XU HƯỚNG
MWC 2014
Oppo R1
Sony Xperia Z1
Oppo Find 7
iPhone 5S
iPhone 5C
CES 2014
TRANG CHỦ TIN TỨC CÔNG NGHỆ NHỊP SỐNG SỐ
Dàn khoan dầu ngoài khơi hoạt động như thế nào?
NHỊP SỐNG SỐ 06/09/2013 - 09:45facebook twitter Pin It LinkedIn
Làm sao bạn có thể phát hiện ra những mỏ dầu vùi sâu dưới lớp đá dày hàng trăm mét? Làm sao bạn có thể khoan dầu ở giữa lòng đại dương sâu thẳm âm u? Làm cách nào mà bạn không làm ô nhiễm môi trường? Và bạn sẽ đối phó ra sao với những hiểm họa không-thể-lường-trước từ lòng biển sâu hung dữ?
Chùm tin: tin hot, tin tuc moi 24h, cửa hàng công nghệ, blog hay,
Làm sao bạn có thể phát hiện ra những mỏ dầu vùi sâu dưới lớp đá dày hàng trăm mét? Làm sao bạn có thể khoan dầu ở giữa lòng đại dương sâu thẳm âm u? Làm cách nào mà bạn không làm ô nhiễm môi trường? Và bạn sẽ đối phó ra sao với những hiểm họa không-thể-lường-trước từ lòng biển sâu hung dữ?
Nhịp sống số Chuyên trang cập nhật những thông tin MỚI NHẤT, NÓNG NHẤT về đời sống công nghệ thông tin 2013 trong và ngoài nước
Techz.vn tuyển dụng 03 BTV tại TP.HCM
Làm sao bạn có thể phát hiện ra những mỏ dầu vùi sâu dưới lớp đá dày hàng trăm mét? Làm sao bạn có thể khoan dầu ở giữa lòng đại dương sâu thẳm âm u? Làm cách nào mà bạn không làm ô nhiễm môi trường? Và bạn sẽ đối phó ra sao với những hiểm họa không-thể-lường-trước từ lòng biển sâu hung dữ?
Nhiều người nói rằng, tiền làm thay đổi thế giới. Người khác lại cho rằng, chìa khóa ở đây là tình yêu, hay thậm chí là âm nhạc. Nhưng dù đó là gì đi chăng nữa, sự phụ thuộc của loài người vào dầu mỏ vẫn cho thấy sự thật hiển nhiên: Trái đất vẫn quay nhờ có sự "bôi trơn" của dầu.
Nhu cầu sử dụng dầu của loài người vào khoảng 80 triệu thùng dầu mỗi ngày (theo số liệu của CIA), và những con số này vẫn không ngừng tăng lên theo từng ngày. Mỹ và châu Âu, 2 trung tâm kinh tế hàng đầu thế giới với mức tiêu thụ khoảng 19.5 triệu thùng dầu thô/ ngày, chiếm 1/2 mức tiêu thụ dầu của thế giới. Trung Quốc, nền kinh tế lớn thứ 2 thế giới,cũng không hề tỏ ra kém cạnh với mức tiêu thụ khoảng 9 triệu thùng dầu thô/ ngày. Điều này là một phần nguyên nhân đẩy giá dầu lên ngưỡng "trên trời": vào năm 2011, giá 1 thùng dầu luôn dao động quanh mức 100 USD/thùng, thậm chí có lúc đã lên đến mức kỷ lục 120 USD/thùng (theo số liệu của OPEC- tổ chức xuất khẩu dầu mỏ thế giới), và có vẻ như trong năm nay, giá dầu vẫn chưa hề có xu hướng hạ nhiệt.
Để đáp ứng đủ cho sự "khát" dầu ghê gớm này, những tập đoàn, công ty chất đốt đã không ngừng xới tung quả đất lên để tìm ra những nguồn dự trữ dầu mới. Và mặt biển, với diện tích chiếm đến 3/4 quả đất, rõ ràng là một địa điểm không thể hợp lý hơn.
Đi xuống đáy biển và khoan tung lòng đất lên, điều đó là cả một thử thách. Riêng việc khoan dầu đã đặt ra rất nhiều vấn đề. Làm sao bạn có thể phát hiện ra những mỏ dầu vùi sâu dưới lớp đá dày hàng trăm mét? Làm sao bạn có thể khoan dầu ở giữa lòng đại dương sâu thẳm âm u, và chuyển tất cả những thứ ở dạng khí, dạng lỏng và dạng rắn đó về mặt đất? Làm cách nào mà bạn có thể khai thác được dầu và không làm ô nhiễm môi trường? Và bạn sẽ đối phó ra sao với những hiểm họa không-thể-lường-trước từ lòng biển sâu hung dữ? Hãy cùng đi tìm câu trả lời ở bài viết dưới đây.
Họ săn tìm nguồn dầu ra sao?
Phần lớn nguồn dầu thô thường nằm ở độ sâu khoảng từ 200-7000 mét, bị chôn vùi dưới lớp đất đá dày. Những nhà địa chất học trước tiên sẽ nghiên cứu những chi tiết bề mặt và bản đồ địa chất, sau đó, họ sử dụng một thiết bị được gọi là trọng lực kế (gravity meter) để tìm ra những dao động trọng lực thoáng qua, từ đó tìm ra một dòng dầu chảy ngầm dưới đất.
Những lớp trầm tích ở trên nguồn dầu thô sẽ làm thay đổi từ trường của Trái đất. Bằng cách sử dụng thiết bị nhận cảm từ trường (sensitive magnetic survey equipment), tàu thăm dò có thể đi qua vùng biển nào đó và định vị chính xác những vùng từ trường bất thường. Những số liệu này sẽ giúp họ tìm ra những dấu hiệu chỉ điểm cho nguồn dầu phía dưới.
Không chỉ vậy, những nhà địa chất học còn có thể phát hiện ra những nguồn dầu mỏ thông qua việc sử dụng thiết bị khảo sát địa chấn, hay còn có tên gọi khác là phương pháp "bật lửa" (sparking). Những sóng siêu âm sẽ được được "bắn" xuyên lòng đại dương qua nhiều lớp đất đá khác nhau. Với mỗi loại đá, những sóng này sẽ di chuyển với những vận tốc khác nhau, và sự thay đổi vận tốc này sẽ trở thành tín hiệu gửi về bộ phận nhận cảm gắn bên cạnh thuyền do thám. Cùng với sự trợ giúp của các thiết bị máy móc, những nhà nghiên cứu địa chấn có thể phân tích thông tin để tìm ra những mỏ dầu tiềm năng.
Nhưng trên hết, để phát hiện ra một mỏ dầu, bạn vẫn phải tiến hành những mũi khoan thăm dò, nếu như bạn muốn biết chắc rằng mỏ dầu này có thực sự đáng khai thác hay không. Để làm việc này, những công ty khai thác dầu sử dụng những dàn khoan di động. Có những dàn khoan được gắn trực tiếp vào thuyền, tuy nhiên phần lớn những dàn khoan này phải được vận chuyển đến từ những tàu chuyên chở khác.
Dàn khoan di động này trước tiên sẽ khoan bốn lỗ thăm dò tại vị trí nghi ngờ, mỗi lỗ mất 2 đến 3 tháng để hoàn thành xong. Những nhà địa chất học sẽ sử dụng những mũi khoan này để lấy ra những mẫu thử. Nói cách khác, những mũi khoan này cũng giống như những mũi xi-lanh, nó giúp cho những nhà nghiên cứu hút ra những mẫu dầu, qua đó phân tích số lượng và chất lượng của mỏ dầu phía dưới và dựa những kết quả này để quyết định xem mỏ dầu này có đáng để tiếp tục khai thác hay không.
Khai thác
Khi những nhà địa chất học đã xác định rõ giá trị của một mỏ dầu, giờ đã đến lúc khoan những giếng dầu sản xuất và thu hoạch. Trung bình một giếng dầu sẽ có tuổi thọ trung bình từ 10 cho đến 20 năm, do đó dàn khoan luôn phải được xây dựng với một nền móng vững chắc. Những dàn khoan này sẽ được cố định trực tiếp vào đáy biển bằng cách sử dụng kim loại, nền bê tông và cả những sợi cáp cố định. Như bạn đọc có thể thấy, dàn khoan này sẽ phải đứng vững hàng chục năm trời, bất chấp mọi hiểm họa đến từ độ sâu hàng nghìn mét dưới mực nước biển. Một dàn khoan dầu có thể khoan được khoảng 80 giếng, tuy nhiên ít khi họ sử dụng hết những mũi khoan này. Một mũi khoan trực tiếp sẽ làm cho giếng dầu lún sâu vào lòng đất, từ đó dàn khoan có thể vươn tới những giếng dầu khác cách xa đó hàng dặm.
Một giếng khoan dầu thường phải được đào sâu hàng dặm vào trong lòng đất, tuy nhiên mỗi một mũi khoan lại thường chỉ dài khoảng 9-10 mét, do đó, phải mất đến hàng tuần, thậm chí ròng rã cả tháng trời để khoan tới mỏ dầu. Và mỗi một mét khoan sâu xuống, nhiều vấn đề khác lại nảy sinh. Những mũi khoan càng ngày càng nóng lên, nước, bùn đất, rong rêu, mảnh khoan vụn...có thể là bít tắc lỗ khoan. Để giải quyết vấn đề này, những nhà thiết kế sử dụng một loại chất lỏng hỗn hợp có tên gọi là "drilling mud" -tạm dịch: bùn khoan. Chất lỏng này được bơm qua ống dẫn xuống bề mặt giếng dầu đang khoan, với tác dụng làm mát mũi khoan, tra dầu mỡ vào ống khoan, đồng thời dọn sạch bề mặt lỗ khoan và cản trở dòng chất lỏng từ ngoài xâm nhập vào.
