HÓA HỌC VÀ SẢN PHẨM DẦU
GS.TS Đinh Thị Ngọ
Chương 5. Định hướng công
nghệ chế biến dầu thô Việt Nam
Chương 5. Định hướng công nghệ chế biến dầu thô Việt Nam 5.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam 5.2.Tính chất của dầu thô Việt Nam 5.3. Khả năng sản xuất các sản phẩm nhiên liệu và phi nhiên liệu 5.4.Định hướng chung về công nghệ chế biến dầu ở nước ta 5.5. Phân bố các bể dầu của Việt Nam 5.6. Trữ lượng dầu khí chi tiết 5.7.Các nhà máy lọc dầu hiện nay và tương lai
Phương pháp chế biến dầu thô VN 1.Chế biến nông: Bao gồm: -Chưng cất dầu thô thu các sản phẩm, -Thực hiện Reforming xúc tác để thu xăng -Pha trộn
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam
2.Chế biến sâu: Ngoài các quá trình trên, còn thực hiện chế biến phần cặn để thu nhiên liệu Sài gòn Petro (Nhà máy lọc dầu Cát Lái )thực hiện chế biến nông
Dầu thô Việt Nam thuộc loại nhẹ vừa phải -Tỷ trọng của dầu thô Việt Nam nằm trong khoảng 0,830 ÷ 0,850; dầu Bạch Hổ tỷ trọng 0,8319 (36,6oAPI), dầu thô Đại Hùng tỷ trọng 0,8403 (36,9oAPI). -Trên thế giới có những loại dầu nhẹ hơn như dầu Angiêri d = 0,830 và có những loại dầu nặng hơn như dầu Vênêxuêla d = 0,948. Đặc tính này quyết định tổng hiệu suất sản phẩm trắng (xăng, 10.1.Khái vềhay dầu thô Việt Nam kerosen, diesel)quát trong chung dầu thô cao thấp. -Dầu càng nhẹ, tổng hiệu suất sản phẩm trắng càng cao và dầu đó càng có giá trị cao. Đối với dầu thô Việt Nam, tổng hiệu suất sản phẩm trắng chiếm từ 50 đến 60% khối lượng dầu thô • Qua thực tế sản xuất của Sài gòn Petro với dầu thô Bạch Hổ, chỉ bằng hệ thiết bị chưng cất khí quyển cũng đã thu được hiệu suất các sản phẩm như sau: • Naphta :17,2% khối lượng DO :28,5% khối lượng • Kerosen:7,0% khối lượng FO :45,8% khối lượng
Dầu thô Việt Nam thuộc loại nhẹ vừa phải Sản phẩm chưng cất được của dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Đại Hùng
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam
Dầu thô Việt Nam là loại dầu sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng -Về hàm lượng lưu huỳnh (S), dầu thô Việt Nam chứa rất ít. Trong dầu thô Bạch Hổ chỉ chứa 0,03 đến 0,05% lưu huỳnh, dầu thô Đại Hùng chứa 0,08%. Những loại dầu thô ít lưu huỳnh như vậy trên thế giới rất hiếm. Trong khi đó dầu thô có lưu huỳnh và nhiều lưu huỳnh (trên 2% S) gặp rất nhiều ở Trung Đông.
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam
-Khi dầu thô chứa dưới 0,5% S đã được liệt vào dầu thô ít lưu huỳnh và có giá trị cao trên thị trường thế giới. Nguyên nhân là do chi phí để sản xuất các sản phẩm đạt chất lượng cao theo quy định về hàm lượng lưu huỳnh, đối với dầu ít lưu huỳnh thấp hơn nhiều so với dầu thô có hàm lượng lưu huỳnh cao. Trường hợp với dầu thô Bạch Hổ của Việt Nam, không cần phải dùng quá trình xử lý gì thêm mà các sản phẩm như xăng, kerosen, DO, FO vẫn đạt được chất lượng cao vì hàm lượng S nhỏ hơn nhiều so với định mức
Dầu thô Việt Nam là loại dầu sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam
Dầu thô Việt Nam là loại dầu sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng -Các kim loại nặng có hại, làm giảm chất lượng và giá trị của dầu thô, thường quan tâm nhất là niken và vanadi. Trong dầu thô Bạch Hổ, hàm lượng vanadi chỉ có 0,09 ppm và hàm lượng niken cũng chỉ có 2,64 ppm. -Trong dầu thô Đại Hùng hàm lượng vanadi chỉ có 0,15 ppm và hàm lượng niken chỉ có 2,54 ppm. -Trong khi đó, trong một sốvề loạidầu dầu thô thô trên giới hàm 10.1.Khái quát chung Việtthế Nam lượng các kim loại nặng này lên đến hàng nghìn ppm, như dầu thô của Vênêxuêla chứa đến 1350 ppm.
