DẦU NẶNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC

Năng lượng nói chung và năng lượng dầu khí nói riêng là nhân tố rất quan trọng đóng góp cho sự phát triển bền vững đối với mọi quốc gia, đặc biệt là các quốc gia đang phát triển như Việt Nam. Ngày nay, dầu khí vẫn là nguồn năng lượng quan trọng phục vụ đời sống của con người. Xã hội ngày càng phát triển thì nhu cầu sử dụng nguồn năng lượng này ngày càng cao. Theo cơ quan thông tin năng lượng Mỹ (EIA) lượng dầu thô tiêu thụ đạt trung bình 89,2 triệu thùngngày trong năm 2012. Và với nhịp độ tiêu thụ dầu của thế giới khoảng 89 triệu thùng 1 ngày, 32 tỉ thùng năm 2012, con người chỉ còn đủ dầu để sử dụng dầu trong 32 đến 42 năm tới tính từ thời điểm cuối 2012. Trong khí đó một báo cáo của Eni Spa (Italia) Công ty năng lượng hàng đầu thế giới, đã đưa ra những số liệu dự báo là trữ lượng dầu của thế giới chỉ đủ dùng trong 52 năm nữa và dự trữ khí đốt – cũng chỉ đủ trong 59 năm. Chính vì vậy việc tìm kiếm các nguồn nguyên nhiên liệu thay thế đang là xu hướng hiện nay của thế giới.Với trữ lượng dồi dào, khả năng thu hồi từ 500 – 1000 tỷ thùng thì dầu nặng là một trong những nguồn nguyên liệu thay thế đang được chú ý phát triển. Và dầu nặng, dầu siêu nặng, bitumen đóng vai trò ngày càng quan trọng trong việc đáp ứng nhu cầu năng lượng trong tương lai. Chính vì những lý do trên, chúng tôi chọn đề tài “Phương pháp khai thác dầu nặng” làm đồ án.

Mục lục

Mục lục 1

Danh mục hình ảnh 4

Danh mục bảng biểu 6

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ DẦU NẶNG 7

1.1 Định nghĩa 7

1.1.1 Theo Schlumberger 7

1.1.2 Theo USGS (U.S Geological Survey) 7

1.1.3 Dầu nặng hoàn toàn có thể hiểu theo cách sau: 7

1.2 Nguồn gốc hình thành và tầm quan trọng 7

1.2.1 Nguồn gốc hình thành 7

1.2.2 Tầm quan trọng của dầu nặng 8

1.3 Phân loại 9

1.3.1 Phân loại dầu nặng theo tỉ trọng 9

1.3.2 Phân loại dầu theo độ nhớt 9

1.3.3 Phân loại dầu theo ° API 10

Chương 2: TÍNH CHẤT, THÀNH PHẦN DẦU NẶNG 11

2.1 Tính chất vật lý 11

2.1.1 Hiệu suất các phân đoạn 11

2.1.2 Tỷ trọng 12

2.1.3 Độ nhớt 12

2.1.4 oAPI 15

2.1.5 Điểm chảy 15

2.1.7 Hàm lượng tạp chất 16

2.1.8 Hàm lượng cặn carbon 18

2.2 Thành phần hóa học 19

Chương 3: PHÂN BỐ - TRỮ LƯỢNG DẦU NẶNG THẾ GIỚI VÀ MỘT SỐ NƯỚC 20

3.1 Thế giới 20

3.2 Canada 22

3.3 Venezuela 22

3.4 Việt Nam 23

Chương 4: TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU NẶNG TRÊN THẾ GIỚI 24

Chương 5: PHƯƠNG PHÁP THU HỒI DẦU NẶNG 26

5.1 Khai thác bề mặt 26

5.2 Phương pháp thu hồi sơ cấp 30

5.2.1 Khai thác lạnh (Cold production [7]) 30

5.2.2 Phương pháp CHOPS (Cold Heavy Oil ProductionWith Sand) 32

5.3 Phương pháp thu hồi sử dụng nhiệt 38

5.3.1 Phương pháp bơm hơi nước nóng 38

5.3.2 Phương pháp đốt (combustion process) 43

5.4 Phương pháp thu hồi không dùng nhiệt 46

5.4.1 Phương pháp waterflooding 47

5.4.2 Phương pháp bơm ép hóa chất (chemical flooding) 48

5.4.3 Phương pháp chiết hơi (VAPEX – vapor assisted petroleum extraction) 51

Chương 6: CASE STUDY - VENEZUELA 52

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 56 Kết luận 56 Kiến nghị 56

