Trong các kỳ trước, chúng ta đã tham khảo về tiềm năng thu giữ, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS) trong khai thác dầu khí, cũng như kinh nghiệm quốc tế trong thực hiện CCUS. Để tạm kết chuyên đề này, Tạp chí Năng lượng Việt Nam trân trọng giới thiệu đến bạn đọc các nghiên cứu, đánh giá về triển vọng, những khó khăn, thách thức và giải pháp thực hiện CCUS trong khai thác dầu khí ở Việt Nam. Rất mong được các nhà quản lý, chuyên gia, nhà khoa học, cùng bạn đọc chia sẻ và đóng góp ý kiến.
TẠM KẾT: TRIỂN VỌNG, THÁCH THỨC VÀ GIẢI PHÁP THỰC HIỆN CCUS Ở VIỆT NAM
Mặc dù công nghệ CCUS chưa được tập trung phát triển, tuy nhiên, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đã có một số dự án nghiên cứu, thử nghiệm liên quan đến triển khai công nghệ CCUS. Nghiên cứu có lẽ là đầy đủ nhất hiện có về tiềm năng thực hiện CCS ở Việt Nam là dự án do Ngân hàng Phát triển châu Á (ADB) tài trợ được thực hiện bởi Viện Năng lượng và Viện Dầu khí Việt Nam (từ 2010 - 2012).
Theo số liệu cập nhật: Tổng tiềm năng lưu trữ (lý thuyết) ước tính cho các tầng chứa nước khoáng hóa (saline aquifers), các mỏ dầu khí và tăng cường thu hồi khí mê-tan (ECBM) ở tầng than là khoảng 12 gigaton (Gt) CO2. Trong đó, các tầng chứa nước khoáng hóa có tiềm năng lớn nhất khoảng hơn 10 Gt [17]. Đối tượng tầng chứa nước khoáng hóa mặc dù có tiềm năng lưu trữ CO2 cao hơn các mỏ dầu khí, nhưng hiện chưa có nhiều nghiên cứu, đánh giá, cũng như thông tin về các dự án CCS/CCUS trong đối tượng này trên thế giới.
Hình 1: Xếp hạng các mỏ dầu khí theo khả năng và mức độ phù hợp lưu trữ CO2 [17].
Hình 2: Vòng tròn bán kính 150 km và 300 km xung quanh các nguồn phát thải CO2 ở miền Trung và Nam Việt Nam [17].
Tổng cộng có 34 mỏ dầu khí ở ngoài khơi Việt Nam đã được đánh giá tiềm năng lưu trữ CO2. Nếu chỉ xét đến các mỏ có tiềm năng lưu trữ lớn hơn 10 triệu tấn CO2, thì khả năng lưu trữ hiệu quả của các mỏ dầu khí ở bốn trầm tích đang có mỏ khai thác của Việt Nam (Cửu Long, Mã Lai - Thổ Chu, Nam Côn Sơn, Sông Hồng) là 1,15 Gt CO2, với mỏ lớn nhất là hơn 300 triệu tấn CO2. Khả năng lưu trữ này sẽ khả dụng khi các mỏ cạn kiệt, hoặc khi thực hiện gia tăng thu hồi dầu (CO2 - EOR). Các mỏ dầu và khí đốt là những lựa chọn lưu trữ hàng đầu vì khả năng giúp bù đắp chi phí lưu trữ khi sản lượng dầu và khí đốt tăng lên.
Ngoài ra, cơ sở hạ tầng khai thác dầu khí hiện có cũng có thể được sử dụng để vận chuyển CO2. 10 địa điểm lưu trữ được xếp hạng hàng đầu có sức chứa từ 23 đến 357 triệu tấn CO2. Dựa trên các nguồn phát thải 2 - 5 triệu tấn hàng năm trong vòng 20 năm, sản lượng tích lũy sẽ là từ 40 đến 100 triệu tấn CO2.
Khu vực miền Nam Việt Nam là lựa chọn tốt nhất. Các mỏ dầu và khí có triển vọng nhất nằm trong bể Cửu Long, cách nhiều nguồn phát thải CO2 trong vòng 150 km (Hình 2). Các địa điểm có khả năng lưu trữ tốt nhất ở bể Cửu Long là các mỏ: Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Rồng.