Dầu thô Việt Nam là loại dầu sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng *Các hợp chất hữu cơ chứa nitơ trong dầu thuộc loại chất có hại,
gây ngộ độc nhiều xúc tác khi chế biến dầu thô, hoặc làm cho sản phẩm kém ổn định khi tồn chứa, vì vậy làm giảm giá trị của dầu thô. Trong dầu thô Bạch Hổ, hàm lượng nitơ chỉ có 0,04%, trong dầu thô Đại Hùng hàm lượng nitơ cũng rất thấp, 10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam chỉ có khoảng 0,03%. *Các chất nhựa, asphanten trong dầu thô Việt Nam ít, nên không thể sử dụng để sản xuất nhựa đường (bitum) hoặc than cốc có chất lượng và hiệu quả kinh tế. Mặt khác, khi chế biến dầu thô bằng các quá trình có sử dụng xúc tác, các chất nhựa và asphanten mau chóng làm hỏng xúc tác, hơn nữa những chất này có mặt trong sản phẩm sẽ làm sản phẩm kém ổn định, làm sẫm màu, hạ thấp chất lượng sản phẩm
Dầu thô Việt Nam là loại dầu sạch, chứa rất ít các độc tố, rất ít lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng -Đối với dầu thô Bạch Hổ, hàm lượng các chất nhựa và asphanten rất thấp, chỉ có 1,97% nhựa, 0,77% asphanten, chỉ số cốc conradson 0,86%. Trong khi đó, ở trong dầu thô Đại Hùng, hàm lượng các chất nhựa và asphanten có cao 10.1.Khái quát về dầuchỉ thô Nam hơn, 7,55% nhựa và chung 2,5% asphanten, sốViệt cốc conradson 3,44 %. Tuy vậy cả hai loại dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng đều thuộc loại dầu thô chứa ít các chất nhựa và asphanten. -Dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng được xem là loại dầu sạch, ít lưu huỳnh, ít kim loại nặng, ít nitơ, ít các chất nhựa và asphanten nên chúng thuộc loại dầu thô có giá trị cao trên thị trường thế giới. Theo nghiên cứu của Viện dầu mỏ Mỹ UOP, cặn chưng cất khí quyển của dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng đều có thể sử dụng trực tiếp làm nguyên liệu cho quá trình cracking xúc tác mà không cần xử lý bằng chưng cất chân không rất tốn kém
Dầu thô Việt Nam chứa nhiều hydrocacbon parafinic, đặc biệt chứa nhiều hydrocacbon n-parafinic C10- C40 -Trong dầu thô Bạch Hổ hàm lượng parafin lên đến 29% còn trong dầu thô Đại Hùng cũng đến 17,8%. Trên thế giới, những loại dầu thô chứa trên 6% parafin đã thuộc loại dầu nhiều parafin. -Sự có mặt parafin với hàm lượng rất cao trong dầu thô đã làm cho dầu10.1.Khái thô Bạch Hổ quát và Đạichung Hùng giảm độthô linh động nhiệt độ vềhẳn dầu ViệtởNam thấp, thậm chí ngay cả ở nhiệt độ thường. Điểm đông của dầu thô Bạch Hổ là 33oC và dầu Đại Hùng là 27oC. -Do vậy đã xuất hiện khó khăn khi bốc rót, tồn chứa, đặc biệt khi vận chuyển trong đường ống dẫn dầu khai thác ngầm dưới đáy biển, buộc phải cho các chất phụ gia hạ điểm đông -Mặt khác, khi chế biến, các parafin nằm trong sản phẩm cũng gây ảnh hưởng tương tự, rõ nhất là các loại nhiên liệu cung cấp cho các xứ lạnh. Vì vậy muốn thu được sản phẩm đạt chất lượng yêu cầu, phải áp dụng các công nghệ và thiết bị chuyên biệt để loại bỏ parafin
Để so sánh, đánh giá một cách tổng quát về chất lượng dầu thô của hai mỏ Bạch Hổ và Đại Hùng, người ta đã sử dụng hai phương pháp để so sánh và phân loại theo mục đích sử dụng. -Phương pháp của Viện V.N.I.I.N.P (Liên xô cũ) -Phương pháp của Viện khoáng sản Mỹ • Phương pháp này dựa vào tỷ trọng của hai phân đoạn cơ số 1 chung thôsản Việt Nam đại10.1.Khái diện cho cácquát phần nhẹ và đại về diệndầu cho các phẩm nặng của dầu. • Phân đoạn I: 250 ÷ 275oC chưng cất ở 760 mmHg • Phân đoạn II: 275 ÷ 300oC chưng cất ở 40 mmHg • Theo phương pháp này, dầu thô được chia thành 9 loại: • Loại 1: PP Loại 5: TN Loại 9: NP • Loại 2: PT Loại 6: NT • Loại 3: TP Loại 7: NN • Loại 4: TT Loại 8: PN
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam
10.1.Khái quát chung về dầu thô Việt Nam Theo cách phân chia trên thì: • Dầu thô Bạch Hổ thuộc loại 1/3 (theo bảng xếp loại Liên Xô cũ) và thuộc loại 2/9 (theo bảng xếp loại của Mỹ). • Dầu thô Đại Hùng thuộc loại 1/3 (theo bảng xếp loại Liên Xô cũ) và thuộc loại 5/9 (theo bảng xếp loại của Mỹ). Như vậy nếu so sánh dầu thô của mỏ Bạch Hổ với dầu thô của các mỏ dầu trên thế giới thì dầu thô của mỏ Bạch Hổ là loại dầu có gía trị cao trên thị trường dầu mỏ (có vị trí 1 hoặc 2 trong các bảng phân loại)
Khả năng sản xuất nhiên liệu Dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng thuộc loại dầu nhẹ, dầu sạch, dầu parafinic cho nên các phân đoạn của dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng rất thích hợp để sản xuất các loại nhiên liệu cho động cơ. 1. Phân đoạn naphta là phân đoạn quan trọng nhất của dầu thô. Trong dầu thô Đại Hùng, tổng hàm lượng naphten và aromat là 65,5% TL, với trị số octan RON = 61,95; trong khi đó dầu thô Bạch Hổ tổng lượng (A + N) chỉ có 37,07% TL, với trị số octan RON = 45. Như vậy, dầu thô Bạch Hổ có chất lượng kém hơn chất lượng dầu thô Đại Hùng khi sử dụng phân đoạn này làm nguyên liệu cho quá trình reforming xúc tác để sản xuất xăng chất lượng cao, cũng như để sản xuất BTX làm nguyên liệu cho công nghiệp hoá dầu. Tuy vậy, phân đoạn naphta của cả hai loại dầu thô đều đạt yêu cầu chất lượng làm nguyên liệu cho quá trình reforming xúc tác và để sản xuất xăng chất lượng cao nhờ hàm lượng lưu huỳnh trong phân đoạn rất thấp (dưới 0,001% TL).