Danh mục hình ảnh

Hình 2.1 Hiệu suất các phân đoạn của dầu nặng, dầu biển Bắc và condensate 11

Hình 2.2 Mối quan hệ giữa độ nhớt và áp suất 14

Hình 3.1 Thành phần phần trăm của dầu nặng trong toàn bộ dầu khí 20

Hình 3.2 Trữ lượng dầu nặng trên thế giới 21

Hình 3.3 Vị trí các mỏ dầu và oil sands tại Canada [8] 22

Hình 4.1 Sản lượng khai thác dầu nặng ở Canada [2] 24

Hình 4.2 Sản lượng khai thác dầu ở Venezuela 25

Hình 5.1 Cát dầu ở Alberta (Canada) 26

Hình 5.2 Hình ảnh máy xẻng xúc cát dầu vào xe tải lớn (nguồn Suncor) 27

Hình 5.3 Xe dùng để di chuyển quặng đến nhà máy 27

Hình 5.4 Ống thải tạp chất 28

Hình 5.5 Quá trình chiết xuất dầu cát 29

Hình 5.6 Quá trình chiết xuất Bitumen từ việc khai thác cát dầu (nguồn Suncor) 29

Hình 5.7 Hình ảnh minh họa phương pháp khai thác lạnh [1] 31

Hình 5.8 Hình ảnh minh họa cho phương pháp CHOPS 32

Hình 5.9 Biểu đồ khai thác theo phương pháp CHOPS của một giếng điển hình (số liệu thực tế đã được hiệu chỉnh) 34

Hình 5.10 Hình ảnh minh họa bơm guồng quay 35

Hình 5.11 Khai thác cát bằng phương pháp CHOPS 35

Hình 5.12 Sự tăng độ rỗng thứ sinh khi sử dụng phương pháp CHOPS 36

Hình 5.13 Bản đồ thể hiện các khu vực có dầu nặng ở vùng Alberta Canada 36

Hình 5.14 Bơm ép hơi theo chu kì 39

Hình 5.16 Mô hình steam drive 41

Hình 5.17 Mô hình SAGD 42

Hình 5.18 Cơ chế của SAGD 43

Hình 5.19 Mô hình phương pháp đốt tại chỗ 44

Hình 5.20 Mô hình phương pháp THAI 45

Hình 5.21 Mô hình waterflood 47

Hình 5.22 Mô hình quá trình bơm ép hóa chất 48

Hình 5.23 Cơ chế hoạt động của bơm ép chất hoạt tính bề mặt 49

Hình 5.24 Sự khác nhau giữa quá trình water flooding và polymer flooding (1) Water flooding: nước lan tỏa không đều theo hướng và đẩy dầu ít hiệu quả, (2) Polymer flooding: độ nhớt nước tăng lên nên nước lan tỏa đều hơn và đẩy dầu hiệu quả hơn 50

Hình 6.1 Vành đai dầu Orinoco ở Venuazela 52

Hình 6.2 Các cấu trúc địa chất chính của Venuazela 54

Danh mục bảng biểu

Bảng 2.1 Sự thay đổi của độ nhớt theo nhiệt độ 14

Bảng 2.2 Tỷ lệ H/C của nhiên liệu và phần cặn dầu nặng [4] 16

Bảng 2.3 Hàm lượng tạp chất trong dầu nặng 17

Bảng 2.4 Hàm lượng các tạp chất trong phân đoạn cặn dầu nặng [4] 17

Bảng 2.5 Hàm lượng resin và asphalten trong phân đoạn cặn dầu nặng [4] 18

Bảng 2.6 Hàm lượng cặn carbon CCR trong cặn chân không dầu nặng [4] 18

Bảng 5.1 Đặc điểm tầng chứa mỏ Burnt Lake ở Canada 37

Bảng 5.2 Tiêu chí sàng lọc để áp dụng phương pháp bơm ép hơi theo chu kì 39

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ DẦU NẶNG

1.1 Định nghĩa

1.1.1 Theo Schlumberger

Dầu thô với độ nhớt cao (thường trên 100cp), °API nhỏ hơn 22,3 được gọi là “heavy oil” - dầu nặng Ngoài độ nhớt cao và khối lượng riêng lớn, “heavy oil” thường có tỉ số H/C

thấp, nhiều asphaltene, sulfur, nitrogen, hàm lượng kim loại nặng và axit cao

1.1.2 Theo USGS (U.S Geological Survey)

“Heavy oil” là loại dầu thô được đặc trưng bởi độ nhớt cao, asphaltene và khối lượng riêng lớn, giới hạn trên của dầu là 22 °API, và độ nhớt là khoảng 100cp