Tất cả các nguồn phát thải lớn ở miền Nam Việt Nam là các nhà máy nhiệt điện chạy bằng than, hoặc khí và nằm trong phạm vi 300 km từ mỏ dầu, hoặc khí (Hình 2), hầu hết đều nằm trong phạm vi 150 km từ các mỏ dầu khí ở bể Cửu Long. Các trung tâm phát thải CO2 sẽ là nhà máy điện khí tự nhiên và các nhà máy điện than. Các nguồn CO2 tinh khiết từ các nhà máy xử lý khí lớn hơn có thể có trong tương lai khi các mỏ khí CO2 cao được phát triển và đưa vào khai thác.
Khu vực phía Bắc Việt Nam có nhiều khu công nghiệp, nhà máy có phát thải CO2 đáng kể, nhưng hiện chỉ có một số mỏ nhỏ đang khai thác, chưa phù hợp để thực hiện các dự án CCUS.
Còn ở khu vực miền Trung có một số khu công nghiệp lớn như ở Dung Quất (Quảng Ngãi), hiện ExxonMobil cùng các đối tác đang phát triển mỏ khí Cá Voi Xanh ngoài khơi. Nghiên cứu, đánh giá để triển khai CCS/CCUS cũng như tiềm năng sử dụng CO2 để sản xuất phân đạm, nhiên liệu tổng hợp, hóa chất, vật liệu ở miền Trung cần được tiếp tục.
Từ tháng 10/2008 đến tháng 3/2010, PVN cùng Tập đoàn Quốc gia Dầu khí và Kim loại Nhật Bản (JOGMEC), Tổng công ty Thăm dò Dầu khí JX Nippon (JX-NOEX) đã hợp tác thực hiện “Nghiên khả thi áp dụng gia tăng thu hồi dầu sử dụng CO2 (CO2 - EOR) tại mỏ dầu Rạng Đông (Lô 15-2)”. Giai đoạn 1 thực hiện các thí nghiệm chuyên sâu trong phòng thí nghiệm và nghiên cứu mô phỏng. Bơm ép CO2 ước tính góp phần nâng cao sản lượng thêm hơn 32 triệu thùng dầu với chi phí khoảng 1 tỷ USD cho tách CO2, thu hồi, vận chuyển và sửa đổi cơ sở hạ tầng khai thác hiện có.
Điều này cho thấy, khó có thể áp dụng CO2 - EOR cho mỏ Rạng Đông ở quy mô mỏ trong điều kiện của năm 2010 (giá dầu, các điều kiện thực tế và điều khoản của PSC...). Do đó, thử nghiệm bơm ép CO2 giếng đơn (CO2 Huf n Puff Pilot Test) được thiết kế để đánh giá tính khả thi về mặt kỹ thuật của CO2 - EOR và chuẩn bị ứng dụng tại mỏ trong tương lai [18].
Ngày 15/2/2011, PVN, JOGMEC và Công ty Dầu khí Nhật Việt (JVPC) đã ký thỏa thuận nghiên cứu chung để thực hiện thử nghiệm bơm CO2 ở giếng N-02P vào tầng chứa dầu Miocence dưới, mỏ Rạng Đông, thuộc Lô 15-2 bể Cửu Long. Đây là thử nghiệm CO2 - EOR ứng dụng đầu tiên ở một mỏ ngoài khơi ở khu vực Đông Nam Á.
Thử nghiệm tăng cường thu hồi dầu bằng bơm ép CO2 giếng đơn (CO2-EOR Huff n Puff Pilot Test) từ ngày 19/5 đến ngày 6/6/2011 đã đạt được những kết quả tích cực với gia tăng sản lượng khai thác dầu từ 950 thùng/ngày lên 1.500 thùng/ngày [18]. JOGMEC khuyến nghị tiến hành nghiên cứu sơ bộ thiết kế thử nghiệm mở rộng vào năm 2012. Tuy nhiên, Đề án chưa khả thi về mặt kinh tế do chi phí thu hồi và vận chuyển CO2 từ nguồn thu hồi trong đất liền đến vị trí giếng bơm là quá cao và đầu tư trang thiết bị quá lớn, nên các đề xuất tiếp theo không được thực hiện.
Tại các hội thảo, trình bày kết quả Đề án cho thấy: Nếu có thể kết hợp thu hồi và sử dụng CO2 đồng thời tại nhiều mỏ dầu có thể giảm được chi phí.