Khả năng sản xuất nhiên liệu 2. Đối với phân đoạn jet/kero, cả hai loại dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng đều có chất lượng cao trên phương diện dùng để sản xuất dầu hoả làm nhiên liệu dân dụng và sinh hoạt, vì chiều cao ngọn lửa không khói dài: 30 mm đối với dầu Bạch Hổ và 20 mm đối với dầu Đại Hùng. -Tuy nhiên, trên phương diện sử dụng làm nguyên liệu chế tạo nhiên liệu cho máy bay phản lực thì phân đoạn này của dầu Bạch Hổ không thuận lợi bằng dầu thô Đại Hùng vì điểm kết tinh cao: −39oC đối với dầu Bạch Hổ và −47oC đối với dầu thô Đại Hùng, trong khi yêu cầu của nhiên liệu phản lực không được cao hơn −47oC. -Muốn chế tạo nhiên liệu cho máy bay phản lực, buộc phải áp dụng công nghệ tách parafin ra khỏi phân đoạn và sản phẩm
Khả năng sản xuất nhiên liệu 3. Đối với phân đoạn gasoil nhẹ, cả hai loại dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng đều có chất lượng rất cao trên phương diện sử dụng để sản xuất nhiên liệu cho động cơ diesel tốc độ nhanh, thể hiện ở trị số xetan cao: 65,85 đối với dầu thô Bạch Hổ và 47 đối với dầu thô Đại Hùng; trong khi yêu cầu cho nhiên liệu động cơ diesel chỉ cần trị số xetan là 45. Cũng như thể hiện ở hàm lượng lưu huỳnh và hàm lượng cốc conradson rất thấp. Tuy vậy, vấn đề tách parafin để hạ điểm đông của phân đoạn và sản phẩm này để đạt yêu cầu của nhiên liệu diesel cũng bắt buộc đặt ra cho cả hai loại dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng. Mặt khác parafin lỏng thu được trong quá trình tách ra khỏi phân đoạn và sản phẩm là nguyên liệu rất tốt cho sản xuất các chất hoạt động bề mặt vì các n-parafin phân bố trong phân đoạn này, tập trung nhiều nhất vào C13 ÷ C18
Khả năng sản xuất nhiên liệu 4. Phân đoạn gasoil nặng (chân không) của hai loại dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng đều là nguyên liệu tốt cho quá trình cracking xúc tác, cũng như quá trình sản xuất dầu nhờn gốc, nhờ hàm lượng các chất gây độc xúc tác rất thấp, như lưu huỳnh, nitơ, kim loại nặng, cốc conradson và hàm lượng parafin cao. Mặt khác, phân đoạn gasoil chân không và cặn chưng cất của cả hai loại dầu thô đều là nguyên liệu tốt để sản xuất dầu nhờn gốc có chỉ số nhớt cao, với điều kiện phải dựa vào công nghệ loại bỏ sáp (dewaxing), trong trường hợp đó, sẽ thu được sáp là một sản phẩm có giá trị
Khả năng sản xuất nhiên liệu 5. Phần cặn chưng cất khí quyển của cả hai loại dầu thô đều có đặc trưng chung là hàm lượng sáp cao, hàm lượng lưu huỳnh, kim loại nặng, cốc conradson thấp, tuy vậy cặn chưng cất khí quyển của dầu thô Bạch Hổ có chất lượng cao đáng kể so với dầu thô Đại Hùng. Trên phương diện sử dụng là nhiên liệu đốt lò FO (Fuel Oil), phần cặn của cả hai loại dầu thô này đều rất lý tưởng vì hàm lượng lưu huỳnh rất thấp, dưới xa mức yêu cầu là 0,5% TL (cặn dầu Bạch Hổ là 0,05% và cặn dầu thô Đại Hùng là 0,14% TL), -Tuy nhiên, vì hàm lượng parafin cao đã làm cho điểm đông của cả hai loại dầu thô này đều cao, ngay cả ở nhiệt độ bình thường đã đông cứng. Trên thị trường thế giới, cặn dầu thô Việt Nam được gọi là LSWR (Low Sulfur Wax Residue) có giá trị rất cao hiện nay vì những đặc tính nói trên.
Các sản phẩm cho hoá dầu a) Cụm sản xuất olefin -Nhu cầu về polyolefin ở Việt Nam dự kiến sẽ tăng trưởng mạnh để đáp ứng với nền công nghiệp sản xuất vật liệu xây dựng và bao bì. -Olefin và sản phẩm có thể thu được từ phân xưởng cracking xúc tác của nhà máy lọc dầu. -Hiện nay đang có xu hướng tối đa hoá sản xuất olefin nhẹ từ cracking xúc tác và nhờ đó thu được propylen với hiệu suất cao. Vị trí các lô dầu khí Việt-Nam
Các sản phẩm cho hoá dầu b) Cụm sản xuất aromat Cụm sản xuất này thường được thiết kế để sản xuất các sản phẩm sau: Benzen, toluen, o-xylen, m-xylen và p-xylen; trong đó benzen và p-xylen có nhu cầu nhiều nhất. Thị trường chính cho các sản phẩm này là: • p-xylen là nguyên liệu quan trọng để sản xuất terephtalic axit (PTA), là hoá chất trung gian để sản xuất sợi polyeste (PET). • o-xylen được dùng để sản xuất anhydric phtalic rồi sau đó sản xuất ra hạt nhựa polyeste và các tác nhân hoá dẻo. • Benzen là hoá chất cơ bản để sản xuất ra một số sản phẩm quan trọng như etylbenzen, xyclohexan, cumen, phenol, nitrobenzen v.v...