Hỗn hợp bùn dầu này có thể được coi như tuyến phòng ngự đầu tiên, bảo vệ giếng dầu khỏi áp suất khủng khiếp dưới đáy biển. Tuy nhiên, nguy cơ của việc dầu bị cuốn trôi khỏi giếng vẫn là rất cao. Để kiểm soát vấn đề này, những người khai thác dầu sử dụng hệ thống chống phun trào dầu (blowout prevention system -- viết tắt: BOP). Nếu như sức ép của ga và dầu lên bề mặt giếng tăng đến một mức nào đó, hệ thống này sẽ khóa giếng dầu này lại bằng cách đóng những van và pit-tông sử dụng sức nước.
Quá trình khoan thường diễn ra qua nhiều giai đoạn. Mũi khoan đầu tiên, với đường kính khoảng 50 cm, sẽ đi sâu xuống từ vài nghìn đến vài chục nghìn mét. Sau khi đã xuống đến một độ sâu nhất định, những kỹ sư sẽ tháo những mũi khoan này ra, và gửi xuống một đoạn ống kim loại rỗng với vai trò như một ống dẫn. Ống dẫn này sẽ cố định vào lỗ khoan, giúp ngăn chặn rò rỉ dầu ra biển và giúp cho giếng dầu không sụp xuống. Tiếp theo, những mũi khoan với đường kính khoảng 30 cm sẽ khoan sâu hơn xuống, và sau đó quy trình lại được lặp lại: các mũi khoan được tháo ra, và những ống dẫn được lắp vào. Cứ như vậy, những mũi khoan nhỏ hơn, khoan được sâu hơn sẽ tiếp tục thay thế và khoan sâu xuống, những đường ống bảo vệ liên tục được lắp ráp vào. Trong suốt quá trình này, 1 thiết bị được gọi là "packer" sẽ đi theo những mũi khoan xuống, để đảm bảo rằng mọi thứ đều được gia cố vững chắc.
Khi những mũi khoan cuối cùng đã chạm xuống đến mỏ dầu, ống dẫn sản xuất sẽ được gắn vào đó. Hệ thống ống dẫn này sẽ được phân lập riêng ra trong một vỏ bọc rắn, từ đó cô lập giếng này với những giếng lân cận. Điều này có vẻ hơi bất thường, khi bạn khóa mỏ vàng lại vào lúc mà bạn vừa chạm vào nó, nhưng mục đích của việc này không chỉ là ngăn chặn dầu và ga trào ngược ra ngoài, mà còn là điều khiển dòng chảy của những sản phẩm này. Những kỹ sư sau đó sẽ đưa chất nổ xuống để đục thủng ống dẫn ở những độ sâu khác nhau, từ đó giúp cho dầu và ga thoát ra với áp suất nhẹ nhàng hơn rất nhiều.
Tiếp đó, những kỹ sư sẽ cần phải thiết kế một lực đẩy giúp bơm dầu lên trên. Họ quyết định sử dụng nước hoặc ga, bơm chúng xuống giếng dầu, từ đó tăng áp lực trong mỏ dầu lên và dầu có thể được hút lên mặt nước. Trong một số trường hợp, khí nén hoặc hơi nước được bơm xuống để hâm nóng lượng dầu trong giếng, qua đó tăng cường áp suất giúp cho việc bơm dầu lên trở nên dễ dàng hơn.
Những gì họ hút ra được từ các giếng dầu này không phải là sản phẩm tinh khiết. Chúng là một hỗn hợp bao gồm dầu thô, khí ga, hơi nước và các lớp cặn trầm tích. Thường thì việc lọc dầu được tiến hành trên đất liền, tuy nhiên, đôi khi những công ty khai thác dầu cải tiến những tàu chở dầu để xử lý và lưu trữ dầu ngay tại biển. Quá trình này giúp lọc bớt những chất cặn để sau đó việc lọc và tinh chế dầu được thuận tiện hơn.
Cuối cùng thì, giếng dầu cũng sẽ có lúc phải cạn sạch. Khi đó, những kỹ sư sẽ tìm cách tháo bỏ dàn khoan, với thuốc nổ nếu như cần thiết, sau đó tìm đến những mỏ dầu khác, hoặc quay về đất liền để sửa chữa và nâng cấp. Những ống dẫn dầu sẽ được cắt bỏ và được đóng kín lại bằng bê tông. Tuy nhiên, trong một số trường hợp, một phần của dàn khoan sẽ được để lại, và dần dần bị ăn mòn bởi nước biển.
Cuộc sống trên biển
Một dàn khoan dầu lớn, để vận hành đúng công suất, cần đến hàng trăm lao động, từ công nhân, kỹ sư, những nhà địa chất học, bác sỹ... Và những dàn khoan này đều nằm ở rất xa đất liền, do đó họ sẽ phải sống nhiều tháng trời trên mặt biển. Tất nhiên, cuộc sống xa khơi như vậy luôn có những ưu nhược điểm. Lương của nhân công thường rất cao, và kỳ nghỉ của họ sẽ dài hơn bình thường (từ vài tuần đến vài tháng). Đổi lại, khi làm việc, họ sẽ phải làm 12 tiếng một ngày, và KHÔNG CÓ NGÀY NGHỈ. Nhiều tuần lễ xa nhà sẽ ảnh hưởng rất lớn đến cuộc sống của họ và gia đình, và trên thực tế phần lớn trong số họ đã tiêu tốn một nửa cuộc đời mình trên biển.
Để phần nào đối phó với những vấn đề trên, những công ty dầu mỏ đã cố gắng cung cấp đầy đủ mọi tiện nghi trên dàn khoan dầu -- công trường và cũng là ngôi nhà thứ 2 của họ. Phòng riêng, truyền hình vệ tinh, và thậm chí là cả phòng tập thể hình, phòng tắm hơi và nhiều tiện nghi khác. Thức ăn luôn sẵn sàng 24/24, và chất lượng có thể nói là ngang với những khách sạn 5 sao. Họ làm việc luân phiên giữa ca ngày và ca đêm, công việc ở đây dường như diễn ra liên tục không ngừng nghỉ. Trực thăng và thuyền không ngừng cung cấp những gì cần thiết cho cuộc sống xa khơi trên dàn khoan dầu, dù thời tiết có tệ đến mức nào đi nữa.
Nhưng dù thế nào đi nữa, những tiện nghi trên vẫn không thể nào bù lại những nguy hiểm thường trực mà những lao động trên dàn khoan phải đối phó. Từ thời tiết khắc nghiệt của biển cả, điều kiện làm việc với những máy móc nguy hiểm chết người, cho đến những hiểm họa của việc khoan sâu vào lòng đất và hút ra những chất lỏng ở nhiệt độ cao,với nguy cơ cháy nổ cực-kỳ-lớn, và đặc biệt , việc phân tách dầu và khí đốt sẽ khiến họ phải chịu một lượng độc chất rất nặng nề. Do đó, những công ty dầu khí sẽ phải tổ chức những lớp học an toàn lao động đặc biệt, giúp lao động của họ nắm vững kiến thức về cách tự bảo vệ mình, nhất là trong điều kiện lao động không ổn định trên mặt biển.
Thực trạng khai thác dầu khí ở Việt Nam
Với đường bờ biển dài 3260 km, tổng diện tích các vùng lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế, thềm lục địa khoảng 1 triệu km2, rõ ràng Việt Nam có lợi thế không phải bàn cãi trong việc khai thác dầu khí trên biển. Nhiều mỏ dầu tiềm năng nằm trên thềm lục địa như: Bạch Hổ, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Malay- Thổ Chu, Vùng Tư Chính- Vũng Mây...., với trữ lượng dự kiến vào khoảng trên 550 triệu tấn dầu và 610 tỷ mét khối khí.
Tuy nhiên, tất cả những mỏ dầu ở thềm lục địa được phát hiện cho đến nay đều nằm ở độ sâu 200m dưới mặt biển. Do đó, việc phát hiện và khai thác những mỏ dầu này cần đến trình độ chuyên môn cao trong việc thăm dò, thẩm định, đánh giá...Trên thực tế, những công ty dầu khí Việt Nam đã có đường lối phát triển khai thác rất tốt trong những năm vừa qua. Năm 1986, khi lần đầu tiên phát hiện ra mỏ dầu Bạch Hổ, tốc độ khai thác mới chỉ là 0,04 triệu tấn/ năm, đến năm 2009, con số này đã lên đến gần 25 triệu tấn/năm (theo số liệu của Bộ Tài nguyên và Môi trường), tuy nhiên, trữ lượng vẫn được duy trì tăng cao hơn sản lượng khai thác, điều này cho thấy sự thành công trong việc thăm dò và phát hiện ra nhiều mỏ dầu tiềm năng khác. Cụ thể, trong năm 2009, trữ lượng ở các mỏ dầu mới được phát hiện đã chiếm tới 45% tổng trữ lượng được bổ sung.
