Ngoài ra, các khe nứt ở móng trước Đệ tam cũng là đối tượng dầu khí dễ di chuyển đến do các áp lực tĩnh và động

Khả năng di chuyển dầu mỏ ở 2 bể Vũng Mây – Tư Chính và Phú Khánh cũng tương tự như ở các bể nêu trên

Nhìn chung, khả năng di chuyển của dầu khí ở các bể trầm tích trên thềm lục địa Việt Nam là hiện thực và chúng có thể di chuyển dưới các lực (nêu trên) chủ yếu đến các tầng chứa (thuộc các hệ tầng tương ứng với mỗi bể) và các khe nứt, cấu tạo ở móng trước Kainozoi Khả năng dầu di chuyển lên bề mặt hầu như không thể

xảy ra đối với các bể trên thềm lục địa

1.1.3 Đánh giá phạm vi, mức độ và khả năng ảnh hưởng gây ô nhiễm của các nguồn dầu khí tự nhiên đối với dải ven bờ

Với sự có mặt một loạt các bể trầm tích Đệ tam mà tiềm năng dầu khí cho đến nay được đánh giá là khá lớn, việc triển khai khai thác các mỏ dầu khí hiện có cùng với công tác tìm kiếm - thăm dò dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam và các khu vực kế cận được thực hiện ngày càng gia tăng về mức độ, tiến độ và phạm vi với sự tham gia của nhiều công ty trong và ngoài nước Trong quá trình tìm kiếm – thăm dò và khai thác dầu khí, một lượng không nhỏ dầu khí có thể thất thoát ra ngoài và khả năng chúng gây ô nhiễm cho khu vực là cao

Dầu tự nhiên từ trong lòng đất nếu do nguyên nhân nào đó (do quá trình khoan, do vỡ nắp đậy lỗ khoan, do hoạt động kiến tạo…) thoát ra, ban đầu sẽ nổi trên mặt nước và chúng sẽ di động, lan tỏa chủ yếu theo dòng chảy biển và phụ thuộc vào mức độ, khối lượng dầu thoát ra

Dầu khi nổi trên mặt biển sẽ di chuyển dưới ảnh hưởng của chế độ dòng chảy biển Việt Nam, thay đổi tùy theo từng tháng trong năm Nếu dầu được đưa vào sát

bờ, chúng còn chịu tác động của dòng triều và sóng

Nhóm nghiên cứu đã tiến hành thử nghiệm, khảo sát hướng đi của vệt dầu theo các hướng gió, hướng sóng tương ứng với các tháng từ đó đưa ra dự báo khu vực sẽ bị ô nhiễm khi có sự cố tràn dầu tự nhiên Từ đó có thể dự báo khả năng gây

ô nhiễm do dầu tự nhiên trên mặt biển ở một số khu vực như sau (dưới tác động chủ yếu của dòng chảy bề mặt và sóng biển):

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở bể Cửu Long:

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát ra trên mặt biển trong thời gian các tháng 5, 6, 7

và 8, thì khả năng gây ô nhiễm sẽ là vùng biển ven bờ từ Vũng Tàu đến Bình Thuận (có thể cả Ninh Thuận);

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát xảy ra trong các tháng 1, 2, 3, 4, 9, 10, 11 và 12, khả năng gây ô nhiễm là vùng biển ven bờ từ Vũng Tàu đến Cà Mau

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở bể Nam Côn Sơn:

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát ra trên mặt biển trong thời gian các tháng 1, 2, 3

và 4: khả năng gây ô nhiễm sẽ là vùng biển ven bờ từ Vũng Tàu đến Cà Mau;

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát xảy ra trong các tháng 5, 6, 7, 8 và 11: khả năng gây ô nhiễm là vùng biển ven bờ từ Vũng Tàu đến Ninh Thuận

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát xảy ra trong các tháng 10 và 12: khả năng gây ô nhiễm là vùng biển xa bờ Nam, Đông Nam bể Nam Côn Sơn

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở bể Malay – Thổ Chu (khu vực chồng lấn):

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát ra trên mặt biển trong thời gian các tháng 1, 2, 3,