Các sản phẩm cho hoá dầu * Naphta được xem là phân đoạn có giá trị cao nhất của dầu thô và có nhu cầu rất lớn trên thị trường, do vừa dùng để sản xuất xăng, vừa dùng để sản xuất ra các sản phẩm hoá dầu, để phục vụ cho đời sống con người và hầu hết mọi lĩnh vực hoạt động của nền kinh tế quốc dân. *Từ phần n-parafin có phân tử lượng lớn tách ra từ phân đoạn nặng có thể sử dụng làm nguyên liệu để sản xuất nến, sáp, chất tẩy rửa tổng hợp, thuốc nhuộm v.v...
Các khả năng ứng dụng của khí thiên nhiên ở Việt Nam khí thiên nhiên Nhiên liệu LPG, LNG
Dầu tổng hợp
Hóa chất
Dầu nhờn
Khí tổng hợp
Điện
Các sản phẩm khác
Metanol
Nhiên liệu
Xăng
Phân đạm
SỰ PHÂN BỐ CÁC BỂ CHỨA DẦU: Có 4 bể chính 1. Bể cửu long -Vị trí bể này ở ngoài biển gần phía Vũng Tầu, cách bờ không xa. Bể Cửu Long chủ yếu chứa dầu. Trong bể Cửu Long có 5 mỏ đang khai thác, đó là: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư tử Đen. Các mỏ khác đang chuẩn bị phát triển: Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng. Đây là bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục địa Việt Nam.
2.Bể Nam Côn Sơn Bể Nam Côn Sơn cách xa đất liền, ở về phía đông nam so với bể Cửu Long. Bể này chứa cả dầu lẫn khí; tỷ lệ phát hiện khí, khí - condensat cao hơn. Trong bể này có hai mỏ đang khai thác đó là mỏ dầu Đại Hùng và mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ. Ngoài ra còn có một số mỏ khí đang phát triển, đó là mỏ Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch...
3.Bể Sông Hồng Bể này nằm trong vùng Đồng bằng sông hồng và biển Bắc bộ; chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải C ở đồng bằng sông Hồng (miền võng Hà Nội) đang được khai thác và một số phát hiện khác ở ngoài khơi vịnh Bắc bộ
4. Bể Malay - Thổ Chu Bể này nằm giữa Việt Nam và Malaysia, phát hiện cả dầu lẫn khí, trong đó các mỏ dầu - khí: Bunga Kekwa - Cái Nước, Bunga Raya, Bunga Seroja ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia đang được khai thác
SỰ PHÂN BỐ CÁC BỂ CHỨA DẦU *Tính cho đến nay, các nhà địa chất Việt Nam và quốc tế đã xác định thềm lục địa Việt Nam có các bể trầm tích có triển vọng dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu, Tư Chính - Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa. *Tuy nhiên, những bể trầm tích thuộc vùng nước sâu, xa bờ và nhạy cảm về chính trị, Việt Nam chưa triển khai thăm dò tìm kiếm dầu khí. Hiện có 4 bể trầm tích: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu và Sông Hồng gồm cả đất liền (miền võng Hà Nội) đã phát hiện và đang khai thác dầu khí.
3. Bể CônHồng Sơn 1. BểNam sông
1.Bể sông Hồng • Bể sông Hồng phần lớn diện tích thuộc vùng biển Vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Định. Tổng số diện tích của cả bể khoảng 220.000 km2 • Đã có trên 50 giếng khoan TKTD trong khu vực: 27 giếng trên đất liền và 24 giếng ngoài khơi. Đến nay tại bể Sông Hồng mới chỉ có 9 phát hiện khí và dầu với tổng trữ lượng và tiềm năng khoảng 225 triệu m3 quy dầu, trong đó đã khai thác 0,55 tỷ m3 khí. Các phát hiện có trữ lượng lớn đều nằm tại khu vực vịnh Bắc Bộ và phía Nam bể Sông Hồng. Tiềm năng khí ở ngoài biển hơn hẳn trong đất liền, tuy nhiên do hàm lượng CO2 cao nên hiện tại chưa thể khai thác thương mại được. Tiềm năng chưa phát hiện dự báo vào khoảng 845 triệu m3 quy dầu, chủ yếu là khí và tập trung ở ngoài biển.
3. Bể Nam Côn Sơn 2. Bể
Cửu Long
Bể Cửu Long • Bể Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra về phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu-Bình Thuận. • Đến cuối năm 2003 đã có 9 hợp đồng TKTD được ký kết trên các lô với tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác là 300 giếng trong đó Vietsovpetro chiếm khoảng 70%. Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định như: Rạng Đông (lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09.1). Trong số phát hiện này có 05 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang được khai thác với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày.
3. Bể Nam Côn 3.Sơn Bể
Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn • Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100000 km2, ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh. • Đến nay tất cả các play ở bể Nam Côn Sơn đã có phát hiện dầu khí: play móng (mỏ Đại Hùng, cấu tạo Bồ Câu), play cát kết Oligocen (cấu tạo Dừa, 12C, Thanh Long...), play cát kết Miocen (mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Thanh Long...) Tiềm năng khoảng 900 triệu tấn quy dầu(khoảng 60% tiềm năng khí). Đã có hơn 20 phát hiện dầu khí trữ lượng và tiềm năng khoảng 215 triệu tấn quy dầu (khí chiếm ưu thế), trong đó trữ lượng 2 mỏ đã đưa vào khai thác (Đại Hùng, Lan Tây - Lan Đỏ)khoảng 65 triệu tấn quy dầu; 2 mỏ đang phát triển (Hải Thạch, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây) khoảng 60 triệu tấn quy dầu. Tiềm năng chưa phát hiện dự báo khoảng 680 triệu tấn quy dầu (chủ yếu là khí).