Mặc dù công nghệ CCUS chưa được quan tâm, tập trung phát triển mạnh tại Việt Nam, tuy nhiên PVN có thể là điểm sáng trong nghiên cứu, đánh giá, thử nghiệm, phát triển các dự án CCUS trong tương lai. Tuy vậy, việc nghiên cứu, triển khai CCUS của PVN cũng có nhiều khó khăn, thách thức. Những trở ngại chính đối với việc triển khai rộng rãi CO2 - EOR là vốn đầu tư cao cho các dự án, điều kiện địa chất phù hợp, thiếu cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, hạn chế về nguồn CO2 giá rẻ và đáng tin cậy gần các mỏ dầu. Tuy CCUS hiện đã được Chính phủ đưa vào danh mục công nghệ cao được ưu tiên phát triển (ban hành kèm theo Quyết định số 38/2020/QĐ-TTg ngày 30/12/2020), nhưng Việt Nam hiện chưa có bất kỳ cơ chế, chính sách cụ thể nào hỗ trợ, khuyến khích phát triển công nghệ CCUS. Chi phí xây dựng dự án CCUS rất tốn kém do đó dự án hầu như không có hiệu quả nếu không có cơ chế chính sách hỗ trợ của Chính phủ.
Trong bối cảnh nguồn lực hạn chế, quy định về thủ tục/hiệu quả đầu tư như hiện tại, PVN khó có thể tập trung đầu tư triển khai các dự án CCUS. PVN chưa có nhiều kinh nghiệm triển khai, trình độ khoa học kỹ thuật về CCUS.
Bên cạnh những khó khăn, thách thức nêu trên, PVN cũng có những lợi thế nhất định trong việc triển khai CCUS trong tương lai khi Việt Nam có cơ chế, chính sách hỗ trợ. Nguồn phát thải CO2 trong chuỗi hoạt động dầu khí của PVN có tính tập trung, tương đối dễ dàng và hiệu quả trong việc thu hồi (các nhà máy lọc hóa dầu, nhà máy xử lý khí, nhà máy hóa chất phân đạm, các nhà máy điện), thuận lợi khi xây dựng hệ thống CCUS có quy mô lớn. Một số mỏ, cụm mỏ khí lớn có CO2 tương đối cao đang được chuẩn bị phát triển như: Cá Voi Xanh, Kim Long - Ác Quỷ - Cá Voi, một số phát hiện khí có CO2 cao ngoài khơi miền Trung Việt Nam hiện tại chưa thể phát triển (115A, Sư Tử Biển…), nhưng với các tiến bộ của công nghệ sử dụng CO2 trong tương lai đây là các nguồn cung CO2 khá lớn.
PVN là ngành có thế mạnh sử dụng, tái chế CO2 như: Sử dụng CO2 cho nâng cao thu hồi dầu, sản xuất phân đạm, nhiên liệu tổng hợp, hóa chất, vật liệu... Các mỏ dầu khí của PVN sắp cạn kiện có thể tận dụng làm các cơ sở lưu trữ, chôn lấp CO2, đồng thời PVN có thể tận dụng các hạ tầng đường ống thu gom hiện tại để vận chuyển CO2.
Ngoài ra, công nghệ bơm ép CO2 vào tầng chứa, vận chuyển CO2 bằng tàu thủy đều là thế mạnh của PVN. Các kỹ thuật, công nghệ tìm kiếm các đối tượng địa chất để lưu trữ CO2 (tầng chứa khoáng hóa, than…) tương tự như công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí. Các giải pháp/chương trình giảm thiểu, thích ứng với biến đổi khí hậu đã, đang được được xây dựng là một trong các mục tiêu cần được thực hiện trong Chiến lược phát triển của PVN [16].
Kết luận và đề xuất:
Thế giới vẫn sẽ phải tiếp tục phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch trong tương lai gần. Do đó, điều quan trọng là phải thúc đẩy phát triển và triển khai thu giữ, sử dụng, lưu trữ CO2 (CCUS) ở các nước đang phát triển để giảm thiểu thành công phát thải CO2. Tuy nhiên, cho đến nay, những nỗ lực này đã bị cản trở do thiếu khả năng tiếp cận công nghệ, chậm trễ chính sách và tài chính.
Để thúc đẩy phát triển công nghệ thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO2 cần thiết cập nhật các nghiên cứu đánh giá tiềm năng lưu trữ địa chất CO2 của các mỏ dầu khí khi khai thác cạn kiệt; mở rộng nghiên cứu đánh giá tiềm năng lưu trữ địa chất CO2 trên lãnh thổ Việt Nam, bao gồm cả các đối tượng địa chất khác như các bể chứa than (ở Quảng Ninh, Thái Nguyên...), các bể trầm tích trên đất liền (An Châu, Tú Lệ…), các tầng chứa nước khoáng hóa.