10, 11 và 12: khả năng gây ô nhiễm sẽ là vùng biển xa bờ Nam Việt Nam;

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát xảy ra trong các tháng 5, 6, 7 và 8: khả năng gây ô nhiễm là vùng biển ven bờ Cà Mau - Vũng Tàu

+ Nếu dầu tự nhiên thất thoát xảy ra trong tháng 9: khả năng gây ô nhiễm là vùng biển Tây Nam Việt Nam

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở các bể Pearl River, Vịnh Quảng Châu và Đông Nam Hải Nam (Trung Quốc): khả năng gây ô nhiễm cho vùng biển Miền Trung

Việt Nam chủ yếu là các tháng có gió mùa Đông Bắc và gió Đông

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở Tây Lôi Châu và Yinggehai (Trung Quốc): khả

năng gây ô nhiễm cho vùng biển ven bờ đồng bằng sông Hồng chủ yếu là các tháng

có gió mùa Đông Bắc và gió Đông

- Các mỏ và phát hiện dầu khí ở bể Sông Hồng: khả năng gây ô nhiễm cho vùng

biển ven bờ đồng bằng sông Hồng và Bắc Trung Bộ chủ yếu là các tháng có gió mùa Đông Bắc và vùng biển ven bờ Hải Phòng đến Quảng Ninh trong các tháng có gió Tây Nam và Nam Tuy nhiên, hiện nay ở khu vực ven biển đồng bằng sông Hồng phát hiện dầu còn trong tiềm năng

Khu vực ven bờ Tây vịnh Bắc Bộ, chẳng hạn khu vực Cửa Cấm - Bạch Đằng, nhìn chung chưa bị ô nhiễm bởi dầu mỡ (mới bị ô nhiễm nhẹ – trung bình bởi

kim loại nặng và một số nơi bởi hợp chất bảo vệ thực vật) (Nguyễn Phương Hoa,

2008 và Lưu Văn Diệu, 2004)

Về khả năng dầu tự nhiên gây ô nhiễm cho nước biển và trầm tích bề mặt đáy biển là một thực tế rõ ràng và khá cao (nhất là đối với trầm tích bề mặt đáy biển) chủ yếu do dầu thất thoát qua các chất thải, mùn khoan

Theo khảo sát của Trung tâm An toàn môi trường dầu khí (thực hiện các năm

1995 – 1996 – 1997), hàm lượng dầu trong trầm tích bề mặt đáy biển ở mỏ Bạch Hổ dao động 31 – 41ppm (cao hơn vài lần so với các mỏ dầu khác ở bồn Cửu Long), thường hàm lượng dầu ở phần trung tâm mỏ cao hơn 2 - 10 lần so với phía bên ngoài Như vậy, trên bề mặt đáy biển ở đây đã bị ô nhiễm dầu tự nhiên

Ở mỏ Rồng (năm 1995), thời kỳ vừa khoan vừa khai thác, hàm lượng dầu trung bình trong trầm tích đáy là 150ppm Sau đó, năm 1996 và 1997 do hoạt động khoan và khai thác giảm hàm lượng dầu trong trầm tích chỉ còn 6 – 13ppm So với khu vực mỏ Bạch Hổ, mức độ ô nhiễm trầm tích bề mặt đáy ban đầu cao hơn, nhưng sau đó giảm dần và thấp hơn

Nhìn chung vấn đề ô nhiễm dầu tự nhiên trên vùng biển Việt Nam và biển Đông cần nhiều nghiên cứu sâu hơn Dựa trên các lập luận và giả thiết về phạm vi, mức độ và khả năng gây ô nhiễm của các nguồn dầu khí tự nhiên đối với vùng biển Việt Nam chúng ta có thể kết luận là khả năng thất thoát tự nhiên là không cao và chủ yếu dưới các dạng có liên quan tới quá trình khai thác và thăm dò dầu khí như sau:

- Thất thoát trong quá trình khoan do mùn khoan và đất đá khoan

Theo số liệu thống kê ở thềm lục địa Việt Nam: lượng mùn khoan trong các năm từ 1988 đến 1997 (đơn vị tính:1000 m3) như sau: 3,6/năm 1998; 5,3/năm 1987; 6,8/ năm 1989; 7,7/1990; 9,6/1991; 7,0/1992; 12,1/1993; 14,1/1994; 16,2/1995; 11,0/1997

Cũng theo số liệu thống kê, từ 1984 đến 1997, ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng với ~ 200 giếng khoan hoạt động, đã có tới ~ 70.000m3 (~182.000 tấn) mùn khoan được thải xuống biển Với mỏ Bạch Hổ có diện tích ~ 60 km2 , chất thải này đã phủ dày lên tới ~0,1cm (chủ yếu và dày nhất ở quanh mũi khoan Theo quy định, mùn khoan không được đổ xuống biển vùng ven bờ trong phạm vi 3 hải lý)

Theo khảo sát của Trung tâm An toàn môi trường dầu khí (thực hiện trong các năm năm 1995, 1996 và 2007 với 15 mẫu mùn khoan ở các vị trí khác nhau ở khu vực bể Cửu Long), hàm lượng dầu trong mùn khoan dao động ~ 0,2 – 11,7% (trung bình 4,5%) Như vậy, ở đây đã có hàng nghìn tấn dầu tự nhiên được thải vào biển

- Thất thoát trong quá trình khai thác dầu

Trong giai đoạn khai thác, nước khai thác là chất thải lớn nhất trong đó có chứa dầu thô với một tỷ lệ nhất định Theo Parcom (1991) ở Biển Bắc, trong quá

trình khai thác có ~ 20% dầu thải là từ nước khai thác

Trong khai thác, ít nhiều đều có một lượng cát ở vỉa bị lôi cuốn vào dầu khai thác có dính thấm dầu Lượng cát này khi được tách ra cũng là một yếu tố có thể gây ô nhiễm nếu đủ lượng

- Thất thoát từ khí đốt thử vỉa và khí đồng hành:

Khí đốt thử vỉa và khí đốt đồng hành có ~ 30% lượng hydrocarbua cháy không hết Khi rơi xuống biển, nó có thể gây ô nhiễm cho môi trường

- Thất thoát dầu tự nhiên do sự cố:

Trong hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí, có thể xảy ra các sự cố: i) Phụt, thoát khí hoặc dầu do áp lực cao Sự cố này thường gây ra thất thoát dầu khí

và làm hỏng giếng khoan (thậm chí “làm mất” giếng khoan như trường hợp giếng khoan ở Tiền Hải, Thái Bình, năm 1982); ii) Va chạm giữa các giếng khoan: mũi khoan sau va chạm vào giếng khoan trước (trường hợp này thường xảy ra giữa giếng khoan xuyên và giếng khoan thường) Kết quả gây thất thoát dầu, chẳng hạn

sự số 2 giếng “đụng nhau” năm 1994 tại giàn khoan số 4 (Vietsovpetro); iii) Vỡ hoặc đứt ống nối chuyển dầu từ giàn khai thác sang tàu chở dầu do sóng biển, chẳng hạn sự cố tàu dầu ở mỏ Bạch Hổ ngày 29/12/2006 làm khoảng 18m3 dầu tràn ra biển (sau khi khắc phục, còn ~1,8m3 dầu thoát ra biển; iv) Dầu có thể thoát ra từ các giếng sau khi khoan tạm đóng lại (chưa khai thác), nếu bị sự cố do một nguyên nhân nào đó

Như vậy, với những số liệu hiện có, chỉ tính từ khi khai thác đến năm 1991, tổng lượng dầu tự nhiên thất thoát (qua mùn khoan, dung dịch khoan và nước khai thác) ở mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng (trũng Cửu Long) là khoảng 12.500 tấn (~ 0,025% trong 50 triệu tấn dầu khai thác)