3. Bể Nam Côn SơnMalay 4. Bể
– Thổ Chu
Bể Malay – Thổ chu • Bể Malay-Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia. • Cho đến nay các nhà thầu đã khảo sát 27.309 km địa chấn 2D và 3543 km2 địa chấn 3D. Năm 1997, công ty Unocal đã khoan thăm dò 02 giếng và phát hiện khí công nghiệp tại lô B và lô 48/95 hiện đang chuyển sang giai đoạn thẩm lượng cho lô này. Năm 2000 Unocal đã khoan thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác Quỷ, Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen ở ở lô 52/97. Theo các số liệu đánh giá tiềm năng của đề án VITRA cũng như các số liệu cập nhật gần đây, con số trữ lượng đã phát hiện và tiềm năng thu hồi dầu khí của vùng thềm lục địa Tây nam vào khoảng 380 triệu tấn quy dầu.
Trữ lượng dầu khí chi tiết 1. Trữ lượng dầu *Trữ lượng dầu của Việt Nam tính đến ngày 31-12-2004 cho 24 mỏ có khả năng thương mại vào khoảng 402 triệu tấn. Hàng năm, sự phát hiện thêm dầu và khí ngày càng nhiều. Các số liệu sau đây chứng minh điều đó: - Năm 1988 trữ lượng ước tính khoảng 113 triệu tấn. - Sau 10 năm, trữ lượng tăng đến khoảng 289 triệu tấn. - Ngày 31-12-2004 trữ lượng là 402 triệu tấn. *Cũng trong cùng thời kỳ, đã khai thác 169,94 triệu tấn, chiếm 42%; còn lại 232,06 triệu tấn. Bể Cửu Long chiếm tới 86% dầu (khoảng 340,8 triệu tấn). Trong bể này, mỏ Bạch Hổ có trữ lượng trên 190 tiệu tấn. *Theo phân loại của Hội nghị Năng lượng Thế giới WEC, dầu Việt Nam chủ yếu thuộc loại ngọt nhẹ, có tỷ trọng từ 38o đến 40,2 oAPI; có hàm lượng lưu huỳnh thấp (0,03 ÷ 0,09 %TL), là dầu sạch (hàm lượng các chất gây nhiễm như V, Ni thấp), có nhiều parafin (hàm lượng parafin rắn 15 ÷ 28% TL), có điểm chảy rất cao (22 ÷ 36oC).
2.Trữ lượng khí -Tính đến ngày 31-12-2004 có 27 mỏ khí được phát hiện, chủ yếu ở thềm lục địa dưới 200 m nước; chỉ có mỏ khí Tiền Hải C và D 14 ở đất liền thuộc miền võng Hà Nội. - Từ năm 1990 có khoảng 370 tỷ m3 khí thiên nhiên có khả năng thu hồi đã được phát hiện bổ sung, đưa tổng số trữ lượng khí lên 394,7 tỷ m3. Trong số đó, khí thiên nhiên là 324,8 tỷ m3, còn khí đồng hành là 69,9 tỷ m3. -Hệ số thu hồi khí là 70%. Trong thời gian gần đây đã phát hiện được 23 mỏ khí ở ngoài khơi và 1 mỏ khí ở đất liền. Bể Nam Côn Sơn, bể Malay-Thổ Chu chứa nhiều mỏ khí thiên nhiên, còn bể Cửu Long chứa nhiều mỏ khí đồng hành.
Trữ lượng khí *Sản lượng khai thác khí đến năm 2005 mới chỉ chiếm 1,6% tổng trữ lượng khí hiện có: Khí đồng hành từ hai mỏ Bạch Hổ và Rạng đông khoảng 5,8 triệu m3/ngày; khí thiên nhiên ở mỏ Tiền Hải C chỉ có 50 nghìn m3/ngày. - Khu Đông Nam bộ: Bà Rịa – Vũng Tầu − Đồng Nai – T.P. Hồ Chí Minh, công suất 6 ÷ 9 tỷ m3/năm. - Khu Tây Nam bộ: Cà Mau – Kiên Giang − Ô Môn/ Cần Thơ công suất 5 ÷ 8 tỷ m3/năm. Khu đồng bằng Bắc Bộ (Thái Bình) công suất 1-2 tỷ m3/năm. Đến năm 2010 sẽ đạt 12 ÷ 15 tỷ m3/ năm, có thể đạt trên 15 tỷ m3/năm từ sau 2015
3. Trữ lượng condensat Condensat trong các mỏ của Việt Nam chủ yếu từ C5 và C5+. Lượng condensat tới ngày 31-12-2004 khoảng 18 triệu tấn, tập trung chủ yếu ở các mỏ của bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long.
Trữ lượng dầu khí chi tiết Việt Nam đứng thứ 44 trên thế giới về trữ lượng dầu và khí. • • • • • • • • • • •
1 Saudi Arabia 266,800,000,000 2 Canada 178,600,000,000 3 Iran 140,000,000,000 4 Iraq 115,000,000,000 5 Kuwait 104,000,000,000 6 United Arab Emirates 97,800,000,000 7 Venezuela 87,040,000,000 8 Russia 79,000,000,000 9 Libya 41,460,000,000 10 Nigeria 36,220,000,000 44 Vietnam 600,000,000
19.66% 13.16% 10.20% 8.47% 7.66% 7.21% 6.41% 5.82% 3.05% 2.67% 0.04%
Các mỏdầu dầu ở Việt Nam Các mỏ Việt Nam S TT
Tên mỏ
Lô hợp đồng
Nhà thầu
Bắt đầu khai thác
1 Bạch Hổ
09 09--1
Vietsovpetro
1986
2 Bạch Hổ
09 09--1
Vietsovpetro
2011
3 Rồng
09 09--1
Vietsovpetro
1994
09 09--3
Vietsovpetro
2009
05 05--1b
Công ty Đại Hùng
1994
TML&TVL
1997
4
Rồng - Đồi Mồi
5 Đại Hùng
Bunga PM3-PM3 CAA&466 Kekwa - Cái CAA&46Nước Cái Nước
Trữ lượng và thực trạng khai thác Chiều 1/9/2010, dòng dầu đầu tiên tại giàn BKBK15 Đông Bắc mỏ Bạch Hổ Hổ,, với lưu lượng 600 tấn//ngày (tương đương 4.500 thùng tấn thùng//ngày ngày)) đã được Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro khai thác thành công. công.