Đối với công nghệ CO2 - EOR, PVN cần cập nhật các nghiên cứu, đánh giá, triển khai bơm ép CO2 để tăng cường thu hồi dầu ở các mỏ dầu đã được khai thác gần cạn kiệt để tăng sản lượng nhất là các mỏ ở bể Cửu Long như: Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng. Mặt khác, xem xét lại các kiến nghị của JOGMEC sau khi kết thúc giai đoạn 2 (Huff n Puff Pilot Test) ở mỏ Rạng Đông trong tình hình hiện tại với các điều kiện mới về giá dầu, giá khí, chi phí thu gom, vận chuyển, mua/bán quota CO2, cam kết của Việt Nam về giảm phát thải tại COP26 và đánh giá khả năng thực hiện CO2 - EOR cho cụm một số mỏ để tăng hiệu quả dự án.
Bên cạnh đó, PVN cần tăng cường nghiên cứu, đánh giá tiềm năng sử dụng CO2 để sản xuất phân đạm, hóa chất, nhiên liệu tổng hợp để gia tăng chuỗi giá trị dầu khí, đặc biệt đối với các dự án có nguồn khí với hàm lượng CO2 tương đối cao như: Cá Voi Xanh, Kim Long - Ác Quỷ - Cá Voi, Kèn Bầu, A15, Sư Tử Biển... Nghiên cứu, đánh giá khả năng tận dụng cơ sở hạ tầng đường ống thu gom khí để vận chuyển lưu trữ CO2. Đẩy mạnh hợp tác, nghiên cứu các công nghệ thu giữ, sử dụng, lưu trữ CO2 với các đối tác nước ngoài (trong đó xem xét tiềm năng hợp tác sử dụng chung cơ sở lưu trữ ngoài khơi).
PVN cũng cần tập trung đánh giá tác động việc áp dụng giá CO2/triển khai lắp đặt hệ thống thu hồi, lưu trữ CO2 đối với các nhà máy, công trình, hoạt động sản xuất, kinh doanh. Đồng thời, xem xét bổ sung tiêu chí bảo vệ môi trường, chi phí phát thải CO2 vào nội dung đánh giá các dự án đầu tư của PVN (bao gồm cả các dự án trong lĩnh vực thăm dò, khai thác dầu khí).
Về phía các bộ, ngành, cần tập trung xây dựng chính sách chung, khung pháp lý nhằm ứng phó với biến đổi khí hậu, trong đó có chính sách hỗ trợ phát triển CCUS.
Liên quan trực tiếp đến CCUS, cần xây dựng bản đồ lưu trữ CO2 trên toàn bộ lãnh thổ Việt Nam; khuyến khích, tài trợ công tác nghiên cứu, phát triển công nghệ CCUS nói chung và CCUS trong thăm dò, khai thác dầu khí nói riêng; mở rộng hợp tác với các tổ chức quốc tế, đặc biệt, tìm kiếm/tiếp cận với các chương trình hỗ trợ của các tổ chức nước ngoài thông qua tài trợ các dự án nghiên cứu, triển khai và đào tạo về CCUS.
Cùng với đó, các bộ, ngành cần sớm hoàn thiện, ban hành các tiêu chuẩn và các cơ chế, chính sách như:
- Các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật liên quan đến thu hồi, vận chuyển, lưu trữ an toàn.
- Cập nhật và cải thiện chính sách quản lý về môi trường nói chung, cũng như phát thải CO2 nói riêng.
- Bổ sung tiêu chí bảo vệ môi trường, chi phí phát thải CO2 vào các quy định pháp luật liên quan đến đầu tư dự án.
- Xây dựng quy trình quan trắc/giám sát việc triển khai công nghệ CCUS.
- Xây dựng hệ thống kinh doanh khí phát thải, đánh thuế phí, định giá carbon.
- Xây dựng cơ chế hỗ trợ phát triển hạ tầng vận chuyển và lưu trữ carbon, hỗ trợ chi phí hoạt động cho các loại hình thu hồi, sử dụng và lưu trữ carbon./.