Mặc dù có nhiều định nghĩa khác nhau về dầu nặng, song hầu hết tất cả những định nghĩa ấy đều có chung những đặc trưng rất cơ bản

1.1.3 Dầu nặng hoàn toàn có thể hiểu theo cách sau:

Dầu nặng là một loại dầu thô rất nhớt và khó di chuyển Đặc tính chung của nó là tỉ trọng cao, tỉ số H/C thấp nhưng hàm lượng cặn Cacbon, Asphalten, kim loại nặng và hàm lượng S, N cao

1.2 Nguồn gốc hình thành và tầm quan trọng

1.2.1 Nguồn gốc hình thành

Nhìn chung, dầu nặng có nguồn gốc từ dầu truyền thống, nó được di cư từ đá mẹ ở dưới sâu lên gần bề mặt, nơi dầu bị phân hủy sinh học và phân hủy bởi nước Vi khuẩn phá hủy hết hydro trong dầu truyền thống, từ đó làm cho dầu nặng hơn và độ nhớt cũng cao hơn Do đó, nguồn gốc của dầu nặng giống như nguồn gốc của dầu truyền thống

Hầu hết dầu nặng được tìm thấy ở rìa của các bồn trầm tích và được coi là phần còn lại của dầu nhẹ đã được hình thành trước đây, do dầu nhẹ đã bị mất đi thành phần có khối lượng phân tử nhỏ qua quá trình phân hủy sinh học bởi vi khuẩn, nước và sự bốc hơi Ngoài

ra, các vỉa dầu nặng còn được tìm thấy ở các vùng Bắc Cực và biển khơi bên dưới mảng đại dương ở Châu Phi, phía Nam và Bắc Mĩ, vùng biền Caspian, Mediterranean, Adriatic, Red, Black, North, Beaufort và Caribbean

Dầu nặng thường xuất hiện ở các vỉa địa chất trẻ (từ Creta), bởi vì các vỉa này thì nông

và có tầng sét không chắn tốt nên bị tiếp xúc với không khí

 Dựa vào vị trí, môi trường, và đặc điểm đặc trưng, các nguồn dầu nặng có thể chia nhỏ thành các loại sau

 Loại dầu nặng hình thành ở độ sâu nông nhất (shallowest resource) với độ sâu nhỏ hơn 150ft

 Loại dầu nặng hình thành ở độ sâu nông (shallow resource) với độ sâu từ 150ft-300ft

 Loại dầu hình thành ở độ sâu lớn (deep depth resource), ở độ sâu lớn hơn 3,000ft

 Dầu nặng trong carbonat, thành hệ với nhiều lỗ rỗng

 Dầu nặng thân dầu mỏng (thinly bedded resources), với bề dày nhỏ hơn 30ft

 Dầu nặng trong đá phân phiến (highly laminated resources), với độ thấm kém theo phương thẳng đứng và có cấu trúc sét phân tán

 Các vỉa dầu nặng thường nông (khoảng 1000m) do đó nhiệt độ vỉa hiện tại thấp 60°C)

(40-1.2.2 Tầm quan trọng của dầu nặng

Dầu mỏ cùng với các loại khí đốt được coi là “Vàng đen”, đóng vai trò quan trọng trong đời sống kinh tế toàn cầu Đây cũng là một trong những nguyên liệu quan trọng nhất của xã hội hiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu của tất cả các phương tiện giao thông vận tải Hơn nữa dầu mỏ cũng được sử dụng trong công nghiệp hoá dầu để sản xuất các hợp chất dẻo và nhiều sản phẩm khác

Dầu mỏ mang lại lợi nhuận siêu ngạch cho các quốc gia và dân tộc trên thế giới đang

sở hữu và tham gia trực tiếp kinh doanh nguồn tài nguyên này

Hiện nay, trong cán cân năng lượng, dầu mỏ vẫn giữ vai trò quan trọng nhất so với các dạng năng lượng khác Cùng với than đá, dầu mỏ cùng các loại khí đốt khác chiếm tới 90% tổng tiêu thụ năng lượng toàn cầu