Mỏ dầu Bạch Hổ, niềm tự hào của dầu khí Việt Nam.
Đặc trưng của công tác thăm dò dầu khí trên biển là mức độ rủi ro rất cao, ngay cả với những mỏ dầu đã và đang được khai thác. Do đó, ngành công nghiệp này đòi hỏi một trình độ chuyên môn rất cao từ khâu thăm dò, thẩm định cho đến khai thác, phát triển các mỏ. Nhận thức được điều này, các công ty dầu khí Việt Nam đã không ngừng đầu tư vào những công nghệ khai thác, thăm dò mới, đặc biệt là những công nghệ thu nổ, xử lý, phân tích những thông tin dưới dạng hình ảnh 3D để làm rõ thông tin về cấu trúc, địa chất của vùng thăm dò... Đây chính là chìa khóa cho thành công của nghành thăm dò dầu khí trong việc không ngừng gia tăng trữ lượng và sản lượng dầu khí trong tương lai.
Trên đất liền:
+ Rạn nứt các thể tích các ống dẫn dầu: có thế do động đất, các mối hàn không đảm bảo chất lượng nên xảy ra trường hợp rạn nứt mối hàn… khiến dầu bị tràn ra môi trường.
+ Do phụt bể chứa: Các bể chứa chỉ có một thể tích nhất định, khi lượng dầu được xả vào bể quá mức sẽ gây ra hiện tưỡng tràn hoặc do sự thay đổi thời tiết làm cho thể tích dầu tăng lên cũng là nguyên nhân làm dầu từ các bể chứ trào ra.
+ Rò rỉ từ quá trình tinh chế, lọc dầu.
+ Rò rỉ từ quá trình khai thác, thăm dò trên đất liền.
* Trên biển:
+ Rò rỉ từ các tàu thuyền hoạt động ngoài biển và trong các vịnh: Các tàu thuyền đều sử dụng nguồn nhiên liệu là dầu do đó khi các bình chứ dầu của thuyền không đảm bảo chất lượng khiến dầu bị rò rỉ ra biển.
+ Rò rỉ từ các giếng khoan dầu trên vùng biển thềm lục địa: Công tác xây dựng không đảm bảo làm cho dầu từ các giếng này đi ra môi trường.
+ Các sự cố tràn dầu do tàu và sà lan trở dầu bị đắm hoặc va đâm: Đây là nguyên nhân rất nguy hiển không những tổn thất về mặt kinh tế, môi trường mà còn đe dọa tới tính mạng con người. Các nguồn gây ô nhiễm do dầu trên thế giới Nguồn gốc tràn dầu Tỷ lệ (%) Từ các hoạt động tàu thuyền 33 Do chất thải công nghiệp và dân dụng đổ ra biển 37 Dầu từ các tai nạn, sự cố giao thông đường thủy 12 Dầu từ khí quyển 9 Dầu rò rỉ từ lòng đất 7 Dầu từ các hoạt động dầu khí( thăm dò - khai thác) 2 (Nguồn: Woodward – Clyde, 1995)
(PetroTimes) - Thời gian qua, những thành tựu mà Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) đạt được, những đóng góp quan trọng và toàn diện đối với nền kinh tế đã được xã hội ghi nhận và đánh giá cao. Mặc dù vậy, ít người biết rằng, để đạt được những thành công đó, Petrovietnam đã và đang làm những gì, thực hiện những nhiệm vụ cụ thể nào?
Năng lượng Mới số 287
Bạn đọc có thể dễ dàng tìm thấy trên các báo những thông tin về thành tích của Petrovietnam qua các kỳ tổng kết hàng năm, qua những sự kiện nổi bật của ngành Dầu khí, cũng có thể qua những đợt trao giải thưởng, khen tặng, tôn vinh. Tuy nhiên, khó có thể tìm được một thống kê về khối lượng công trình, dự án mà Petrovietnam đang vận hành và triển khai.
Đó là một khối lượng bề bộn về độ phức tạp, đa dạng về chủng loại, khổng lồ về quy mô, chắc chắn ngoài sức tưởng tượng của nhiều người vì không có một ngành nào ở nước ta thực hiện bấy nhiêu công việc cùng một lúc.
Bạn đọc thử cùng quan sát từ một góc khác, những hình ảnh thực tế và “biết nói” từ một khâu trong chuỗi giá trị cốt lõi đó - khâu thượng nguồn.
Xử lý sự cố giàn khoan PVD-11 ở Sahara (Algeria)
Thông thường, một bản báo cáo chỉ riêng về công tác sản xuất kinh doanh của Petrovietnam chứa khoảng 32 ngàn từ, nghĩa là cỡ gần 60 trang đánh máy. Đó mới là liệt kê những đầu việc lớn, dự án trọng điểm và tóm tắt ngắn gọn tình hình. Cũng là đáp án ngắn nhất cho 7 chỉ tiêu kế hoạch mà Nhà nước giao Petrovietnam thực hiện là chỉ tiêu khai thác dầu thô, khai thác khí, sản xuất phân đạm urê, sản xuất xăng dầu, sản xuất điện, dịch vụ đầu khí và chỉ tiêu tài chính toàn Tập đoàn.
Công tác tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí là nhiệm vụ trọng tâm hàng đầu của Petrovietnam, hiện đang được triển khai tích cực ở cả trong nước và ngoài nước. Trước hết, phải nói rằng công việc tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí hiện nay là công việc mang tính quốc tế hóa rất cao, không một quốc gia nào có thể “làm tất - ăn cả” vì đầu tư rất lớn, độ rủi ro cũng cao theo tỷ lệ thuận.
3 mảng công việc chính của công tác tìm kiếm thăm dò là thu nổ địa chấn, minh giải tài liệu địa chấn; khoan thăm dò thẩm lượng và gia tăng trữ lượng dầu khí. Nhiệm vụ của giai đoạn này là phát hiện, đánh giá và xác định nguồn tài nguyên dầu khí để chuẩn bị khai thác những năm tiếp theo. Hiện nay, có thể nói ở những khu vực thuận lợi, gần bờ chúng ta gần như đã hoàn tất công tác này, việc tìm kiếm thăm dò ở những vùng nước sâu xa bờ phức tạp hơn và tốn kém hơn rất nhiều.
Xin lấy một ví dụ để dễ hình dung, theo chuyên ngành xây dựng, khi xây nhà từ 9-10 tầng trở xuống, kiến trúc sư, kỹ sư bình thường có thể tính toán thiết kế và xây dựng được dễ dàng, nhưng với các tòa cao ốc từ 13 tầng trở lên lại là một câu chuyện khác, thiết kế khác, công nghệ xây dựng cũng khác và chi phí tăng theo tỷ lệ hoàn toàn khác.
Mỗi năm, Petrovietnam và các đối tác nước ngoài tiến hành hàng trăm mũi khoan, tỷ lệ trúng đích nếu đạt 30% đã là thành công. Một mũi khoan thăm dò, thẩm lượng mà ngành Dầu khí đang thực hiện có giá từ vài chục triệu đến hàng trăm triệu USD tùy theo vị trí và điều kiện. Thách thức lớn của giai đoạn này đầy rủi ro này là đánh giá các cấu tạo địa chất địa tầng, phân tích lựa chọn cửa sổ thời tiết, áp lực tiến độ và việc vận chuyển, sử dụng hợp lý các giàn khoan.
Thực tế cả trong nước ta và trên thế giới, không ít công ty đã phải bỏ cuộc giữa chừng, thậm chí đang khai thác cũng đóng cửa mỏ vì không đánh giá đúng tiềm năng, trữ lượng, không đạt hiệu quả mong muốn. Rủi ro đầu tư là rất lớn, vì vậy việc tìm kiếm đối tác, đàm phán điều kiện đầu tư, thỏa thuận ăn chia sản phẩm là công tác quyết định quan trọng nhất quá trình tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí. Chỉ liệt kê sơ bộ các rủi ro và thách thức mà ngành Dầu khí đang phải đối diện bao gồm: rủi ro chính trị tại các khu vực bất ổn; rủi ro huy động vốn cho các dự án thăm dò tìm kiếm; rủi ro về giá vốn (chi phí khai thác, bảo hiểm, lãi suất…); rủi ro giá dầu, tỉ giá; rủi ro hoạt động (con người, quy trình, hệ thống). Thách thức trước việc buộc phải sử đầu tư ứng dụng công nghệ mới, gia tăng trữ lượng và sức ép chứng minh trữ lượng dầu khí; ngoài ra còn các trách nhiệm bảo vệ môi trường cũng đòi hỏi đầu tư rất lớn.
Tiếp đến là giai đoạn phát triển khai thác dầu khí. Thông thường, thời gian phát triển một mỏ mới phải mất 7-10 năm, khó khăn thách thức không thua kém giai đoạn tìm kiếm thăm dò. Việc tìm kiếm, đa dạng hóa các hình thức thu xếp vốn, tận dụng tối đa các nguồn vốn tín dụng của các tổ chức tài chính trong và ngoài nước, đảm bảo cân đối đủ vốn cho nhu cầu đầu tư, sản xuất kinh doanh là nhiệm vụ không dễ dàng trong bối cảnh cạnh tranh ngày càng gay gắt hiện nay trên thế giới.
