DẦU NẶNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC

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
2.1.6 Tỉ lệ H/C ................................................................................................... 15
1


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
2


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

3

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 5.15 Biểu đồ thể hiện sự thay đổi lưu lượng dầu theo thời gian....................... 40
4


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

5


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

6


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.
7


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
và không có tầng sét chắn.
 Loại dầu nặng được hình thành ở độ sâu trung bình (medium-depth resource) với độ
sâu từ 300ft đến 1000ft và có tầng sét chắn với áp suất nhỏ hơn 200psi.
 Loại dầu nặng được hình thành ở độ sâu vừa (intermediate depth resource) từ 1,000
đến 3,000ft, áp suất mũ khí lớn hơn 200psi.
 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 (4060°C).
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.

8


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 thô nặng: 920 kg/m3 < d < 1000 kg/m3.

-

Dầu thô siêu nặng: d > 1000 kg/m3.

-

Bitumen: d > 1000 kg/m3.
1.3.2 Phân loại dầu theo độ nhớt (µ)

-

Dầu nhẹ (truyền thống): µ <100 cp
9


-

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)

10


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.

11


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
Công thức:

ρ = m/V = 1/Vg
Trong đó:
ρ là tỉ trọng (kg/m3, slugs/ft3)
m là khối lượng (kg, slugs)
V là thể tích (m3, ft3)
Vg là thể tích riêng (m3/kg, ft3/slug)
Tỉ trọng và khối lượng riêng của dầu nặng là 2 tính chất mà được sử dụng rộng rãi
trong ngành công nghiệp dầu khí cho những đánh giá ban đầu về tính chất của dầu. Cụ thể,
dầu nặng với hàm lượng Asphaltene và resin (nhựa) cao, tính linh động thấp tại điều kiện
nhiệt độ và áp suất vỉa, do đó đòi hỏi công nghệ khai thác hiện đại và nhiều bước xử lý
trong quá trình tách chiết.
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.

12


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:
-

Thành phần vật chất chứa trong nó.

-

Nhiệt độ.

-

Khí hòa tan.

-

Áp suất.

 Thành phần vật chất trong dầu nặng:
 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.

13


 Nhiệt độ:
Bảng 2.1 Sự thay đổi của độ nhớt theo nhiệt độ.
Nhiệt độ (°F)

Watson characterization factor

Độ nhớt (cp)

100

11,2

1,3

11,5

2

11,8

3

12,1

5,5

11,2

0,6

11,5

0,85

11,8

1,2

200

 Áp suất:

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

14


2.1.4 oAPI
The American Institute’s “API” là một tiêu chuẩn thể hiện khối lượng riêng của dầu.
Công thức của API Gravity:
API Gravity =

141.5
− 131.5
SG

Trong đó:

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.

15


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

Tỷ lệ H/C

Methane

4,0

Xăng, Diesel

1,9

Dầu nhẹ

1,8

Bitume

1,4 – 1,6

Than

0,5 – 0,8

Khối lượng riêng (kg/m3)

Cặn
Athabasca (+424oC)

1,46

1019

Dầu nặng Arabian (+343oC)

1,53

993

Cold Lake (+424oC)

1,40

994

Lloydminster (+424oC)

1,47

1018

Peace River (+424oC)

1,42

1010

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.
2.1.7 Hàm lượng tạp chất
So với dầu nhẹ thì hàm lượng các tạp chất S, N, O và kim loại (V, Ni) tăng nhiều, phổ
biến bảng 2.3 [4].

16


Bảng 2.3 Hàm lượng tạp chất trong dầu nặng.
Lưu huỳnh

2 – 7 %kl

Nitơ

0,2 – 0,7 %kl

Oxy

~ 1 %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.

Hàm lượng dị nguyên tố, %KL
Loại dầu nặng

Hàm lượng kim loại
trong phân đoạn 525 oC,
ppm

S

N

O

Ni

V

Athabasca1

5,14

0,56

1,17

150

290

Bachaquero2

3,39

100

880

Cerro Negro2

4,50

200

1040

Cold Lake1

5,10

0,45

0,97

200

490

Heavy Arabian

4,23

0,26

nd

30

90

Hondo

4,42

0,70

nd

90

280

Lloydminster1

4,69

0,53

0,99

140

190

Maya

4,42

0,52

nd

80

410

Peace River1

7,02

0,63

1,09

130

410

17


Zuata2
Ghi chú:

4,17

160

820

1. Phân đoạn 424oC
2. Phân đoạn 540oC

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

Bảng 2.5 Hàm lượng resin và asphalten trong phân đoạn cặn dầu nặng.
Phân đoạn cặn

Resin, %kl

Asphaltene, %kl

Athabasca 424oC

62,3

22,2

Bachaquero 540oC

25,3

11,3

Cold Lake 525oC

55,5

36,1

Heavy Arabian

27,5

12,6

Hondo

40,2

13,9

Zuata 540oC

31,8

15,4

2.1.8 Hàm lượng cặn carbon
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.
Venezuela

USA

Middle
East
Arabian

Bachaquero

Boscan

Morichal

Hondo

°API

3,9

5,3

5,1

5,4

6,8

CCR, %kl

16

21,4

19,1

19,9

14,2

Dầu nặng

Canada

Trung Quốc

Dầu nặng
Athabasca

Cold Lake

Daqing

18

Shengli

Nga
Export
Blend


°API

2,1

2,1

21

14,4

7,1

CCR, %kl

21,4

22,8

7,3

13,2

18,7

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).

19


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:
)

20


Hình 3.2 Trữ lượng dầu nặng trên thế giới.

21


3.2 Canada
Tính đến tháng 12/2008, Canada là nước có trữ lượng dầu xác minh lớn thứ hai thế
giới (sau Saudi Arabia), với trữ lượng tại chỗ khoảng 1.7 nghìn tỷ thùng. Trong đó, chủ yếu
là oil sands ở Alberta, tập trung tại 3 khu vực: Athabasca, Peace River và Cold Lake với
tổng diện tích 140.000 km2 [6]. Tính đến tháng 12/2009, trữ lượng bitumen/oil sands là trên
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]
3.3 Venezuela
Cuộc khảo sát địa chất của Mỹ ước tính trữ lượng heavy oil tại chổ ban đầu của
Venezuela khoảng 900 - 1400 x 109 bbl (phụ thuộc vào hệ số thu hồi), tương đương khoảng
130 x 10 9 bbl đã phát hiện, và 980 x 109 bbl sẽ được thu hồi (Bejarano, 2006; USGS, 2009).
Chính phủ Venezuela khẳng định rằng 1.2 x1012 bbl dầu phi truyền thống trong vỉa
siêu lớn kéo dài từ phía nam của sông Orinoco gần đảo Trinidad đến phía Đông của núi
Andes (Arcaya, 2001). Chỉ những phần được thăm dò, trữ lượng ước tính là 3 - 4 x 1012 bbl
dầu nặng tại chổ ban đầu, với 1/3 của trữ lượng đó sẽ thu hồi bằng công nghệ hiện tại.

22


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.

23


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

24


Hình 4.2 Sản lượng khai thác dầu ở Venezuela

25