Không ít các cuộc chiến tranh, các cuộc khủng hoảng kinh tế và chính trị có nguyên nhân sâu xa từ các hoạt động cạnh tranh sản xuất kinh doanh trong lĩnh vực dầu mỏ Không phải ngẫu nhiên mà giá cổ phiếu của các công ty sản xuất kinh doanh dầu mỏ biến động tuỳ thuộc rất lớn vào kết quả tìm kiếm thăm dò của chính các công ty đó trên thế giới Lợi dụng hiện tượng biến động này, không ít các những thông tin không đúng sự thật về các kết quả thăm dò dầu mỏ được tung ra làm điêu đứng những nhà đầu tư chứng khoán trên lĩnh vực này, thậm chí làm khuynh đảo cả chính sách của các quốc gia

Đối với nước ta, vai trò và ý nghĩa của dầu khí nói chung trong đó có dầu mỏ càng trở nên quan trọng trong thời kỳ đẩy mạnh sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá Không chỉ là vấn đề thu nhập kinh tế đơn thuần, trong những năm qua dầu mỏ đã góp phần đáng

kể vào ngân sách quốc gia, làm cân đối hơn cán cân xuất nhập khẩu thương mại quốc tế, góp phần tạo nên sự phát triển ổn định nước nhà trong những năm đổi mới đất nước Hơn thế nữa, với sự ra đời của dầu mỏ đã giúp chúng ta chuyển sang thế chủ động trong việc thu hút vốn đầu tư trực tiếp, tiếp thu công nghệ hiện đại của nước ngoài, phát triển ngành nghề dịch vụ, giải quyết công ăn việc làm Đồng thời, dầu mỏ có thể chủ động đảm bảo an ninh năng lượng cho các ngành kinh tế quốc dân, cung cấp nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác

1.3 Phân loại

1.3.1 Phân loại dầu nặng theo tỉ trọng (d)

Dựa vào tỉ trọng người ta chia ra thành:

- Dầu nặng: 100cp < µ <10000 cp

- Dầu siêu nặng (bitumen hoặc tarsands): µ >10000 cp

1.3.3 Phân loại dầu theo ° API

Theo độ API, dầu thô được chia thành dầu nhẹ, trung bình và nặng

- Dầu nhẹ: <31,1 ° ( tương đương nhỏ hơn 870kg/ m3)

- Dầu trung bình: 22,3-31,1 ° ( tương đương 870-920 kg/m3)

- Dầu nặng: < 22,3 ° ( tương đương 920-1000kg/m3 )

- Dầu siêu nặng (Extra-Heavy) : <10 ° (tương đương lớn hơn 1000kg/m3)

Chương 2: TÍNH CHẤT, THÀNH PHẦN DẦU NẶNG

2.1 Tính chất vật lý

“Heavy oil” có tính chất vật lý rất rộng, và một vài tính chất vật lý đó có mối quan hệ

với nhau (theo Speight, 2007)

Các tính chất như độ nhớt, tỉ trọng, khoảng sôi có thể biến đổi đa dạng

2.1.1 Hiệu suất các phân đoạn

Các phân đoạn nhẹ của dầu nặng: LPG, Naphtha, Kerosin và GasOil giảm Tổng các phân đoạn này chiếm khoảng 30% khối lượng trở lại (hình 2.1) Trong khi đó ở dầu nhẹ chúng chiếm trên 60%

Hàm lượng GasOil và cặn trong phân đoạn chân không của dầu nặng khá cao, chiếm trên 70% khối lượng dầu thô ban đầu Dầu nhẹ chỉ khoảng 40% khối lượng Điều này ảnh hưởng nhiều đến khả năng chế biến cũng như giá thành đầu tư của nhà máy lọc hóa dầu

Hình 2.1 Hiệu suất các phân đoạn của dầu nặng, dầu biển Bắc và condensate

2.1.2 Tỷ trọng

Tỉ trọng (một cách chính xác là tỉ trọng đơn vị thể tích) của một chất là khối lượng chất

đó trên một đơn vị thể tích Tỉ trọng được kí hiệu là ρ

Nhìn chung, khối lượng riêng của dầu khoảng 0.95 (trong khi tỉ trọng của dầu là khoảng 0.8 đối với dầu nhẹ, đến lớn hơn 1 đối với các bitumen)