Tài liệu tham khảo:
[1] IEA Report, “Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage: CCUS in clean energy transitions”, 2020. https://iea.blob.core.windows.net/assets/181b48b4-323f-454d-96fb-0bb1889d96a9/CCUS _in_clean_energy_transitions.pdf
[2] Guloren Turan, “CCS: Applications and Opportunities for the Oil and Gas Industry”, Global CCS Institute, May 2020. https://www.globalccsinstitute.com/ resources/publications-reports-research/ccs-applications-and-opportunities-for-the-oil-and-gas-industry/
[3] Global CCS Institute, “Global Status of CCS 2021: CCUS Accelerating to Net Zero”, 2021. https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/10/2021-Global-Status-of-CCS-Report_Global_CCS_Institute.pdf
[4] IEA, “Carbon Capture, Utilisation and Storage: The Opportunity in Southeast Asia”, June 2021. https://iea.blob.core.windows.net/assets/2c510792-7de5-458c-bc5c-95c7e2560738/CarbonCaptureUtilisationandStorage_TheOpportunityinSoutheastAsia.pdf
[5] Andrei, Maria, De Simoni, Michela, Delbianco, Alberto, Cazzani, Piero, and Zanibelli, Laura; “Enhanced Oil Recovery with CO2 Capture and Sequestration”, WEC: N. p., 2010. https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/21403705
[6] Melzer Consulting, “Optimization of CO2 storage in CO2 enhanced oil recovery projects”, 30 November 2010. https://assets.publishing.service.gov.uk/ government/uploads/ system/uploads/attachment_data/file/47992/1006-optimization-of-co2-storage-in-co2-enhanced-oil-re.pdf
[7] David Kearns, Hary Liu, Chris Consoli, “Technology Readiness and Costs of CCS”, Global CCS Institute, March 2021. https://www.globalccsinstitute.com/ wp-content/uploads/2021/04/CCS-Tech-and-Costs.pdf
[8] IEA, Technology Roadmap: Carbon Capture and Storage 2009, Paris, France. https://iea.blob.core.windows.net/assets/6fb1a978-4fa3-4ab0-8ef4-7d18cc9c1880/CCSRoadmap2009.pdf
[9] Global CCS Institute, “The Global Status of CCS 2020: Targeting Climate Change”. https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/
[10] ExxonMobil, Carbon capture and storage. https://corporate.exxonmobil.com/-/media/Global/Files/carbon-capture-and-storage/CCS-Infographic.pdf
[11] Eni report “Eni for 2020 - Carbon neutrality by 2050”, 12th May 2021. https://www.eni.com/assets/documents/eng/just-transition/2020/Eni-for-2020-Carbon-neutrality-by-2050.pdf.
[12] Royal Ductch Shell Plc report “Shell energy transition strategy 2021”, 15th April 2021. https://www.shell.com/investors/shareholder-meetings/_jcr_content/ par/expandablelist_copy/expandablesection_11.stream/1618407326759/7c3d5b317351891d2383b3e9f1e511997e516639/shell-energy-transition-strategy-2021.pdf.
[13] TotalEnergies report “Our 2030 targets towards carbon neutrality in 2050”, September 2021. https://totalenergies.com/sites/g/files/nytnzq121/files/documents/2021-10/ TotalEnergies_Climate_Targets_2030_EN.pdf
[14] Repsol press release “Repsol increases its targets for renewable
generation and emission reductions”, 05th October 2021. https://www.repsol.com/content/dam/repsol-corporate/en_gb/sala-de-prensa/documentos-sala-de-prensa/pr05102021-repsol-increases-its-targets-for-renewable-generation-and-emission-reductions.pdf
[15] Nan Wang, Keigo Akimoto, Gregory F.Nemet, “What went wrong? Learning from three decades of carbon capture, utilization and sequestration (CCUS) pilot and demonstration projects”, Energy Policy, Volume 158, November 2021, 112546. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112546.
[16] N.T. Khương, “Công nghệ thu hồi, lưu trữ và sử dụng carbon (CCUS) trong xu hướng chuyển dịch năng lượng sạch”, Báo cáo chuyên đề của Ban Chiến lược PVN, 2021.
[17] ADB, “Prospects for Carbon Capture and Storage in Southeast Asia”, Sept. 2013. https://www.adb.org/sites/default/files/publication/31122/carbon-capture-storage-southeast-asia.pdf
[18] JOGMEC, “CO2-EOR Huff ‘n’ Pub Pilot Test in Block 15-1, Offshore Vietnam”, February 2012.