Rõ ràng, dầu tự nhiên có khả năng thất thoát và gây ô nhiễm cho môi trường

tự nhiên và hiện nay, cao nhất là khả năng gây ô nhiễm có thể xảy ra trên bề mặt,

nước biển và bề mặt đáy biển Trên bề mặt, nếu dầu tự nhiên thất thoát ra trên mặt biển (chủ yếu do sự cố), thì khả năng chúng di chuyển và gây ô nhiễm phụ thuộc chính vào lượng dầu thất thoát và thời gian xảy ra Hiện nay, khả năng dầu tự nhiên thất thoát trên bề mặt gây ô nhiễm cho môi trường (với mức độ không lớn) chỉ có

thể xảy ra ở các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu

1.2 Giao thông biển và nguy cơ ô nhiễm dầu

1.2.1 Tổng quan về giao thông biển Việt Nam

Vùng biển nước ta nói riêng và khu vực biển Đông nói chung nằm trong khu vực có nhiều tuyến hàng hải quốc tế quan trọng nối liền các trung tâm xuất khẩu dầu lửa Trung Đông với các nước tiêu thụ dầu lửa lớn ở bờ Bắc Thái Bình Dương

Hoạt động tuyến hàng hải từ Ấn Độ Dương qua eo Mallacca, rồi qua biển Đông, lên Đông Bắc Á thuộc loại nhộn nhịp nhất thế giới Có 14 trong số 20 cảng container lớn nhất thế giới nằm trên hành lang tàu biển Singapore - Nhật Bản Nằm trên các tuyến đường hàng hải huyết mạch của thế giới thông thương giữa Ấn Độ Dương với Thái Bình Dương; giữa Châu Âu, Châu Phi, Trung Cận Đông với Trung Quốc, Nhật Bản và các nước Đông Nam Á và Đông Bắc Á; Biển Đông được coi là con đường chiến lược về giao lưu thương mại quốc tế và là tuyến đường biển nhộn nhịp vào loại nhất thế giới sau Địa Trung Hải Trung bình mỗi ngày có hơn 300 tàu biển các loại đi qua Biển Đông, trong đó có tới 15-20% tàu biển cỡ lớn trọng tải trên 30.000 tấn Hiện nay nhiều nước trong khu vực như Nhật Bản, Hàn Quốc, Trung Quốc, Đài Loan, Singapore có nền kinh tế hầu như phụ thuộc sống còn vào con đường biển này Hàng năm có khoảng 70% khối lượng dầu mỏ nhập khẩu và 45% hàng hoá xuất khẩu của Nhật Bản, khoảng 60% khối lượng hàng hoá xuất khẩu của Trung Quốc được vận chuyển bằng đường biển qua Biển Đông Số lượng dầu chuyên chở qua biển Đông hàng năm vào khoảng 2,1 tỉ tấn và vào bất cứ thời điểm nào cũng có khoảng 51 tàu chở dầu cỡ lớn hoạt động trong khu vực Nếu tính lượng

rò rỉ là 1% thì hàng năm lượng dầu “lang thang” trong khu vực cũng lên tới 2 triệu tấn Các tài liệu thống kê của tổ chức Hải Dương học liên chính phủ IOC, tổ chức khí tượng thế giới WMO và chương trình Môi trường của Liên hợp quốc UNEP với 85.000 số liệu quan sát các vết dầu và phân tích hàng năm các mẫu hydrocarbua hoà tan hoặc phân tán trên toàn cầu (Chương trình MAPMOPP) cho thấy 15 ÷ 20% lượt

số tàu đi trên tuyến Singapore - Tokyo (qua vùng biển Vũng Tàu, quần đảo Trường Sa) đều có để lại vết dầu cũng tương tự (tuy số lần quan sát ít hơn)

Việt Nam có lợi thế là vùng biển nằm ngay trên một số tuyến hàng hoá chính của quốc tế qua Biển Đông, trong đó có tuyến đi qua eo biển Mallacca, là một trong

những tuyến có tàu biển qua lại nhiều nhất thế giới Mặt khác bờ biển Việt Nam lại rất gần các tuyến hàng hải đó nên rất thuận lợi trong việc phát triển giao thông quốc

tế Hiện nay hầu hết khối lượng hàng hoá xuất nhập khẩu và một phần hàng giao lưu nội địa của nước ta vận chuyển bằng đường biển qua Biển Đông