Tỉ trọng của dầu nặng chịu ảnh hưởng mạnh bởi thành phần hóa học Dễ nhận thấy rằng khi hàm lượng hợp chất thơm (aromatic compounds) tăng lên, thì tỉ trọng của dầu nặng

sẽ tăng nhưng tăng các hợp chất bão hòa lại giảm tỉ trọng

Sự biền đổi của tỉ trọng theo nhiệt độ cũng là một tính chất quan trọng về mặt kỹ thuật

vì hầu hết giá trị dầu nặng phụ thuộc vào thể tích và khối lượng riêng tại điều kiện nhiệt độ 21°C, hoặc 70°F chứ không phải nhiệt độ chuẩn (60°F, 15.6°C)

2.1.3 Độ nhớt

Độ nhớt của chất lưu là khả năng bên trong của chất lưu chống lại sự di chuyển

Độ nhớt của heavy oil là một tính chất quan trọng trong việc đánh giá trữ lượng dầu thu hồi - giảm độ nhớt và giản nở nhiệt là các tính chất chủ yếu làm tăng hiệu suất khai thác của heavy oil

Độ nhớt của heavy oil thay đổi trên một khoảng rộng Các giá trị thay đổi từ vài trăm

cp ở nhiệt độ phòng đến vài ngàn cp ở nhiệt độ vỉa

Nhiệt độ vỉa và GOR có ảnh hưởng đáng kể đối với độ nhớt của heavy oil Do đó, dầu

có độ API giống nhau có thể có độ nhớt khác nhau ở điều kiện vỉa

Hơn nữa, với một độ API cho trước, độ nhớt có thể thay đổi trong một khoảng rộng phụ thuộc vào độ sâu của vỉa (Jayasekera, 1999) Ngoài ra, việc tăng hàm lượng khí hòa tan cũng làm giảm độ nhớt

Có thể nói rằng độ nhớt là một trong những tính chất vật lý quan trọng nhất của dầu

Nó thường là một trong những thông số đầu tiên được đo trong phòng thí nghiệm bởi vì tầm quan trọng của nó

Các yếu tố ảnh hường đến độ nhớt bao gồm:

 Thông thường, thành phần của dầu được miêu tả bởi tỷ trọng °API

Rõ ràng, thành phần hóa học đóng vai trò quan trọng trọng ứng xử của độ nhớt (viscosity behavior) của dầu thô

 Nhiệt độ:

Bảng 2.1 Sự thay đổi của độ nhớt theo nhiệt độ

Nhiệt độ (°F) Watson characterization factor Độ nhớt (cp)

SG: là khối lượng riêng của dầu (Specific Gravity)

“Heavy oil” có dãy phân bố độ API rất rộng , từ 22°API đối với “heavy oil” nhẹ nhất đến nhỏ hơn 10 ° đối với extra-heavy oil Dãy giá trị này cho thấy “heavy oil” thay đổi rất nhiều trong tính chất vật lý của nó

2.1.5 Điểm chảy

Biểu thị một cách gần đúng khả năng lưu chuyển của dầu thô ở điều kiện nhiệt độ thấp Điểm chảy dẩu thô thường nằm trong khoảng từ -60 ÷ 30oC, biến thiên rất rộng tùy thuộc vào bản chất hydrocarbon của dầu thô Dầu nặng thường có nhiệt độ điểm chảy cao

2.1.6 Tỉ lệ H/C

Do hàm lượng GasOil và cặn trong phân đoạn chân không cao (70%) và các phân đoạn này có tỷ lệ H/C thấp (bảng 2.2) nên nhìn chung dầu nặng có tỷ lệ H/C thấp

Bảng 2.2 Tỷ lệ H/C của nhiên liệu và phần cặn dầu nặng[4]

Để đáp ứng được tỷ lệ H/C làm nhiên liệu xăng, diesel (1.9) thì trong quá trình chế biến cần phải làm tăng tỷ lệ H/C của dầu nặng

Bảng 2.3 Hàm lượng tạp chất trong dầu nặng

Lưu huỳnh 2 – 7 %kl Nitơ 0,2 – 0,7 %kl

Vanadi 100 – 1000 ppm Niken 20 – 200 ppm Hàm lượng tạp chất càng nhiều thì đòi hỏi nhà máy phải nâng cấp công nghệ hiện đại phức tạp và tốn kém như: bổ sung các cụm xử lý HDS, HDN, HDM… công suất lớn