Vốn đầu tư cho thăm dò khai thác dầu khí là rất lớn, một số liệu ví dụ, chỉ tính riêng nhu cầu đầu tư của Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP - đơn vị chủ lực của Petrovietnam) trong giai đoạn 2011-2015 đã vào khoảng 16,5 tỉ USD, đó là chưa kể đến các liên doanh. Tính tới thời điểm hiện tại, số lượng các dự án PVEP thực hiện và tham gia là 60 dự án dầu khí (trong đó có 43 dự án trong nước, 17 dự án ở nước ngoài) và 5 dự án điều tra cơ bản. Trong đó, riêng các dự án dầu khí do PVEP giữ vai trò nhà điều hành là 19 dự án, tham gia điều hành chung 15 dự án, tham gia góp vốn 26 dự án.
Một đơn vị khác là Xí nghiệp Khai thác Dầu khí (thuộc Vietsovpetro) hiện quản lý 10 giàn cố định, 2 giàn công nghệ trung tâm, 10 giàn nhẹ, 2 giàn bơm ép nước duy trì áp suất vỉa tại mỏ Bạch Hổ; 3 giàn cố định, 3 giàn nhẹ tại mỏ Rồng; 3 tàu chứa dầuvới tổng sức chứa hơn 0,45 triệu tấn; hệ thống đường ống ngầm dẫn dầu khí dưới biển dài trên 320km; căn cứ dịch vụ sản xuất trên bờ, các nhà xưởng, kho bãi bảo quản vật tư, thiết bị và phụ tùng cho công tác khai thác dầu khí ngoài biển. Hiện nay tổng quỹ giếng của xí nghiệp là 324, trong đó có 222 giếng dầu, 58 giếng bơm ép nước, 7 giếng quan trắc, 21 giếng đóng và 16 giếng hủy.
Một ví dụ để thấy những thách thức nhiều đến mức nào đối với một công trình dầu khí, đó là câu chuyện về thành công của Dự án Biển Đông-1, dự án quy mô lớn đầu tiên do phía Việt Nam tự thực hiện hoàn toàn với khối lượng chế tạo bằng 20% tổng khối lượng chế tạo của toàn ngành trong suốt 25 năm trước đã được nhiều chuyên gia kết luận: “Để kể hết về những khó khăn của Dự án Biển Đông-1 thì có lẽ phải in thành tuyển tập”.
Những thách thức mang tên “Dầu khí” nếu viết ra nữa quả thật hàng trăm trang không hết, từ vận chuyển kinh doanh khí đến chế biến dầu khí - lọc hóa dầu, xây dựng các công trình biển, xây dựng vận hành các nhà máy thủy điện, nhiệt điện, nhà máy đạm, nhà máy xơ sợi, sản xuất nhiên liệu sinh học, dịch vụ kỹ thuật, kinh doanh xăng dầu, thương mại v.v…
Xin đưa ra 1 con số ấn tượng, con số có thể tự “nói” lên nhiều điều, vào thời điểm này, Petrovietnam đang thực hiện tới 17 công trình dự án trọng điểm cả trong nước và ngoài nước.
Nhiều bạn trẻ trong ngành Dầu khí từng nói: “Nếu chỉ xem báo cáo, số liệu về thành tựu hay đọc thông tin về hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành trên báo chí, không thể hình dung hết được thực tế, chỉ khi đọc những bài phóng sự, chân dung, những cuốn sách như “Những người đi tìm lửa”… chúng tôi mới nhận thấy được thế hệ đi trước đã gian lao vất vả đến thế nào, mới hiểu được ngày nay ngành Dầu khí đang thực hiện những công việc cụ thể gì, điều đó chính là chất nuôi dưỡng niềm tự hào, tình yêu nghề nghiệp và là động lực giúp chúng tôi vững bước vượt qua nhiều khó khăn trở ngại”.
Nguyễn Tiến Dũng
(http://petrotimes.vn/news/vn/kh-kt-dau-khi/nhung-thach-thuc-mang-ten-dau-khi.html)
, ừa qua, Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) tổ chức một cuộc hội thảo lấy ý kiến đóng góp của các cơ quan chức năng và những đơn vị khai thác dầu khí tại Việt Nam về vấn đề an toàn trong khai thác dầu.
Đây là một trong những vấn đề đang nóng hổi sau sự kiện rò rỉ giếng dầu dẫn đến nổ giàn khoan tại vịnh Mexico hồi đầu năm gây thảm họa môi trường lớn.
Những mối nguy hiểm thường trực
An toàn khai thác dầu trên biển đang là mối quan tâm của PVN (Ảnh: dddn.com.vn)
Việt Nam có trữ lượng dầu khí vào loại trung bình, nhưng Việt Nam đã có tên trên bản đồ các nước sản xuất, xuất khẩu dầu khí toàn thế giới và đứng thứ 3 trong khu vực ASEAN. Trong những năm tới, Việt Nam sẽ tiếp tục thăm dò, tìm kiếm trữ lượng và đưa vào khai thác nguồn tài nguyên quý giá này. Tuy nhiên, ngành dầu khí Việt Nam đang gặp phải những khó khăn trong công tác an toàn của hoạt động khai thác dầu khí trên biển.
Hiện Việt Nam đang khai thác 15 mỏ gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Lan Tây, Đồi Mồi, Phương Đông, Hồng Ngọc... Theo kế hoạch sản lượng khai thác dầu và condensate (một sản phẩm dầu khí - PV) năm 2010 cả nước đạt khoảng 14,52 triệu tấn và khí ước đạt 8 tỷ m3.
Ngoài ra PVN còn mở rộng hợp tác và khai thác dầu khí tại 13 nước như: Ai Cập, Campuchia, Cuba...
Nhiều năm qua, PVN đã tiến hành thăm dò, khảo sát và khai thác dầu khí nhưng đến nay vẫn chưa xác định con số chính xác về tổng trữ lượng dầu khí. Tuy nhiên, với trữ lượng mà PVN đã phát hiện thì Việt Nam có thể khai thác khoảng 30 năm nữa.
Mặt khác, dầu khí là tài nguyên không tái tạo, do vậy không chỉ Việt Nam mà cả thế giới cũng đang phải đối mặt với thực tế ngày càng cạn kiệt nguồn tài nguyên quý giá này. Và với vấn đề tác động đến môi trường, đã đặt ra cho việc khai thác dầu khí trên biển không chỉ là hoạt động có hiệu quả, mà còn là vấn đề an toàn đóng vai trò rất quan trọng để ngành dầu khí Việt Nam phát triển bền vững.
Ngành dầu khí Việt Nam đã và đang ứng dụng nhiều khoa học kỹ thuật tiên tiến của các nước phát triển trong công tác thăm dò và khai thác với những chính sách, quy chuẩn thực hiện chặt chẽ.
Bên cạnh đó, hệ thống luật và quy chế đã được Chính phủ Việt Nam xây dựng và hoàn thiện như: Luật Dầu khí, các nghị định và các quy chế về khai thác tài nguyên dầu khí, quản lý an toàn trong các hoạt động dầu khí đã được ban hành. Ngoài ra còn các công ước quốc tế mà Việt Nam đã tham gia: SOLAS, IMS CODE... để kiểm soát rủi ro và đảm bảo an toàn.
Tuy nhiên, các rủi ro trong hoạt động dầu khí biển như: cháy, nổ, mất kiểm soát giếng dầu, phun trào, tràn dầu, thảm họa từ tự nhiên... luôn là những mối nguy hiểm thường trực trong hoạt động khai thác dầu khí. Thực tế, ngành dầu khí của các nước trên thế giới và Việt Nam đã phải đối mặt với những sự cố dầu, khí phun như: Sự cố khí phun - ACTINA tại Việt Nam năm 1993.
Tăng cường khả năng ứng phó:
Ông Nguyễn Xuân Hòa, Ban khai thác dầu khí - PVN cho biết, những khó khăn và thách thức mà ngành dầu khí Việt Nam đang vướng mắc: Tại một số mỏ, các công trình biển đã có thời gian dài sử dụng, cần được thường xuyên bảo trì và nâng cấp.
Với số lượng công trình khai thác trên biển ngày càng gia tăng, do vậy công tác kiểm soát, đảm bảo an toàn càng khó khăn hơn. Điều đáng lưu ý là do nhu cầu sản lượng, nhất là sản lượng khí đã tạo sức ép lên các nhà thầu thi công nên làm ảnh hưởng trực tiếp đến các chương trình, kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa và thay thế thiết bị.
Bên cạnh đó, ông Đào Duy Khu, Ban An toàn sức khỏe môi trường - PVN đánh giá và kiến nghị về công tác an toàn trong hoạt động dầu khí biển: Hệ thống văn bản, quy định chưa được cập nhật kịp thời. Công tác thanh tra, kiểm tra của cơ quan Nhà nước, của PVN đối với hoạt động dầu khí biển hạn chế về cả tần suất và nội dung. Ngoài ra, khả năng ứng phó trường hợp như dầu tràn, khí phun còn hạn chế trong các tình huống lớn do thiếu phương tiện thiết bị, năng lực ứng phó.
Do vậy đề nghị cơ quan Nhà nước, PVN hoàn thiện hệ thống văn bản pháp quy, tăng cường công tác kiểm tra, kí kết các thỏa thuận hợp tác quốc tế để huy động nguồn lực xử lý tình huống sự cố một cách nhanh nhất và đầu tư phương tiện, cơ sở vật chất ứng phó với các sự cố.