Đội tàu biển Việt Nam hiện đang khai thác trên 30 tuyến đường biển và cập cảng khoảng 100 cảng quốc tế nhưng chủ yếu là các nước khu vực Châu Á - Thái Bình Dương (các nước ASEAN và Nhật Bản), và có hơn 402 tàu hoạt động tuyến quốc tế đến các cảng lớn trong khu vực như Singapore, Malaysia, Hồng Kông, Hàn Quốc, Châu Úc, Tây Phi, Nhật Bản, Trung Đông, Châu Âu, Châu Mỹ chuyên chở các hàng xuất nhập khẩu của Việt Nam và hàng quá cảnh của Lào, Campuchia Năm 2006 đã có 62.291 lượt tàu thuyền ra, vào các cảng biển Việt Nam với tổng dung tích 266.103 triệu GT, tăng 12,74% so với năm 2005; trong đó có 33.839 lượt tàu nội, tăng 12,88% Đặc biệt là hoạt động hàng hải tăng mạnh ở các vùng kinh tế trọng điểm Đội tàu Việt Nam hiện vẫn đảm nhận 100% nhu cầu vận chuyển trên các tuyến nội địa Tốc độ tăng của vận tải nội địa trong giai đoạn 2002-2007 ở mức bình quân 14,3%/năm (so với các giai đoạn trước bình quân 40%/năm) Theo số liệu thống kê trong 6 năm liên tục về khối lượng vận chuyển hàng xuất nhập khẩu, hàng nội địa qua các cảng biển Việt Nam, lượng vận chuyển bằng tàu biển nước ngoài chiếm tỷ trọng đến 80% Lượt tàu (kể cả tàu nội và ngoại) ra vào các cảng trong toàn quốc bình quân 32.000 lượt/năm; loại hàng lỏng (dầu thô + dầu tinh) thường được vận chuyển với khối lượng bình quân 26 triệu tấn/năm là loại hàng dễ gây ô nhiễm môi trường biển trong tất cả các loại hàng vận chuyển

Các tuyến vận tải biển nội địa tập trung chủ yếu là tuyến Bắc - Nam, chiếm khoảng 75-80% tổng khối lượng vận chuyển Trong đó, tuyến giao thông chủ yếu là giữa cảng Hải Phòng và cảng Sài Gòn, chiếm 36% tổng khối lượng vận tải ven biển

Các kết quả quan trắc của các nhà khoa học Việt Nam cho thấy vùng biển phía Nam Biển Đông (nơi có tuyến hàng hải quốc tế) và Nam Trường Sa có hàm lượng dầu trung bình vào mùa hè là 0,034 mg/l, lớn gấp 2 lần hàm lượng dầu trung bình ở vùng biển Đông Nam Bộ kế cận Hàm lượng dầu ở đây lớn nhưng phân bố không đều Cụ thể là bên cạnh các mẫu không có dầu lại có mẫu hàm lượng dầu cao tới 0,075 ÷ 0,125 mg/l Riêng vùng biển miền Trung kết quả quan trắc trong những năm từ 1996 đến 1999 cho thấy như ở bảng 1-6 dưới đây

Bảng 1-6 Hàm lượng dầu trung bình hàng năm trong nước biển miền Trung thu

được tại một số trạm quan trắc (mg/l)

1996 - 1999 Năm

và cấp chứng nhận phù hợp tiêu chuẩn Bộ Luật quốc tế về An ninh Tàu và Bến cảng (ISPS Code) Việt Nam cũng có 1.200 sĩ quan an ninh cảng biển được đào tạo và cấp giấy chứng nhận quốc tế về an ninh tàu biển, 203 tàu biển được phê duyệt kế hoạch an ninh Hàng năm các cảng biển Việt Nam tiếp nhận bình quân khoảng 75.000 lượt tàu, trong đó có 18.000 lượt tàu nước ngoài