Tổng trữ lượng của mỏ ước tính 856 tỉ feet khối khí và 22,8 triệu thùng condensate. Hiện sản lượng hằng ngày khai thác của mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi đạt trên 700 tấn với 4 giếng khai thác Trữ lượng dầu khí tại chỗ mức 2P xác suất 50% là 354,6 triệu thùng (tương đương 48,7 triệu tấn)) dầu; tấn dầu; 34,04 tỷ bộ khối (tương đương 8,482 tỷ m³ m³)) khí và 1,48 triệu thùng (tương đương 0,19 triệu tấn) tấn) condensate.
S TT
Tên mỏ
Lô hợp đồng
Nhà thầu
Bắt đầu khai thác
Trữ lượng và thực trạng khai thác
15 15--2
JVPC
1998
năm 1998 đã có dòng dầu đầu tiên từ mỏ Rạng Đông,, tháng 6/2005, 100 triệu thùng dầu đã được Đông khai thác từ mỏ này. này. Hiện nay, mỏ Rạng Đông cho sản lượng khai thác mỗi ngày 40.000 thùng dầu dầu,, 50 triệu bộ khối khí đồng hành hành.(2007) .(2007)
01&02
PCVL
1998
25.000 -30.000 thùng/ thùng /ngày
9 Topaz
01&02
PCVL
2010
10 Diamond
01&02
PCVL
2011
11 Pearl
01&02
PCVL
2009
7 Rạng Đông
8
Hồng Ngọc (Ruby)
12 Sư Tử Đen
15 15--1
CLJOC
2003
13 Sư Tử Vàng
15 15--1
CLJOC
2008
Bắt đầu khai thác dầu từ mỏ Sư Tử Đen vào ngày 29 29-10 10--2003. CLJOC hiện đang khai thác khoảng 24.000 thùng dầu dầu//ngày mỏ dầu lớn thứ 2 của Cửu Long JOC và lớn thứ 4 của Việt . Sản lượng khai thác dự kiến là 65.000 thùng dầu//ngày dầu ngày.. Công suất còn lại của giàn Công Nghệ Trung Tâm sẽ được sử dụng nhằm xử lý lượng dầu khai thác từ mỏ Sư Tử Đen Đông Bắc dự kiến sẽ tiến hành vào năm 2010.
S TT
Lô hợp đồng
Nhà thầu
Bắt đầu khai thác
Trữ lượng và thực trạng khai thác
Sư Tử Trắng
15 15--1
CLJOC
2011
Trữ lượng theo khảo sát vào khoảng 300 triệu thùng dầu thô và cho 33-4 nghìn tỷ m3 khí đốt thiên nhiên.
15 Sư Tử Nâu
15 15--1
CLJOC
2013
560 triệu thùng
TML
2003
14
Tên mỏ
16 Bunga Raya PM3PM3-CAA Sư Tử Trắng
15 15--1
CLJOC
2011
Trữ lượng theo khảo sát vào khoảng 300 triệu thùng dầu thô và cho 3-4 nghìn tỷ m3 khí đốt thiên nhiên nhiên..
15 Sư Tử Nâu
15 15--1
CLJOC
2013
560 triệu thùng
TML
2003
CLJOC
2011
TML
2006
14
16 Bunga Raya PM3 PM3--CAA 14
Sư Tử Trắng
15 15--1
17 Bunga Tulip PM3PM3-CAA Cá Ngừ 18 Vàng
09 09--2
HVJOC
2008
Tê giác Trắng
16 16--1
HLJOC
2011
19
Trữ lượng theo khảo sát vào khoảng 300 triệu thùng dầu thô và cho 3-4 nghìn tỷ m3 khí đốt thiên nhiên nhiên..
hiện mỏ Cá Ngừ vàng có 4 giếng khoan. khoan. mỏ Cá Ngừ Vàng có thể cung cấp đến 20.000 thùng dầu và 50 triệu bộ khối khí đốt mỗi ngày ngày.(2008) .(2008) Dự kiến tàu vận hành và cho ra dòng dầu đầu tiên vào ngày 30/6/2011.
S TT
Tên mỏ
Lô hợp đồng
20 Hải sư trắng
21 Hải sư đen
Nhà thầu
Bắt đầu khai thác
TLJOC
2012
TLJOC
2011
07 07--03
Premier Oil
--
23 Chim Sáo
07 07--03
Premier Oil
2010
24 Dừa
07 07--03
Premier Oil
2011
15 15--2
JVPC
2008
26 Thanh Long
LSJOC
2012
27 Đông Đô
LSJOC
2013
46 46--02
TSJOC
2008
PM304
Petrofac
2006
22
25
Cá Rồng Đỏ
Phương Đông
28 Sông Đốc 29 Cendor
Trữ lượng và thực trạng khai thác
14/01/2009 mỏ Hải Sư Đen (HSDHSD-1X 1X)) được phát hiện với lưu lượng thử vỉa tổng cộng 21.000 thùng dầu//ngày đêm. dầu đêm. Mục tiêu dòng dầu công nghiệp đầu tiên vào tháng 09/2011 với sản lượng trung bình khoảng 35.000 thùng/ thùng /ngày đêm. đêm.