Từ sự kiện dầu phun tại vịnh Mexico vừa qua, những bài học kinh nghiệm quý giá trong công tác an toàn dầu khí biển đã rút ra được cho ngành dầu khí Việt Nam.
Thể thao & Văn hóa
(http://ogpe.com.vn/index.php?component=action_detail&info=93&language=vn)
KHAI THÁC DẦU Ở NƯỚC NGOÀI: “CÓ RỦI RO, NHƯNG....”
Việc ngành dầu khí liên tiếp có các hợp đồng khai thác dầu khí tại nước ngoài đang đặt ra nhiều câu hỏi về trữ lượng dầu khí trong nước.
Theo lý giải của ông Trần Đức Chính, Chủ tịch Hội đồng Thành viên Tổng công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí (PVEP) - đơn vị chủ lực trong khai thác dầu khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petro Vietnam), thì đó là một hoạt động bình thường trong bối cảnh hội nhập kinh tế quốc tế.
Tuy nhiên, ông Chính cũng thừa nhận, dầu khí là tài nguyên không tái tạo, nên không chỉ Việt Nam mà cả thế giới cũng đang phải đối mặt với thực tế ngày càng cạn kiệt nguồn tài nguyên quý giá này. Việc PVEP tăng cường đầu tư, hợp tác với nước ngoài cũng bắt nguồn từ thực tế đó. Đơn vị này đã đặt mục tiêu khai thác dầu cao gấp nhiều lần trong những năm tới, từ 130 triệu tấn đến năm 2015 lên 400 triệu tấn/10 năm tiếp theo.
Trao đổi với VnEconomy, ông Chính nói:
- Chúng tôi thừa nhận thực tế trữ lượng dầu trong và ngoài nước đang ngày càng khó khăn. Con số dự kiến khai thác nói trên là do chúng tôi tính sản lượng cộng dồn của nhiều năm, đặc biệt trong giai đoạn chúng tôi đẩy mạnh khai khác ở nước ngoài.
Sản lượng khai thác hiện nay thấp hơn là do hiện vẫn khai thác trong nước là chủ yếu. Còn từ sau 2016 trở đi, tỷ trọng dầu từ nước ngoài sẽ tăng lên nhờ một số mỏ đưa vào khai thác.
Hiện trữ lượng dầu khí của Việt Nam thuộc vào loại trung bình của thế giới nhưng chúng ta đã có tên trong bản đồ các nước sản xuất và xuất khẩu dầu khí thế giới. Còn trong khu vực ASEAN, chúng ta xếp hàng thứ 3.
Vừa qua, PVEP đã đạt được thỏa thuận khai thác mỏ Junin ở Venezuela. Được biết, tổng vốn đầu tư cho dự án này rất lớn nên PVEP sẽ phải đi vay. Như vậy, liệu dự án này có hiệu quả không và khi triển khai thì dầu thô sẽ được sử dụng như thế nào, có đưa về Việt Nam không?
Tôi xin được chia vui với những người quan tâm đến dầu khí. Ngày 29/6 vừa qua, sau một thời gian dài đàm phán khó khăn, với sự hỗ trợ của cả hệ thống chính trị trong nước và lãnh đạo tập đoàn, chúng tôi đã ký được hợp đồng khai thác và nâng cấp dầu siêu nặng tại lô Junin 2 nói trên.
Hiện chúng tôi đang phấn đấu quý 4/2012 sẽ có dòng dầu đầu tiên, khai thác sớm vào 2014, đạt sản lượng đỉnh vào 2016. Trong đó, sản lượng khai thác sớm là 50.000 thùng/ngày và sản lượng đỉnh là 200.000 thùng/ngày.
Về vốn đầu tư của dự án, dự kiến là 12 tỷ USD, trong đó chúng tôi góp 40%, tương đương 4,8 tỷ USD. Vì vốn lớn như vậy nên tất nhiên là chúng tôi phải huy động từ vốn chủ sở hữu kết hợp với vốn vay.
Song tôi cũng xin lưu ý, nếu vay bên ngoài mà sử dụng tốt thì còn hiệu quả hơn vốn chủ sở hữu.
Bên cạnh đó, dù là khoản góp vốn tương đối lớn, song tiến độ triển khai để có dòng dầu đầu tiên và đạt đỉnh lại được phân bổ ra trong nhiều năm, tức là sẽ dùng dự án để nuôi dự án. Do đó, vốn đầu tư vào dự án này ban đầu của PVEP chỉ vào khoảng 1,2 tỷ USD.
Trong liên doanh này, với dự kiến khai thác 200.000 thùng thì sản lượng khoảng 10 triệu tấn dầu/năm. Phần của PVEP sẽ có khoảng 4 triệu tấn/năm, và sẽ được đưa về nước để góp phần đảm bảo an ninh năng lượng trong nước.
Gần đây, Petro Vietnam nói chung và PVEP nói riêng đang đẩy mạnh khai thác, đầu tư ra nước ngoài. Mục đích của việc này là gì hay chỉ đơn thuần là do trữ lượng trong nước đang ngày càng “có vấn đề”, thưa ông?
Tôi có thể viện dẫn tính toán của các nhà khoa học để mọi người hiểu. Nếu nền kinh tế phát triển 1 lần thì nhu cầu năng lượng phải từ 1,5 - 1,7 lần mới đáp ứng đủ.
Nhưng quan trọng không kém, do dầu khí là nguồn tài nguyên không tái tạo, nên để đảm bảo an ninh năng lượng, bắt buộc chúng tôi phải đi bằng hai chân, nghĩa là song song với khai thác trong nước cần phải mở rộng đầu tư, khai thác ở nước ngoài để bổ sung vào trữ lượng dầu khí mà trong tương lai gần nó sẽ giảm xuống, hoặc do nhu cầu phát triển của nền kinh tế mà sản lượng trong nước không thể đáp ứng được.
Tất nhiên, với tư cách là doanh nghiệp, chúng tôi cũng phải phấn đấu trở thành 1 trong 3 công ty mạnh nhất trong khu vực về thăm do và khai thác dầu khí.
Hiện tại, con số 20 dự án đang có ở 15 nước khác nhau, trong đó có dự án khổng lồ như Junin, đã khẳng định chúng tôi là doanh nghiệp dầu khí của Việt Nam đi tiên phong trong việc đầu tư ra nước ngoài, hội nhập kinh tế quốc tế, xây dựng tiềm lực dầu khí.
Nhưng tôi cũng lưu ý, đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí nói chung là đầu tư rủi ro. Đặc biệt, trong trường hợp đầu tư ra nước ngoài thì khả năng rủi ro còn cao hơn vì cần chi phí lớn hơn, công nghệ cao hơn.
Tuy nhiên, nếu thành công thì sẽ gặt hái được lợi nhuận lớn. Do đó, chiến lược đầu tư của chúng tôi là chiến lược của những nhà đầu tư mạo hiểm, “trứng phải được để vào nhiều rổ”, chúng tôi đa dạng hóa cơ cấu đầu tư bằng các dự án thăm dò, khai thác, mua mỏ... chứ không tập trung vào một lĩnh vực nào cả.
Cuối năm ngoái, PVEP đã ký hợp đồng khai thác dầu khí tại Campuchia. Đây là khu vực đất liền, địa chất sẽ khó hơn nhiều so với khai thác dầu trên biển và lại là khu vực chưa có ai khai thác. Liệu PVEP có mạo hiểm quá không?
Đúng vậy, hợp đồng dầu khí tại khu vực Biển Hồ ở Campuchia là khu vực chưa có ai khai thác cả. Do đó, việc triển khai dự án án phải được bắt đầu từ những công việc đầu tiên. Hiện chúng tôi đã lên kế hoạch công tác 7 năm tại đây, trong đó năm đầu tiên phải khảo sát từ trọng lực lô 15, sau đó tiến hành địa chấn 2D, 3D, nghiên cứu địa chất, khoan thăm dò...
Nhưng tôi cũng khẳng định, trong số 58 dự án của PVEP đang triển khai ở trong và ngoài nước, có nhiều dự án trên đất liền. Ngay cả 20 dự án nước ngoài cũng có những dự án trên đất liền. Do đó, đối với PVEP việc triển khai trên đất liên hay trên biển đều không có sự khác biệt. Chúng tôi có đủ năng lực để triển khai trên mọi vùng.
Tất nhiên, việc khai thác mỗi một nơi khác nhau thì đều có điều kiện địa chất khác nhau. Chẳng hạn như mỏ ở sa mạc Sahara ở Angeria, hay vùng biển sâu ở Cu Ba... thì rất khác nhau nhưng chúng tôi đang triển khai rất tốt.
Vừa qua, Petro Vietnam có đặt mục tiêu tăng gần gấp đôi doanh thu trong năm nay. Liệu điều này có tạo áp lực trong khai thác đối với một doanh nghiệp được xem là chủ lực như PVEP?
Petro Vietnam là “công ty mẹ” của chúng tôi. Không chỉ Petro Vietnam mà cả PVEP chúng tôi đều có 2 trách nhiệm về chính trị - xã hội, đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước.