Bảng 2.4 Hàm lượng các tạp chất trong phân đoạn cặn dầu nặng

Ghi chú: 1 Phân đoạn 424oC

2 Phân đoạn 540oC

 Hàm lượng asphalten, Resin trong phân đoạn cặn dầu nặng thể hiện trong bảng sau

Phân đoạn cặn Resin, %kl Asphaltene, %kl

Trong các phân đoạn cặn chân không của dầu nặng rất cao thể hiện qua bảng sau

Bảng 2.6 Hàm lượng cặn carbon CCR trong cặn chân không dầu nặng

Dầu nặng

Middle East Arabian

Athabasca Cold Lake Daqing Shengli Export

Blend

Nhìn chung, so với dầu nhẹ thì dầu nặng có độ API thấp, độ nhớt và khối lượng riêng lớn nên việc vận chuyển dầu nặng khó hơn dầu nhẹ (thường là gia nhiệt hoặc pha trộn với thành phần dầu nhẹ) Các tạp chất và hàm lượng cặn trong dầu nặng cao dẫn đến sự phức tạp trong chế biến, lợi nhuận cho việc chế biến dầu nặng thấp

2.2 Thành phần hóa học

Cacbon và Hydro thường có mặt trong thành phần heavy oil, với thành phần theo khối lượng của Cacbon là 83%, của Hydro là 10% Nitơ cũng xuất hiện trong dầu nặng với 0,5 đến 1% về khối lượng

Oxy xuất hiện trong heavy oil với một lượng rất nhỏ từ 1-1,5% khối lượng

Lưu huỳnh cũng là một thành phần phổ biến trong heavy oil, thường nó chiếm khoảng 2-3% về khối lượng, nhưng đôi khi cũng có thể chiếm từ 6-8%

Dầu nặng chỉ chứa một lượng nhỏ các trong phân đoạn nhẹ và trong quá trình nâng cấp các alkane nằm trong các phân đoạn nhẹ Phần còn lại chứa rất ít nhóm paraffinic, chủ yếu là các hợp chất dị thể

Một số hợp chất phổ biến như Hydrocarbon: Benzene, Naphthalene, Phenanthrene, Tetralin, 9,10-Dihydrophenanthrene, Decalin, Steranes; Hợp chất dị nguyên tố lưu huỳnh: Thiophene, Benzothiphene, Dibenzothiophene, Sulfides/Thioethers, Disulfide, Sulfoxide, Thiols/Mercaptans; Hợp chất dị nguyên tố nitơ: Pyrrole, Indole, N-substituted Indole, Carbazole, Pyridine, Quinoline, Acridine, Amide; Hợp chất dị nguyên tố Oxy: Benzpfuran, Carboxylic acid, Ketone, Aromatic hydroxyl (Phenol) và Hợp chất chứa kim loại (M: Fe,

Ni, V)

Chương 3: PHÂN BỐ - TRỮ LƯỢNG DẦU NẶNG THẾ GIỚI VÀ MỘT SỐ

NƯỚC

3.1 Thế giới

Trữ lượng heavy oil trên thế giới chiếm khoảng gấp 3 lần của tổng trữ lượng cả dầu

và khí Trữ lượng heavy oil phát hiện nhiều nhất hiện nay là ở Canada và Venezuela, chiếm khoảng 55-65% tổng trữ lượng thế giới, dầu ở đây chủ yếu có độ API khoảng 20 độ Trữ lượng dầu nặng trên thề giới vào khoảng 12x1012 bbl (tương đương 2000 bubic kilometers of volume, mỗi khối lập phương có cạnh bẳng 12,6 km) Rõ ràng, dầu nặng có trữ lượng nhiều đến gấp hai lần trữ lượng dầu truyền thống Hơn nữa, nhiều người cho rằng, nguồn dầu nặng nhiều khi bị đánh giá thấp so với dầu truyền thống bởi vì ít dữ liệu

Dầu nặng được tìm thấy trên toàn thề giới, nhưng Canada và Venezuela là tìm thấy nhiều nhất Hai nước này chiếm 35-40% tổng trữ lượng dầu nặng của thế giới, tương đương 2,5x1012 bbl, và 1,5x1012 bbl (dựa vào ước tính năm 2001 Margarita Conference)

Hình 3.1 Thành phần phần trăm của dầu nặng trong toàn bộ dầu khí (Nguồn:

http://www.heavyoilinfo.com)

Hình 3.2 Trữ lượng dầu nặng trên thế giới

170 tỷ thùng trong tổng số 179 tỷ thùng dầu đã được xác minh [7]

Hình 3.3 Vị trí các mỏ dầu và oil sands tại Canada [8]