Có 04 cảng chuyên chở loại hàng hoá là dầu, đó là các cảng: Cảng xăng dầu B12, Cảng xăng dầu Cát Lái, Cảng Sài Gòn – Petro, Cảng xăng dầu Nhà Bè Cùng với sự phát triển của hệ thống cảng biển Việt Nam, trong những năm gần đây, các cảng xăng dầu có những bước chuyển đổi, phát triển mạnh mẽ để phục vụ cho các nhu cầu kinh tế, xã hội, an ninh, quốc phòng hàng năm Việt Nam nhập khẩu hơn

16 triệu tấn/m3 xăng dầu các loại thông qua 11 doanh nghiệp được trực tiếp nhập khẩu Đó là chưa kể các sản phẩm được pha chế trong nước Lượng xăng dầu này chủ yếu là thông qua các cảng biển và tồn chứa ở các kho xăng dầu

Cảng xuất nhập hiện nay ở Việt Nam bố trí ở hầu khắp các tỉnh và khu vực trong cả nước với số lượng 27 cảng thuộc Petrolimex chủ yếu để nhập dầu từ nước ngoài Những khu vực chính tập trung ở các cảng đầu mối với khối lượng dầu lớn ở miền Bắc là Quảng Ninh, Hải Phòng, ở miền Trung là cảng Đà Nẵng và miền Nam

là cảng Nhà Bè Trong đó phải kể đến một số kho cảng của Petrolimex như Tổng kho xăng dầu Nhà Bè, kho cảng B12 Quảng Ninh; của Petro Việt Nam, Petec, Sài Gòn Petro Còn một số cảng biển với lượng dầu nhập khẩu tương đối lớn ở Nha Trang, Quy Nhơn, Nghệ Tĩnh

Do sự phát triển của ngành vận tải biển ngày càng cao cùng với đội ngũ tàu

ngày càng tăng, lưu lượng tàu qua các tuyến hàng hải quốc tế ngày càng nhiều nên

khả năng tai nạn của các tàu dẫn đến sự cố tràn dầu là khó tránh khỏi Nhiều vụ tai

nạn hàng hải, nhất là sự cố va chạm giữa các tàu chở dầu đã làm thất thoát ra biển

một lượng dầu lớn, gây ô nhiễm ảnh hưởng nghiêm trọng đến vùng biển và môi

trường sinh thái khu vực xung quanh Đặc biệt, hàng năm có khoảng từ 6-7 triệu tấn

sản phẩm dầu được nhập khẩu vào Việt Nam, như vậy, nếu xảy ra sự cố hàng hải

làm tràn dầu thì chắc chắn sẽ là các sự cố gây ô nhiễm môi trường nghiêm trọng

Con số thống kê từ năm 2000 đến 6 tháng đầu năm 2005 cho thấy, trên vùng

biển Việt Nam đã xảy ra 497 vụ tai nạn, sự cố hàng hải, trong đó có 126 vụ lớn và

nghiêm trọng, làm chết và mất tích 105 người Trung bình hàng năm trên vùng biển

Việt Nam xảy ra khoảng 100 vụ tai nạn và sự cố hàng hải

Bảng 1-7 Lượng dầu thải vào biển (tấn)

Nếu lượng dầu tràn liên quan đến sự cố hàng hải năm 1995 là 500 tấn thì

năm 2000 đã là 1.500 tấn (bảng 1-7), điều này cho thấy nguy cơ rất lớn sự cố tràn

dầu từ các hoạt động hàng hải

Có thể thấy sự cố ô nhiễm dầu do các hoạt động hàng hải thường gây thất

thoát ra biển một lượng dầu rất lớn, lại xảy ra phổ biến và thường xuyên hơn hẳn so

với các nguyên nhân ô nhiễm dầu khác, làm cho môi trường biển bị ô nhiễm nghiêm

trọng do đó cần phải có những biện pháp hợp lý nhằm giảm thiểu, khắc phục tối đa

các sự cố ô nhiễm dầu do các hoạt động hàng hải gây ra

1.2.2 Đánh giá về tình hình xúc, rửa các tàu biển trên các vùng biển Việt Nam

Hiện nay, ở nước ta công nghiệp chế biến dầu và hoá dầu chưa phát triển,

chủ yếu chỉ khai thác, lưu trữ và vận chuyển dầu thô hoặc dầu sản phẩm (như DO,

Nguyên nhân

Năm

FO ) Một trong các chất thải rắn sinh ra từ các hoạt động dầu khí là cặn dầu thải