Các mỏ mỏ khí dầuởViệt Các ViệtNam Nam Tên mỏ
Lô hợp đồng
Tiền Hải C
ĐBSH
D14&Sông Trà Lý
ĐBSH
Nhà thầu PVEP Sông Hồng PVEP Sông Hồng
Bắt đầu khai thác
Ghi chú
1981
Khí tự nhiên
2004
Khí tự nhiên
Lan Tây và Lan đỏ
06 06--1
BP
2002
Khí tự nhiên
Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây
11 11--2
KNOC
2006
Khí tự nhiên
Bạch Hổ
09 09--1
Vietsovpetro
1995
Khí đồng hành
Rạng Đông
15 15--2
JVPC
2001
Khí đồng hành
15 15--2
JVPC
2008
Khí đồng hành
09 09--2
HVJOC
2008
Khí đồng hành
Phương Đông Cá Ngừ Vàng
Trữ lượng
Trữ lượng của hai mỏ khí này là khoảng 58 tỷ m3 m3.. Hai mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ có khả năng cung cấp mức sản lượng trung bình hàng năm là khoảng 3 tỉ m3 trong 15 năm năm..
Lô hợp đồng
Bắt đầu khai thác
Ghi chú
Bunga PM3-PM3 Kekwa - Cái CAA&46 CAA&46-- TML&TVL Nước Cái Nước
2003
Khí tự nhiên & đồng hành
Bunga RayaPM3 Raya PM3--CAA
TML
2003
Khí tự nhiên & đồng hành
PM3--CAA PM3
TML
2003
Khí tự nhiên
Bunga Tulip PM3PM3-CAA
TML
2006
Khí đồng hành
Bunga OrkidPM3 Orkid PM3--CAA
TML
2008
Khí tự nhiên
Tên mỏ
Bunga Seroja
Nhà thầu
Mộc tinh
05 05--3
BP
2013
Khí tự nhiên
Hải Thạch
05 05--2
BP
2013
Khí tự nhiên
Trữ lượng
Các hình ảnh về mỏ dầu và khí
Các hình ảnh về mỏ dầu và khí Việt Nam
Các hình ảnh về mỏ dầu và khí Việt Nam *10/9/2011tại Cảng PV Shipyard và Cảng dầu khí VSP Vũng Tàu, Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) hạ thủy Giàn khoan nước sâu tự nâng Tam Đảo 03 nặng 12.000 tấn lớn nhất Việt Nam. *Tam Đảo 03 hoạt động ở độ sâu 90m nước, chiều dài chân lá 145m có thể khoan sâu 6,1km, chịu bão tương đương cấp 12, có sân đỗ trực thăng. Sự kiện này đưa Việt Nam trở thành một trong 3 quốc gia châu Á và một trong 10 quốc gia trên thế giới chế tạo giàn tự nâng đạt tiêu chuẩn quốc tế
Siêu giàn khoan tự nâng Tam Đảo 03
CÁC NHÀ MÁY VỀ DẦU KHÍ HIỆN NAY VÀ TRONG TƯƠNG LAI CỦA VIỆT NAM
Các nhà máy hiện nay 1.Nhà máy lọc dầu Dung Quất, Quảng Ngãi -Đây là nhà máy chế biến dầu đầu tiên của Việt Nam, được xây dựng trên Vịnh Dung Quất, nơi có cảng biển nước sâu gần nhất nước ta. Công suất nhà máy theo thiết kế 6,5 triệu tấn/năm; công suất sẽ mở rộng là 10 triệu tấn /năm. Trong nhà máy có 5 phân xưởng chính: Phân xưởng chưng cất dầu thô (áp suất thường và áp suất chân không); phân xưởng reforming xúc tác, phân xưởng cracking xúc tác cặn, phân xưởng xử lý bằng hydro, phân xưởng sản xuất propan, propylen và một số các phân xưởng phụ như: phân xưởng thu hồi amin, phân xưởng xử lý nước chua, xử lý khí thải... -Nguyên liệu ban đầu theo thiết kế là 100% dầu ngọt Việt Nam. Sau này sửa đổi thành dầu pha trộn giữa dầu VN và dầu chua Trung Đông. -Nhà máy đã đi vào hoạt động và cho những tấn dầu đầu tiên vào đầu năm 2009.
2.Nhà máy chế biến condensate Bà Rịa- Vũng Tàu *Vốn đầu tư: 17 triệu USD đã đi vào hoạt động từ năm 2003. * Công suất: 130.000 tấn condensate/năm . * Dự kiến hoàn thành việc nâng cấp, mở rộng công suất chế biến của Nhà máy lên thành 250.000 tấn nguyên liệu Condensate/năm vào năm 2011-2012. *Nguyên liệu: condensate trong nước. • Sản phẩm: xăng (270000 tấn xăng/năm) và một số sản phẩm phụ khác. 3. Nhà máy sản xuất DOP tại tỉnh Đồng Nai: *Với vốn đầu tư 12,5 triệu USD đã đi vào hoạt động từ năm 1997 . Công suất: 30000 tấn DOP/năm. Nguyên liệu: phatlicanhidrit(PA) và 2-etyl-1-Hexanol(2-EH) nhập khẩu. Sản phẩm: chất hóa dẻo DOP.
Các dự án đang triển khai Nhà máy lọc dầu Nghi Sơn, Thanh Hoá -Địa điểm xây dựng tại Nghi Sơn, Thanh Hoá. Công suất Nhà máy 10 triệu tấn/năm với nguyên liệu đầu vào là 50% dầu Việt Nam và 50% dầu Dubai. -Ngoài các phân xưởng lọc dầu chính như: Phân xưởng chưng cất dầu thô (áp suất thường và áp suất chân không); phân xưởng Reforming xúc tác, phân xưởng cracking xúc tác, phân xưởng xử lý bằng hydro, phân xưởng sản xuất propan, propylen và một số các phân xưởng phụ như: phân xưởng thu hồi amin, phân xưởng xử lý nước chua..., còn có các phân xưởng hoá dầu như: phân xưởng sản xuất sợi PET, phân xưởng sản xuất chất dẻo...