3.4 Việt Nam

Ở Việt Nam dầu nặng được tìm thấy ở Mỏ Thăng Long – Đông Đô thuộc lô 01/97 và 02/97, bể trầm tích Cửu Long, cách bờ biển Vũng Tàu 160 km về phía Đông do Công ty Lam Sơn JOC làm chủ đầu tư và là nhà điều hành khai thác

Dầu nặng ở mỏ Thăng Long-Đông Đô có đặc tính khác so với dầu nặng thông thường:

có độ nhớt, tỉ trọng cao nhưng vẫn chảy được (API từ 22-28o) Dầu nằm trong tầng đất đá tương đối trẻ có tuổi từ Miocen trung – Miocen thượng, dưới điều kiện chưa chín muồi về nhiệt

Chương 4: TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU NẶNG TRÊN THẾ GIỚI

Hiện nay, sản lượng khai thác dầu nặng tập trung chủ yếu ở Canada và Venezuela, ngoài ra còn có Trung Quốc, Mỹ nhưng sản lượng rất nhỏ

Có khoảng 90% sản phẩm từ dầu truyền thống Dầu nặng và bitum đượcphát triển nhanh chóng Canada và Venezuela cùng có > 35% trữ lượng dầu phi truyền thống (theo

BP 2011)

Sản lượng khai thác dầu nặng tại Canada năm 2005 là khoảng 1 triệu thùng/ngày và

dự báo sản lượng này tăng đều trong các năm sau, đạt gần 4 triệu thùng/ngày vào năm

2020[2]

Hình 4.1 Sản lượng khai thác dầu nặng ở Canada [2] (Nguồn: Total, 2005)

Ở Venezuela, dầu nặng bắt đầu được khai thác và chế biến từ cuối năm 1998 và tăng mạnh dần ở các năm sau Năm 2001, sản lượng chế biến dầu nặng đạt khoảng 200 nghìn thùng/ngày

Hình 4.2 Sản lượng khai thác dầu ở Venezuela

Chương 5: PHƯƠNG PHÁP THU HỒI DẦU NẶNG

5.1 Khai thác bề mặt

Khai thác bề mặt là phương pháp khai thác mỏ hiện đang được áp dụng bởi Suncor Energy1 và Syncrude Canada Limited2 để thu hồi cát dầu (oil sands), dầu cặn (tar sands) từ mặt đất Khai thác bề mặt có thể được sử dụng khi mỏ cát dầu, dầu cặn có độ sâu dưới 75 mét (250 feet) Chỉ có 7% cát dầu Athabasca có thể sử dụng kĩ thuật khai thác bề mặt Có 93% cát dầu, dầu cặn nằm ở độ sâu lớn hơn 75 mét 93% này được khai thác bằng cách sử dụng các kĩ thuật khai thác khác nhau[1]

Bước đầu tiên trong khai thác bề mặt là loại bỏ các muskeg3 và giỡ tải Muskeg là một khu vực nước tù, vật liệu thực vật mục nát dày 1-3 mét và nằm trên đỉnh của lớp phủ bề mặt Trước khi muskeg có thể được loại bỏ, phải được tháo khô nước Quá trình này có thể mất đến ba năm để hoàn thành Khi muskeg đã được tháo khô và loại bỏ nước, lớp phủ bề mặt cũng phải được loại bỏ Tải trọng bên trên là một lớp đất sét, cát, bùn nằm trực tiếp trên tích tụ dầu cặn (tar sands) Lớp phủ trên được sử dụng để xây dựng các con đập và đê xung quanh khu mỏ và cuối cùng là được sử dụng cho các dự án cải tạo đất Khi tất cả các tải trọng được loại bỏ, dầu cặn (tar sands) xuất lộ và sẵn sàng để được khai thác[1]

Có hai phương pháp khai thác hiện đang được áp dụng trong khai thác cát dầu Athabasca:

Suncor Energy sử dụng phương pháp xe tải và máy xẻng để khai thác

Máy xẻng (mining shovel) xúc cát dầu lên những xe tải lớn Những xe này đưa quặng

cát thô đến những máy nghiền (crusher) để đập vỡ những tảng lớn và loại bỏ đá cứng

Hình 5.2 Hình ảnh máy xẻng xúc cát dầu vào xe tải lớn (nguồn Suncor)

Sau đó dùng hơi nước nóng để chuyển quặng đến nhà máy Trong khi di chuyển, dầu nặng (bitumen) được tách rời khỏi cát và đất sét