Tuy nhiên, vì là doanh nghiệp nên chúng tôi vẫn phải có mục tiêu là có lợi nhuận. Đó chính là sức ép, là thách thức của tất cả các doanh nghiệp chứ không riêng gì PVEP.
(http://www.ovsclub.com.vn/show_article.php?aid=26318&lg=vn)
KHAI THÁC DẦU Ở VÙNG BIỂN SÂU: THẢM HỌA RÌNH RẬP
(28/12/2013)
Đã hơn ba năm trôi qua kể từ khi dàn khoan Deepwater Horizon phát nổ ở Vịnh Mexico, nỗi lo về những thảm họa tương tự vẫn còn đó.
Liệu có tái diễn thảm họa tràn dầu? Một cuộc điều tra trong ngành dầu khí về vấn đề này cho câu trả lời: “Chắc chắn là có”.
Chính phủ Mỹ đã “bật đèn xanh” cho việc nối lại các hoạt động khai thác dầu mỏ đầy rủi ro ở khu vực nước sâu bằng cách nói rằng họ tin việc khoan dầu sẽ được thực hiện một cách an toàn. Ngành dầu khí cũng đưa ra những đảm bảo tương tự.
Tuy nhiên, theo Giáo sư Charles Perrow thuộc Đại học Yale chuyên nghiên cứu tai nạn do rủi ro công nghệ, vẫn còn nhiều nghi vấn xoay quanh việc người ta đã học hỏi được những gì từ bài học Deepwater Horizon.
Giáo sư Charles Perrow nhận định ngành dầu khí chưa được chuẩn bị tốt để đối phó với sự cố và “không có gì chắc chắn rằng những nỗ lực của họ đủ để đối phó với một thảm họa tràn dầu lớn khác”. Ông khẳng định “Trong tương lai… thảm họa dầu tràn là không thể tránh khỏi”.
Thảm họa tràn dầu tồi tệ nhất trong lịch sử nước Mỹ đã xảy ra hôm 20/4/2010, làm 11 công nhân làm việc tại giàn khoan Deepwater Horizon thiệt mạng, khiến hơn 200 triệu gallon (757 triệu lít) dầu thô tràn ra Vịnh Mexico. Kể từ sau sự cố này, hàng loạt quy định mới về khoan dầu đã được áp dụng và các nhà chức trách từng bước đẩy mạnh giám sát hoạt động khai thác dầu khí ở vùng nước sâu. Tuy nhiên, rủi ro vẫn cao và gây nên nỗi lo sợ rằng hàng nghìn giếng dầu ở Vịnh Mexico có thể bất chợt rò rỉ hoặc phát nổ.
Hiện có hơn 3.200 giếng dầu “bị bỏ rơi” trên Vịnh Mexico và chủ sở hữu chẳng màng đến bất cứ biện pháp bảo đảm an toàn nào. Trên giấy tờ, các giếng đó vẫn còn hoạt động nhưng chúng không hề được khai thác trong ít nhất 5 năm và chưa có kế hoạch hồi phục sản xuất. Chính phủ Mỹ cũng chưa yêu cầu các công ty giành được quyền khai thác những giếng này phải đổ ximăng bịt chúng lại vì chưa hết hạn hợp đồng. Hầu hết trong số những giếng dầu này đều trên 10 tuổi, đặc biệt một số được khoan cách đây 60 năm.
Các chuyên gia cảnh báo những lớp ximăng và kim loại bên trong giếng bị bỏ hoang cũng như bộ phận đậy miệng giếng có thể bị ăn mòn theo thời gian, khiến dầu rò rỉ ra ngoài. Đó là chưa kể các sự cố không lường trước như động đất... đều có thể gây ra những vụ tràn dầu không kém gì thảm họa Deepwater Horizon. Theo giới kỹ sư dầu khí, những giếng dầu không được tiếp tục khai thác nhưng vẫn chưa hết hạn thuê trên hợp đồng là mối đe dọa chủ yếu đối với môi trường sinh thái.
Những nhà khai thác dầu khí thường không muốn bịt giếng dầu vẫn còn thời hạn sử dụng vì khi cần sẽ có thể khởi động lại việc khai thác vào bất cứ lúc nào. Khi giếng dầu tại giàn khoan Deepwater Horizon của BP bị nổ hồi năm ngoái, giếng này đã bị bỏ hoang tạm thời và BP chỉ trám tạm lớp xi măng bên trên. Các nhà điều tra xác định đây là một trong những nguyên nhân gây ra thảm họa 20/4/2010.
Kể từ vụ nổ giàn khoan Deepwater Horizon, BP đã và đang phải đối mặt với hàng trăm vụ kiện cùng các khoản tiền phạt và bồi thường khổng lồ. Ngoài ra, một số vụ điều tra đang tiến hành cũng có thể làm ảnh hưởng đến danh tiếng của hãng.
Tập đoàn BP đã khởi kiện công ty Transocean (đơn vị chủ quản giàn khoan Deepwater Horizon) gây thiệt hại ít nhất 40 tỷ USD vì đã cung cấp các hệ thống và thiết bị thiếu an toàn cũng như quy trình điều khiển giếng dầu trên giàn khoan Deepwater Horizon không đạt chuẩn. Ngoài ra, BP cũng kiện Halliburton Co. (công ty chịu trách nhiệm bịt giếng dầu bị rò rỉ bằng ximăng) và công ty Camron International vì cung cấp các thiết bị chống cháy nổ bị lỗi thiết kế. Dự kiến phiên tòa xét xử liên bang về vụ việc này sẽ diễn ra trong năm tới. Trong khi đó, Transocean khởi kiện lại đòi BP bồi thường 12,9 triệu USD vì đã gây thiệt hại cho các hoạt động kinh doanh của họ.
Những vụ kiện tụng chưa có dấu hiệu chấm dứt và giá dầu cũng chưa có dấu hiệu ngừng tăng. Kể từ thảm họa 20/4/2010, giá dầu thô kỳ hạn trên thị trường thế giới thường xuyên trên ngưỡng 100 USD/thùng. Sau đó, những bất ổn địa-chính trị tại Trung Đông và Bắc Phi tiếp tục đẩy giá dầu lên trên 110 USD/thùng.
Theo các nhà phân tích thuộc Barclays Capital, mặc dù Saudi Arabia khẳng định thế giới hiện vẫn rất dồi dào nguồn cung dầu mỏ, song tình trạng bạo lực leo thang ở Libya có nguy cơ làm gián đoạn nghiêm trọng nguồn xuất khẩu và có thể đẩy giá nhiên liệu này lên trên 200 USD/thùng.
(http://sieuthidungmoi.com.vn/Tin-tuc/Khai-thac-dau-o-vung-bien-sau-Tham-hoa-rinh-rap.aspx)
Nguy cơ Dầu khí khoan
Ngoài khơi thăm dò và phát triển dầu khí gây ra một số rủi ro và tác động tiềm năng sinh vật biển , bao gồm: oilspill_EVOS_Trustees_Council.jpg
Nguy hại cho cá , cua và động vật có vú biển do khảo sát địa chấn .
Ô nhiễm của cá và ô nhiễm nước biển do hoạt động khoan .
Tràn dầu từ các nền tảng , đường ống dưới nước và / hoặc tàu chở dầu .
Can thiệp với các hoạt động đánh bắt cá thương mại và sinh hoạt phí.
Khảo sát địa chấn
Khảo sát địa chấn biển được sử dụng để giúp xác định vị trí của mỏ dầu và khí đốt dưới đáy biển. Tiến hành khảo sát địa chấn , tàu lớn kéo súng không khí mạnh mẽ mà tạo ra sóng âm thanh bằng cách bắn ra vụ nổ không khí. Đáy biển phản ánh các sóng âm thanh , tạo ra một hình ảnh của thành tạo địa chất dưới nước.
Một cuộc khảo sát địa chấn điển hình kéo dài 2-3 tuần và bao gồm một phạm vi khoảng 300-600 dặm. Cường độ của sóng âm thanh có thể đạt đến 250 decibel (dB) gần nguồn và có thể cao như 117 dB hơn 20 dặm. Cường độ âm thanh được sản xuất bởi một cái búa khoan có thể làm hỏng tai người trong ít nhất là 15 giây là khoảng 120 dB .
Động vật có vú biển, bao gồm cá heo , cá voi và hải cẩu, dựa vào ý thức của họ về nghe để xác định vị trí con mồi , tránh kẻ thù , lựa chọn tuyến đường di cư và giao tiếp qua những khoảng cách dài . Tiếng ồn từ khảo sát địa chấn có thể ảnh hưởng đến khả năng của các loài động vật để phát hiện âm thanh dưới nước tự nhiên , do đó phá vỡ sự hiểu biết quan trọng của động vật của môi trường xung quanh .
Nhiều nghiên cứu khoa học đã lặp lại những gì Eskimo thợ săn tự cung tự cấp đã được biết đến trong nhiều năm qua : đó là cá voi tránh các khu vực mở rộng nơi khảo sát địa chấn đang được tiến hành .
Đối với một cái nhìn sâu sắc vào các tác động tiềm năng của khảo sát địa chấn trên sinh vật biển cũng như trích dẫn các thông tin cung cấp ở trên , xin vui lòng xem khảo sát địa chấn Tờ AMCC của (pdf) .