1. Dự án lọc dầu Nghi Sơn- Thanh Hóa: *Chủ đầu tư là một công ty liên doanh gồm: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (21,1% vốn), Công ty Dầu mỏ Kuwait (KPI) (35,1%), Công ty Idemitsu Kosan (IKC) 35,1% và Công ty Hóa chất Mitsui (MCI) 4,7% với tổng mức đầu tư là 6,2 tỷ USD.Dự kiến nhà máy hoạt động vào năm 2012. *Công suất: 8,4 triệu tấn dầu thô trong một năm giai đoạn đầu và có thể nâng cấp lên 10 triệu tấn dầu thô một năm. *Nguyên liệu: Dầu thô Cô oét nhập khẩu hoặc dầu tương đương. *Sản phẩm: LPG, Xăng, Diesel, kerosen, nhiên liệu phản lực, Polypropylen, Paraxylen, benzen và lưu huỳnh
2. Dự án NMLD số 3 tại Khu Công nghiệp Dầu khí Long Sơn – Bà Rịa - Vũng Tàu • Vốn đầu tư hơn 8 tỷ USD với hình thức đầu tư liên doanh trong đó dự kiến vốn góp của Tập đoàn dầu khí quốc gia dưới 30%, các nhà đầu tư nước ngoài góp 70%.Dự kiến, nhà máy sẽ được hoàn thành và đi vào hoạt động vào năm 2014. -Công suất: 10 triệu tấn/năm và có khả năng mở rộng đến 20 triệu tấn/năm trong tương lai. - Nguyên liệu: dầu thô syncrude Venezuela nhập khẩu. - Sản phẩm: LPG, xăng không chì, nhiên liệu phản lực, dầu diesel, cốc dầu mỏ và lưu huỳnh.
3. Dự án tổ hợp hóa dầu Miền Nam • Đặt tại khu Công nghiệp Dầu khí Long Sơn, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu.Vốn đầu tư khoảng 4 tỷ USD do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) 18%, Tổng Công ty Hoá chất Việt Nam (Vinachem) 11%, Công ty Hóa chất Vina thuộc Tập đoàn Xi măng Thái Lan (Vina SCG Chemicals) 53%và Công ty Nhựa và Hoá chất Thái Lan (TPC) 18% cùng hợp tác nghiên cứu đầu tư, dự kiến hoạt động vào năm 2014. • Công suất: 3 triệu tấn nguyên liệu/năm. • Nguyên liệu: naphta nhập khẩu và Condensate trong nước. • Sản phẩm: hàng năm Tổ hợp sẽ cung cấp 1,45 triệu tấn hạt nhựa polyetylen (PE) và polypropylen (PP), 730.000 tấn hoá chất nguyên liệu cho sản xuất nhựa polyvinyl clorua (PVC), và 840.000 tấn hoá chất cơ bản khác phục vụ ngành công nghiệp hoá dầu và hoá chất, đáp ứng được khoảng 65% nhu cầu hạt nhựa PE và PP của cả nước năm 2017.
4. Dự án xơ sợi tổng hợp Polyeste Đình Vũ - Hải Phòng • Vốn đầu tư khoảng 325 triệu USD, hình thức đầu tư là góp vốn cổ phần giữa Petrovietnam và Tập đoàn Dệt may Việt Nam ,dự kiến hoạt động vào năm 2011. • Công suất: 170.000 tấn sản phẩm xơ sợi/năm. • Nguyên liệu: terephthalic axit(PTA), etylen glycol(MEG) nhập khẩu. • Sản phẩm: xơ sợi polyester.
5. Dự án nhiên liệu sinh học tại Quảng Ngãi - Lĩnh vực sản xuất: Sinh học - Công suất: khoảng 100 lít ethanol nhiên liệu/năm. - Dự kiến hoạt động vào năm 2011. - Nguyên liệu: Sắn lát - Sản phẩm: Etanol nhiên liệu - Vốn đầu tư: Khoảng 80tr USD 6. Dự án Nhà máy lọc dầu Vũng Rô Xã Hòa Tâm, Hòa xuân Nam, huyện Đông Hòa, tỉnh Phú Yên Dự án Nhà máy lọc dầu Vũng Rô, 100% vốn nước ngoài do Công ty Technostar Management Ltd (Vương Quốc Anh) và Công ty Dầu khí Telloil (Cộng hòa Liên bang Nga) làm Chủ đầu tư. Tổng vốn đầu tư: 1,7 tỉ USD Nguyên liệu: 100% dầu thô Trung Đông (dầu thô Arabian hoặc loại tương đương) Sản phẩm: LPG, Benzene, Xăng, nhiên liệu phản lực, Diesel, Poly propylene, lưu huỳnh Công suất dự kiến giai đoạn 1: 4 triệu tấn/năm, giai đoạn 2: 8 triệu tấn/năm
7. Dự án nhiên liệu sinh học tại Phú Thọ - Lĩnh vực sản xuất: sinh học - Công suất: khoảng 100 triệu lít ethanol nhiên liệu/năm. - Dự kiến hoạt động vào năm 2011 - Nguyên liệu: sắn lát/mía. - Sản phẩm: Etanol nhiên liệu. - Vốn đầu tư: Khoảng 80tr USD 8. Một số dự án khác - Đề xuất dự án nhà máy lọc dầu 600 triệu USD tại khu kinh tế Nhơn Hội. Dự án dự kiến được xây dựng trên diện tích 150 ha, công suất 3 triệu tấn sản phẩm/năm, sau đó có thể tăng lên 6 - 8 triệu tấn/năm, với vốn đầu tư ban đầu khoảng 600 triệu USD. Nếu các thủ tục được thông qua và được cấp chứng nhận đầu tư cuối năm nay hoặc đầu năm sau, thì nhà đầu tư sẽ khởi công xây dựng dự án trong quý I/2011 và sau 2 năm, dự án sẽ hoàn thành. - Nhà đầu tư của Thái Lan là STFE đề xuất dự án xây dựng nhà máy nhiệt điện, công suất 700 MW trong khu phi thuế quan của Khu kinh tế Nhơn Hội.
Kết thúc chương 5 GS.TS. Đinh Thị Ngọ