Hình 5.3 Xe dùng để di chuyển quặng đến nhà máy

Sau khi được đưa đến bồn lắng (separation vessel), dầu nặng có dạng bọt (froth) nổi lên phía trên sẽ được bơm đi nơi khác và những tạp chất (tailings) khác nặng hơn lắng đọng

ở bên dưới sẽ được để cho ngưng tụ một thời gian rồi thải ra ngoài

Hình 5.4 Ống thải tạp chất Dầu nặng rất đặc, sẽ qua 4 giai đoạn chế biến để có được dạng dầu thô thông thường:

- Phân đoạn bằng nhiệt độ (cracking): Phương pháp này dùng hơi nóng để bẻ gãy bớt các mối nối carbon của các phân tử để có được hợp chất hydrocarbon đơn giản hơn

- Chưng cất (distillation): Tách rời hợp chất hydrocarbon thành những nhóm có tính chất riêng biệt

- Phân đoạn bằng hóa chất (catalytic conversion): Chọn những nhóm hydrocarbon đặc trưng để tạo thành những kết nối của dầu thô thông dụng

- Phân đoạn bằng hydrogen (hydrotreating): Sử dụng hydrogen để tách rời những độc chất như lưu huỳnh (sulfure) và nitro (nitrogen) ra khỏi dầu thô

Hình 5.5 Quá trình chiết xuất dầu cát

Hình 5.6 Quá trình chiết xuất Bitumen từ việc khai thác cát dầu (nguồn Suncor) Syncrude sử dụng phương pháp xe tải và máy xẻng cùng với máy xúc có gàu (draglines) và bộ tái sinh (Reclaimer)[4] xô-bánh lái (wheel) Máy xúc có gàu rất lớn và xô

- bánh lái đã được thay thế hoàn toàn bằng xe tải lớn và máy xẻng

Ưu điểm: Phương pháp khai thác bề mặt dễ khai thác, cho hiệu suất thu hồi cao (90%).Trung bình, từ 2 tấn cát dầu có thể tách được 159 lít dầu Dầu được thu hồi từ các mỏ ở Canada đạt khoảng 1.765 M bbl/day (2012) trong đó khai thác bề mặt đạt khoảng 0.883 M bbl/day Giảm chi phí vận hành: năm 1980: > 25 USD $/bbl, năm 2002: 8-12 USD $/bbl

(nguồn extra heavy oil_total)

Hạn chế: Phương pháp khai thác bề mặt rất hại cho môi trường vì tàn phá một diện tích lớn đất đai, cây trồng và động vật hoang dã, thải ra các khí nhà kính gây hiệu ứng nhà kính, ô nhiễm và mất cân bằng sinh thái Các công ty dùng cách này, ngoài việc phải phục hồi tình trạng mặt đất sau khai thác, còn phải trả phí môi trường

5.2 Phương pháp thu hồi sơ cấp

5.2.1 Khai thác lạnh (Cold production [7] )

Khai thác truyền thống thì việc khai thác dầu nặng ở giai đoạn sơ cấp sẽ lọc cát ngay

ở trong giếng để giảm thiểu chi phí khai thác và vận hành ban đầu Thực tiễn này, tuy nhiên

có thể cản trở nhiều giếng cho việc đạt được lưu lượng khai thác tối đa và tiềm năng dự trữ [3]

Cơ sở của khai thác lạnh là việc khai thác và cải thiện thu hồi dầu khi khai thác cát xảy ra một cách tự nhiên Trường dữ liệu khai thác chỉ ra rằng dầu nặng chảy hiệu quả hơn khi cát được khai thác từ các tầng chứa bở rời Trong các tầng chứa Elk Point [7] và Lindberg [9], khai thác cát từ giếng xảy ra thường xuyên (Loughead, 1992; McCaffrey và Bowman, 1991)[3]

Khai thác cát dầu phụ thuộc vào: (1) hàm lượng đất sét và vật liệu xi măng hóa, (2)

độ nhớt của dầu, (3) lượng nước khai thác (the producing water cut) và tỷ lệ khí/dầu (GOR)

và (4) độ chênh áp (drawdown) (Chugh et al., 2000)[3]

Sự có mặt của chất làm ổn định sét [10], và dầu có độ nhớt cao làm tăng lực ma sát và giảm độ linh động giữa cát-dầu hay giữa các hạt cát Do đó đẩy mạnh khai thác bằng cách làm tăng độ linh động của cát và dầu Tiến hành khai thác cùng với khí hoặc nước để ức chế việc sinh cát trong quá trình khai khác, khi đó khí/nước được khai thác sẽ cho dòng