Khoan thải bị ô nhiễm
Các hoạt động dầu khí ngoài khơi sản xuất một số dòng chất thải có thể gây ô nhiễm và làm thay đổi các cộng đồng sống dưới đáy biển . Chúng bao gồm các nước sản xuất , nước dằn tàu , thoát sàn , bùn khoan, cắt khoan , cát sản xuất , dư lượng xi măng , tung ra dịch ngăn ngừa , chất thải vệ sinh và trong nước, chất thải khí và chế biến dầu mỏ, dầu và độ dốc .
Trong số này, bùn khoan, cắt, và nước sản xuất đặt ra mối đe dọa lớn nhất đối với môi trường nước . Với thách thức kỹ thuật đối phó với những chất thải , hoạt động ngoài khơi thường thải trực tiếp chúng vào biển hoặc vận chuyển vào bờ để điều trị và xử lý.
Phóng về thể chất và sinh thái có thể thay đổi dưới đáy biển và sinh vật đáy liên quan (dưới) cộng đồng bằng cách thay đổi các loại trầm tích được tìm thấy gần nền tảng và cũng xả các trang web . Thông thường, đá hoặc cao hơn bề mặt cứu trợ thay đổi để cát đáy mềm . Đám của cành giâm có thể dập trứng cá / cua và ấu trùng trong cột nước và không xương sống định canh định cư trên đáy biển như trai và sò điệp .
Các thành phần độc hại của nước và bùn khoan sản xuất và cắt có thể bao gồm các kim loại nặng ( như thủy ngân, cadmium , kẽm, crôm, và đồng ) chất diệt sinh vật , các chất ức chế ăn mòn, cặn dầu khí , và thậm chí cả chất phóng xạ. Kiến thức khoa học về tác dụng nhưng có khả năng mạnh mẽ tinh tế của phóng mãn tính của bùn khoan và cắt hạn chế. Tuy nhiên , các nghiên cứu trong Vịnh Mexico đã chỉ ra rằng chất thải khoan đã gây ra trên diện rộng, lâu dài , hiệu ứng gây chết các sinh vật phù du có nguồn thực phẩm quan trọng cho cá hồi , các loại cá , cá voi và hải cẩu.
Trên cuộc đời của một sản xuất khí đốt hoặc dầu cho tốt, mãn tính - mức thấp của ô nhiễm từ chất thải có thể tích lũy trong trầm tích đáy và gây ra những thay đổi ở cấp cộng đồng mà sinh vật gây ô nhiễm chịu được tăng cường và những ô nhiễm nhạy cảm giảm. Chất gây ô nhiễm có thể ảnh hưởng đến quần thể cá sinh sản bằng cách làm suy yếu , phát triển và tăng trưởng, và bằng cách thay đổi hành vi trong đó có hậu quả cho sự sống còn của cá nhân và tuyển dụng.
Để tìm hiểu thêm , xin vui lòng xem ô nhiễm thải Tờ của chúng tôi (pdf) .
Tràn lan dầu
Nghiên cứu liên bang đề nghị sản xuất dầu khí ngoài khơi ở miền Bắc Aleutian lưu vực Kế hoạch Diện tích ( Bristol Bay và biển Bering đông nam ) sẽ cho kết quả trong một hoặc nhiều sự cố tràn dầu lớn của hơn 1.000 thùng và một số sự cố tràn nhỏ hơn. Dòng bề mặt và trong khu vực có thể đẩy dầu tràn lên trên bờ biển của bán đảo Alaska và phía thượng nguồn của Vịnh Bristol . Quỹ đạo tràn dầu chỉ ra rằng dầu có thể gây ô nhiễm cửa sông và các nhánh nơi thủy sản cá hồi đẻ trứng cá hồi và nơi thương mại và sinh hoạt xảy ra.
Outer Continental Shelf ( OCS) đường ống có một hồ sơ tràn đáng kể mà không được cải thiện , điều này làm tăng mối lo ngại nghiêm trọng về sự phát triển Bristol Bay OCS . Thu hồi dầu tràn ở Vịnh Bristol là không khả thi bởi vì công nghệ làm sạch là không đủ trong điều kiện thô biển, băng , và thủy triều và dòng chảy mạnh .
Trong Tổng công ty Shell cuộc họp công khai ở Anchorage và khu vực Vịnh Bristol , ngành công nghiệp đã bày tỏ quan tâm trong việc di chuyển gần bờ biển nhạy cảm của bán đảo Alaska. Một động thái như vậy sẽ làm tăng khả năng của một sự cố tràn dầu đạt vịnh ven biển , đầm phá, và thảm cỏ biển được sử dụng làm căn cứ vườn ươm cho các loài cá và cua, và như môi trường sống cho các loài chim biển và chim nước.
Tác động từ dầu khí Cơ sở hạ tầng
Ngoài khơi phát triển dầu khí bởi bản chất của nó để lại một dấu chân khá lớn dưới biển và trên đất liền. Cơ sở hạ tầng cần thiết cho việc vận chuyển dầu khí từ đại dương và chuẩn bị nó cho người tiêu dùng , sẽ gây ra những rủi ro nghiêm trọng cho cá sống , loài thú biển và chim biển môi trường sống trong khu vực Vịnh Bristol . Nó cũng sẽ ảnh hưởng đến khu vực khai thác tự cung tự cấp và ngư trường thương mại.
Một mạng lưới các cơ sở , căn cứ hỗ trợ, và cơ sở hạ tầng giao thông vận tải dầu khí sẽ tác động đến hàng trăm dặm của môi trường sống từ đáy biển và cột nước trong biển Bering đến các khu vực ven biển dọc theo phía bắc và phía nam của bán đảo Alaska. Dầu vỏ và MMS đã cung cấp một tầm nhìn về mặt địa lý cụ thể cho sự phát triển ở Bristol Bay mà các cuộc gọi cho đường ống dưới biển chạy qua Nelson Lagoon và Herendeen Bay, trực tiếp giáp với khu vực Cảng Moller nhà nước quan trọng môi trường sống . Đường ống trên đất liền sẽ chạy trên bán đảo Alaska National Wildlife Refuge , và chấm dứt tại một Khí đốt tự nhiên hóa lỏng (LNG) nhà máy và thiết bị đầu cuối sẽ được nằm ở phía Nam ( Vịnh Alaska ) bên của bán đảo gần Pavlof Bay.
Xây dựng và sự hiện diện của đường ống và các phương tiện sẽ dẫn đến việc mất môi trường sống cho loài sinh vật biển , ven biển và mặt đất. Sự xuống cấp của môi trường sống cũng có thể xảy ra từ tiếng ồn xây dựng , thiết bị nặng, xói mòn, bồi lắng và tăng nạo vét môi trường sống dưới đáy biển .
Khu vực Vịnh Bristol / Đông Nam biển Bering là một trong những địa chấn và núi lửa hoạt động mạnh nhất trên thế giới. Khả năng tràn dầu được tăng lên rất nhiều ở đây và không có khả năng dọn dẹp đã được chứng minh trong eelgrass hoặc băng biển . Chi phí sinh thái và kinh tế của một tràn ở đây , thậm chí một nhỏ một, sẽ là rất lớn.
(
Risks of Oil & Gas Drilling
Offshore oil and gas exploration and development pose a number of risks and potential impacts to marine life, including:
Harm to fish, crab and marine mammals caused by seismic surveys.
Contamination of fish and pollution of marine waters caused by drilling operations.
Oil spills from platforms, underwater pipelines and/or tankers.
Interference with commercial and subsistence fishing activities.
Seismic Surveys
Marine seismic surveys are used to help determine the location of oil and gas deposits beneath the seafloor. To conduct seismic surveys, large ships tow powerful air guns that generate sound waves by firing off explosive blasts of air. The seafloor reflects the sound waves, creating a picture of underwater geological formations.
A typical seismic survey lasts 2-3 weeks and covers a range of about 300-600 miles. The intensity of sound waves can reach up to 250 decibels (dB) near the source and can be as high as 117 dB over 20 miles away. The sound intensity produced by a jackhammer which can damage human ears in as little as 15 seconds is around 120 dB.
Marine mammals, including dolphins, whales and seals, rely on their sense of hearing to locate prey, avoid predators, choose migration routes and communicate across long distances. The noise from seismic surveys can affect the ability of these animals to detect natural underwater sounds, thereby disrupting the animals' critical understanding of their surroundings.
Numerous scientific studies have echoed what Eskimo subsistence hunters have known for years: that whales avoid expansive areas where seismic surveys are being conducted.
For an in-depth look at the potential impacts of seismic surveys on marine life as well as citations for the information provided above, please see AMCC's Seismic Survey Fact Sheet (pdf).
Contaminated Drilling Discharges
Offshore oil and gas operations produce a number of waste streams that can contaminate and alter living seafloor communities. These include produced water, ballast water, deck drainage, drilling muds, drill cuttings, produced sand, cement residue, blow-out preventer fluid, sanitary and domestic wastes, gas and oil processing wastes, and slop oil.
Of these, drilling muds, cuttings, and produced water pose the greatest threat to aquatic environments. Given the technical challenge of dealing with these wastes, offshore operations generally directly discharge them into the ocean or transport them to shore for treatment and disposal.
Discharges can physically and ecologically alter the seafloor and associated benthic (bottom) communities by changing the type of sediments found near platform and well discharge sites. Typically, rocky or higher relief substrate changes to soft-bottom sand. Plumes of cuttings can smother fish/crab eggs and larvae in the water column and sedentary invertebrates on the seafloor such as clams and scallops.