từ quá trình súc rửa tàu vận chuyển dầu thô

Vấn đề đáng quan tâm nhất là bã thải rắn từ quá trình này vì nó chiếm một khối lượng rất lớn Mỗi lần súc rửa thải ra khoảng 1.500-2.000 tấn cặn dầu và theo

kế hoạch của các cơ quan quản lý tàu dầu Vietsopetro thì mỗi năm sẽ súc rửa từ 1 đến 3 lần Như vậy, hàng năm sẽ tích tụ khoảng 1.500 - 6.000 tấn cặn dầu Cặn dầu này là phần dầu nặng lẫn nhiều tạp chất rắn cơ học và nước, bám vào thành hoặc lắng xuống đáy tàu trong qua trình lưu trữ

Những năm gần đây, dịch vụ súc rửa tàu dầu đã bắt đầu phát triển ở Việt Nam Tuy nhiên, do còn nhiều bất cập trong công tác quản lý chất thải độc hại, cho đến thời điểm hiện nay, cơ quan quản lý nhà nước về bảo vệ môi trường chỉ cho phép thực hiện tại Việt Nam dịch vụ súc rửa tàu dầu trong nước chủ yếu là các tàu chứa dầu của Xí nghiệp liên doanh Vietsopetro Hiện nay, Vietsopetro có khoảng 4 con tàu chứa dầu trọng tải 150.000 tấn, hàng năm được luân phiên nhau tiến hành súc rửa Quá trình vệ sinh, súc rửa một tàu dầu của Vietsopetro sinh ra khoảng 3.000 tấn cặn dầu (có lẫn mùn cưa và mạt sắt sinh ra trong quá trình vệ sinh tàu dầu)

Hoạt động vệ sinh két dầu lắng và la canh buồng máy của tàu, bất kể quốc tịch Việt Nam hay nước ngoài, và vận chuyển chất thải phát sinh từ hoạt động ở các không gian đó lên bờ còn bị bỏ ngỏ, không có nguyên tắc, không được giám sát quản lý chặt chẽ, bất chấp luật lệ môi trường và an toàn lao động

Trong quá trình vận chuyển tồn trữ dầu thô thì ở đáy các tàu dầu xuất hiện lớp bùn dạng sệt, đặc có thành phần rất phức tạp Lớp bùn này làm giảm giá trị của dầu thô và có thể gây khó khăn cho quá trình bơm rót dầu thô Do đó, lớp bùn này

sẽ được xục bỏ qua quá trình vệ sinh tàu dầu định kỳ hay sau mỗi chuyến vận chuyển dầu Thông thường người ta tiến hành vệ sinh súc rửa bồn chứa sau một thời gian sau khi chiều cao lớp bùn đủ lớn Nói chung thời gian tồn trữ dầu thô càng lâu thì lớp bùn dầu tạo thành càng nhiều

Quá trình hình thành lớp bùn dầu ở đáy các bồn chứa, tàu chứa là một quá trình phức tạp Cơ chế của nó phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau như thành phần

và bản chất của dầu thô và điều kiện tồn trữ Trong đó thành phần và bản chất của chất chứa là quyết định Các yếu tố về điều kiện tồn trữ như nhiệt độ, áp suất thường mang tính khách quan đóng góp vào quá trình sa lắng để tạo bùn

Đối với dầu thô, quá trình tích tụ lớp bùn dầu ở đáy các bồn chứa, tàu chứa thường xảy ra tương đối nhanh Xuất phát từ quá trình khai thác dầu thô đã bị lẫn

một lượng đáng kể các tạp chất vô cơ như đất, đá, sét, nước, muối vô cơ Ngoài ra còn có các chất rỉ sét sinh ra do hiện tượng ăn mòn thiết bị bởi các hợp chất muối vô

cơ tan trong nước gây ra Các tạp chất này do tỷ trọng lớn hơn dầu sẽ sa lắng trong quá trình tồn trữ Bên cạnh các hợp chất vô cơ thì bản thân dầu thô cũng có hiện tượng sa lắng Các hyđrocácbua có phân tử lượng lớn trong dầu thô trong quá trình tồn trữ dần dần tách ra khỏi dầu và lắng xuống đáy bùn, đó là cá hỗn hợp phức tạp của asphalten - nhựa - parafin Vì vậy ở đáy bồn là một hỗn hợp bao gồm các hệ chất hữu cơ cao phân tử kết đọng với các tạp chất vô cơ tạo thành một lớp hỗn độn dạng pate - cặn bùn dầu thô (nước – tạp chất cơ học – bùn hữu cơ)

Hiện nay ở hầu hết các cảng biển Việt Nam đều chưa có trạm tiếp nhận và xử

lý chất thải dầu từ tàu trong khi các tàu biển đều được trang bị máy phân ly dầu nước, các két chứa dầu cặn và mặt bích quốc tế để bơm chuyển chất thải lên trạm

xử lý trên bờ theo yêu cầu của công ước quốc tế

Nồng độ dầu ở những sông bao quanh khu vực Cảng Hải Phòng là cao Vùng nước một số cảng ở Hải Phòng bị ô nhiễm dầu cao như cảng Công ty xăng dầu 3, cảng Nhà máy ximăng Hải Phòng qua phân tích mẫu nước biển cho thấy hàm lượng dầu trong nước là 2,4 – 2,9mg/lít, cảng Đoạn xá là 0,48mg/l ,vượt quá tiêu chuẩn cho phép là 0,3mg/l

Trong thời gian 1994-2001 nồng độ dầu ở vịnh Đà Nẵng rất cao Nồng độ trung bình là 0,29mg/l dao động từ 0,05mg/l đến 3,90mg/l là được đánh giá (n = 76)

Bà Rịa Serecse (2004)

Bà Rịa Serecse (1999)

Cảng Vietsopetro (2000)

Cảng Cát

Lở (2000)

Cảng Sao Mai (2001)

trị dầu được ghi chép tại vị trí lấy mẫu (Vịnh Gành Rái, Cảng Dinh, Vietsopetro) dao động từ 0,14 đến 0,52mg/l Ở bờ biển phía Tây Nam của Vũng Tàu có 10 cảng, những cảng này phục vụ hoạt động dầu mỏ và thuỷ sản gần với khu thương mại Hầu hết các cảng này liên quan đến ô nhiễm dầu: mức độ dầu hầu như vượt quá tiêu chuẩn Việt Nam Ở cảng dầu (cảng Sao Mai) nồng độ dầu đã được ghi chép trên 0,2mg/l Một số cảng không được trang bị hệ thống xử lý và tiếp nhận nước thải

Tại các cảng miền Trung hàm lượng dầu trong đất thường thấp <0,06mg/g từ năm 1995 cho đến nay) trừ khu vực cảng Cửa Lò có hàm lượng dầu tương đối cao

và đôi khi có xuất hiện hàm lượng cao bất thường (0,711mg/g vào năm 1998 và 0,407mg/g vào năm 2000) Cảng Vũng Tàu cũng là khu vực thường xuất hiện hàm

lượng dầu đột biến cao (0,936mg/g - 1999) (Nguyễn Thị Phương Hoa, 2000) Hàm

lượng dầu cao bất thường trong đất tại các khu vực trên có liên quan đến các vụ tràn dầu hoặc các tai nạn dò rỉ dầu với khối lượng lớn xảy ra trong khu vực Sự tích tụ dầu trong đất năm 2000 có chiều hướng tăng lên ở cụm cảng miền Bắc, giảm xuống

ở miền Trung, miền Nam trừ Cửa Lò đột biến tăng mạnh (0,06 mg/g năm 1999 lên 0,407mg/g năm 2000) và Vũng Tàu đột biến giảm mạnh (0,936mg/g năm 1999

Bảng 1-9 Lượng dầu thải có trong các loại tàu chở hàng khi cập cảng

Tàu < 10.000DWT 200 - 300

10.000 - 20.000 400 - 500

20.000 - 30.000 500 - 600

30.000 - 40.000 600 - 700