The toxic components of produced water and drilling muds and cuttings can include heavy metals (like mercury, cadmium, zinc, chromium, and copper) biocides, corrosion inhibitors, petroleum residues, and even radioactive material. Scientific knowledge on the subtle yet potentially dramatic effects of chronic discharges of drilling muds and cuttings is limited. However, studies in the Gulf of Mexico have shown that drilling discharges have caused widespread, long-term, sublethal effects on planktonic organisms that are key food sources for salmon, other types of fish, whales and seals.
Over the life of a given gas or oil production well, chronic low-levels of contamination from discharges can accumulate in bottom sediments and cause community-level changes by which pollution-tolerant organisms are enhanced and pollution-sensitive ones decline. Pollutants can affect fish populations by impairing reproduction, development and growth, and by altering behavior which has consequences for individual survival and recruitment.
To learn more, please see our Contaminated Discharges Fact Sheet (pdf).
Oil Spills
Federal studies suggest offshore oil and gas production in the North Aleutian Basin Planning Area (Bristol Bay and southeastern Bering Sea) would result in one or more major oil spills of more than 1,000 barrels and a number of smaller spills. Surface currents in the region could push spilled oil up onto the coast of the Alaska Peninsula and towards the headwaters of Bristol Bay. Oil spill trajectories indicate that oil could contaminate the mouths of rivers and tributaries where salmon spawn and where commercial and subsistence salmon fisheries occur.
The Outer Continental Shelf (OCS) pipelines has a significant spill record that is not improving, which raises serious concerns about Bristol Bay OCS development. Recovery of spilled oil in Bristol Bay is unfeasible because clean-up technology is inadequate in rough sea conditions, ice, and strong tides and currents.
During Shell Corporation public meetings in Anchorage and the Bristol Bay region, the industry has shown interest in moving closer to the sensitive coastline of the Alaska Peninsula. Such a move would increase the likelihood of an oil spill reaching the coastal bays, lagoons, and sea grass beds used as nursery grounds for fish and crabs, and as habitat for seabirds and waterfowl.
Impacts from Oil and Gas Infrastructure
Offshore oil and gas development by its very nature leaves a sizable footprint beneath the sea and on land. The necessary infrastructure for transporting oil and gas from the ocean and preparing it for consumers, would pose serious risks to vital fish, marine mammal and seabird habitat in the Bristol Bay region. It would also interfere with subsistence harvesting areas and commercial fishing grounds.
A network of facilities, support bases, and oil and gas transportation infrastructure would impact hundreds of miles of habitat from the seafloor and water column in the Bering Sea to coastal areas along the north and south side of the Alaska Peninsula. Shell Oil and MMS have provided a geographically specific vision for development in Bristol Bay that calls for subsea pipelines to run through Nelson Lagoon and Herendeen Bay, directly adjacent to the Port Moller State Critical Habitat area. Onshore pipelines would run across the Alaska Peninsula National Wildlife Refuge, and terminate at a Liquefied Natural Gas (LNG) plant and terminal that would be located in the southern (Gulf of Alaska) side of the peninsula near Pavlof Bay.
Construction and the presence of pipelines and facilities would lead to the loss of habitat for marine, coastal and terrestrial species. Degradation of habitat can also occur from construction noise, heavy equipment, erosion, increased sedimentation and dredging of seafloor habitat.
The Bristol Bay/ Southeastern Bering Sea area is one of the most seismically and volcanically active in the world. Oil spill likelihood is greatly increased here and there are no proven cleanup capabilities in eelgrass or sea ice. The ecological and economic costs of a spill here, even a small one, would be tremendous.
(http://www.akmarine.org/our-work/protect-bristol-bay/risks-of-oil-gas-drilling)
Khoan dầu và khí tự nhiên là yêu cầu về mặt kỹ thuật . Áp lực lên đến số 100 thanh có thể gặp phải trong sự hình thành đá mà chúng tôi hoạt động . Những áp lực này cần được quản lý một cách an toàn để đảm bảo rằng hydrocarbon không thể thoát ra khỏi lỗ khoan . Chúng tôi sử dụng hệ thống an toàn khác nhau được thiết kế để đối phó với hai kịch bản chính :
rò rỉ dầu hoặc khí ( thổi ra )
cháy nổ
Dầu hoặc rò rỉ khí ( thổi ra )
Trong các hoạt động khoan, có thể cho các hydrocacbon có trong thành đá áp lực cao trong hồ chứa chảy vào lỗ khoan - các chuyên gia kỹ thuật gọi nó là một " cú đá " . Một cú đá làm tăng nguy cơ bị rò rỉ và hydrocarbon tới bề mặt . Điều này , đến lượt nó , có thể dẫn đến mất kiểm soát tốt. Do đó nó là bắt buộc phi hành đoàn khoan có thể phát hiện những dấu hiệu của một cú đá ở giai đoạn đầu . Để kết thúc này , nhân viên có trình độ liên tục theo dõi phần của mạch dung dịch khoan được đặt trên bề mặt bằng phương pháp cảm biến khí và đồng hồ đo mức độ tăng. Nếu hydrocarbon có mặt , họ có thể an toàn ra khỏi cũng thông qua ngăn ngừa thổi ra , mà cũng ngăn cản một dòng thêm.
Chuẩn bị thích hợp của lỗ khoan , trong đó bao gồm xi măng đủ của vỏ bọc, là điều kiện tiên quyết quan trọng nhất để đảm bảo rằng các hệ thống an toàn có thể hoạt động đáng tin cậy.
Cháy nổ
Dầu thô và khí tự nhiên là hỗn hợp của các hydrocacbon dễ cháy có thể phát nổ nếu không được bổ sung theo tỷ lệ đúng. Khu vực dầu khí có thể thoát ra được tuyên bố vùng 1 vụ nổ khu vực nguy hiểm và được giao nhiệm vụ đánh giá rủi ro cao nhất. Các khu vực này được theo dõi bởi các cảm biến khí . Nếu nồng độ khí vượt quá mức quan trọng, một quá trình được kích hoạt tự động quay trở lại các bộ phận của giàn khoan hoặc thậm chí toàn bộ cũng đến một tình trạng an toàn. Hơn nữa, tại RWE Dea tất cả các thiết bị điện và cơ khí , không có ngoại lệ , được thiết kế để phù hợp với các quy định bảo vệ nổ áp dụng .
Nếu đám cháy bốc lên tại một nhà máy hay một tốt, nó phải được phát hiện và dập tắt không chậm trễ. Khói và báo cháy được lắp đặt tại tất cả các khu vực quá trình RWE Dea của . Khi chúng được kích hoạt, họ kích hoạt một quá trình thiết kế để duy trì các điều kiện an toàn. Ví dụ, van an toàn dưới bề mặt trong tất cả các giếng sẽ được tự động được kích thích như là một phần của quá trình này . Phòng điều khiển khởi tạo một phản ứng chữa cháy nhanh chóng bằng cách thả pháo nước và huy động các đội chữa cháy . Những nhân viên này được đào tạo cho vai trò của họ trong các phản ứng chữa cháy ban đầu.
Drilling for oil and natural gas is technically demanding. Pressures of up to several 100 bar can be encountered in the rock formations in which we operate. These pressures need to be managed safely to ensure that hydrocarbons cannot escape from the borehole. We use various safety systems designed to counter two main scenarios:
oil or gas leak (blow-out)
explosion and fire
Oil or gas leak (blow-out)
During drilling operations, it is possible for hydrocarbons contained in high-pressure rock formations within the reservoir to flow into the borehole – the technical specialists call it a “kick”. A kick increases the risk of hydrocarbons leaking and reaching the surface. This, in turn, can lead to loss of control over the well. It is therefore imperative that the drilling crew can detect the signs of a kick at an early stage. To this end, qualified personnel constantly monitor the portion of the drilling mud circuit that is located on the surface by means of gas sensors and tank level gauges. If hydrocarbons are present, they can be safety removed from the well via the blow-out preventer, which also prevents a further inflow.
Proper preparation of the borehole, which includes qualified cementing of the casings, is the most important prerequisite for ensuring that the safety systems can function reliably.
Explosion and fire
Crude oil and natural gas are mixtures of flammable hydrocarbons which can explode if air is added at the right ratio. Areas where oil and gas can escape are declared zone 1 explosion hazard areas and are assigned the highest hazard rating. These zones are monitored by gas sensors. If the gas concentration exceeds the critical level, a process is triggered automatically to return parts of the rig or even the entire well to a safe condition. Moreover, at RWE Dea all electrical and mechanical devices, without exception, are designed to conform to the applicable explosion protection regulations.
If a fire breaks out at a plant or a well, it must be detected and extinguished without delay. Smoke and fire alarms are installed at all of RWE Dea’s process areas. When these are triggered, they activate a process designed to maintain safe conditions. For example, subsurface safety valves in all the wells are automatically actuated as part of this process. The control room initiates a rapid fire-fighting response by releasing the water cannon and mobilising the fire-fighting crews. These employees are trained for their role in the initial fire-fighting response.
(http://www.rwe.com/web/cms/en/614754/rwe-dea/corporate-responsibility/safety-the-environment/oil-gas-well-risks/)
Nhung Kiều