4.3.1 Các nguồn tiềm ẩn nguy cơ tràn dầu
Từ hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí
Theo PVN, đã có trên 270 giếng khoan khai thác và thẩm lượng, trong đó nhiều giếng tiềm năng đã được phát hiện và đưa vào khai thác từ năm 2008 như: Sư Tử Vàng (Lô 15-1), Cá Ngừ Vàng (Lô 09-2) và Đại Hùng (Lô 05-1a).
Bảng 4.1: Số lượng giếng khoan tại các mỏ khai thác dầu khu vực biển Đông Nam Việt Nam
Mỏ Số lượng giếng phát triển /năm Số giếng khai thác hiện tại Số giếng khai thác 2010 Số giếng hoàn thiện hàng năm Bạch Hổ 49 147 153 31 - 42 Rồng 8 16 35 3 - 5 Đại Hùng 5 11 Rạng Đông 13 22 35 4 Hồng Ngọc 15 19 28 4 Sư Tử Đen 12 7 17 3 Nguồn: PVN, 2010
Ngoài các công trình giàn khoan nổi, tại khu vực khai thác dầu khí ngoài khơi còn có các hệ thống đường ống và các công trình ngầm khác. Hệ thống tuyến ống dẫn
khí ngầm Rạng Đông – Bạch Hổ hiện hữu với đường kính 16" và chiều dài 46,5 km dùng để vận chuyển khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông đến giàn nén khí trung tâm Bạch Hổ. Từ giàn nén khí trung tâm Bạch Hổ, một tuyến đường ống dẫn khí dài 106 km vận chuyển khí đồng hành đến điểm tiếp bờ tại Long Hải cách mũi Vũng Tàu 17 km. Hiện tại, PVN cũng đang triển khai xây dựng thêm một tuyến đường ống thu gom khí đồng hành đường kính 16” dài 43,5km từ các mỏ Sư Tử Đen/Sư Tử Vàng về Rạng Đông để kết nối với tuyến ống Rạng Đông – Bạch Hổ nhằm cung cấp khí cho các cụm nhà máy điện/nhà máy đạm trên khu vực Bà Rịa – Phú Mỹ.
Ngoài ra, tại các mỏ khai thác còn có một số đường ống dầu khí nội mỏ kết nối các giếng với phương tiện chứa. Bên cạnh đó, còn có một số ống mềm nối với các tàu chứa dầu (FPSO) và tàu tiếp nhận (bảng 4.2).
Bảng 4.2: Tuyến ống nội mỏ tại các mỏ khai thác dầu khu vực biển Đông Nam
Mỏ
Tuyến ống nội mỏ Tuyến ống dẫn dầu từ FPSO Số lượng tuyến Chiều dài (km) Đường kính (mm) Loại Chiều dài (km) Đường kính (") Bach Hổ / Rồng 98 181,2 325-426 (4) 1,08 16 Đại Hùng 14 22,7 150 (1) 0,15 20 Rạng Đông 7 23 1 0,05 Hồng Ngọc 1 1,5 10" (1) 0,28 20" Sư Tử Đen 4 7,2
Nguồn: PVN, 2010; Ghi chú: ( ) số lượng tuyến ống mềm
Hoạt động vận chuyển dầu thô và dầu nhiên liệu
Toàn bộ lượng dầu khai thác được chứa bằng tàu chứa FPSO và sau đó được xuất qua các bến phao một điểm neo (SPM) đến các tàu dầu để vận chuyển đi các nước. Công suất chứa của FPSO và tần suất tàu tại mỗi mỏ được tóm tắt trong bảng 4.3.
Bảng 4.3: Công suất FPSO và tần suất tàu dầu ra vào các mỏ khai thác dầu khí khu vực biển Đông Nam Việt Nam
Mỏ
Tàu chứa dầu (FPSO) Trọng tải tàu (DWT) Tần suất tàu (ngày/ lần) Số lượng FPSO Số lượng ngăn chứa Sức chứa (m3) Bạch Hổ 3 37 537.917 150.000 2 Rồng 1 12 183.552 15 Đại Hùng 13 174.379 300.000 7,5 Rạng Đông 13 162.258 400 15
Hồng Ngọc 12 167.746 400 7,5
Sư Tử Đen 2 14 164.646 <650
Nguồn: PVN, 2010.
Ngoài dầu thô, dầu nhiên liệu sử dụng tại các giàn khai thác là dầu DO và dầu FO và được vận chuyển bằng các tàu dịch vụ từ cảng PTSC Vũng Tàu. Tùy thuộc vào quy mô của từng mỏ và tàu FPSO, lượng dầu nhiên liệu tàng trữ cũng khác nhau. Tóm tắt lượng nhiên liệu tàng trữ tại mỗi mỏ được tóm tắt trong bảng 4.4.
Bảng 4.4: Lượng nhiên liệu DO và FO tàng trữ tại các mỏ khai thác dầu khí khu vực biển Đông Nam Việt Nam
Mỏ
Trên FPSO Trên giàn
Lượng nhiên liệu sử dụng hàng năm (m3) Bồn chứa dầu DO Bồn chứa dầu FO Bồn chứa dầu DO SL tàu Thể tích chứa (m3) SL tàu Thể tích chứa (m3) SL tàu Thể tích chứa (m3) Bạch Hổ/ Rồng 15 2.122 17 24.534 42 8.356 23.755 Đại Hùng 4 350 5 24.521 2 (FO) 936 9.125 Rạng Đông 4 2.553 7 9.129 3 115 51.000 Hồng Ngọc 4 435,3 6 8.457 - - 15.705
Sư Tử Đen 3 3.471 - - triệu ft3/ngày Khí – 1,85
Nguồn: PVN, 2010
Toàn bộ lượng dầu nhiên liệu trên sẽ được vận chuyển ra giàn bằng các tàu dịch vụ với lượng dầu 700 – 1.000m3/chuyến. Như vậy, hàng năm sẽ có khoảng 99 – 144 chuyến/năm vận chuyển dầu nhiên liệu đến các mỏ dầu mà không tính đến lượng dầu tàu cung ứng sử dụng.
Toàn bộ các hoạt động thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí đã nêu ở trên là một trong những nguy cơ gây sự cố tràn dầu trong vùng biển Đông Nam Bộ. Đặc biệt là các hoạt động đang khai thác dầu trên vùng biển Bình Thuận – Vũng Tàu của các nhà thầu Cửu Long JOC, Petronas, JVPC, Vietsovpetro, …
Tuy nhiên, kết quả mô hình lan truyền dầu cho các kịch bản giả định cho thấy: nếu xảy ra sự cố tràn dầu từ khu vực các mỏ đang khai thác dầu của PVN (8-9o
vĩ độ bắc) vào thời kỳ chuyển mùa (từ cuối tháng 3 – tháng 4) và thời kỳ gió mùa Tây Nam (tháng 5– tháng 9) sẽ gây ảnh hưởng trực tiếp đến khu vực ven bờ Bình Thuận và đảo Phú Quý. Trường hợp xảy ra sự cố tràn dầu vào thời kỳ gió mùa Đông Bắc (tháng 11 – tháng 3) tại một trong các mỏ đang khai thác dầu của PVN, dầu sẽ không gây ảnh hưởng đến khu vực (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
ven bờ tỉnh Bình Thuận.
Hậu quả của sự cố tràn dầu từ các hoạt động khoan thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí sẽ gây tác động trực tiếp đến:
+ Nguồn tài nguyên biển (nguồn lợi cá, tôm, mực, động vật hai mảnh vỏ…)
+ Hoạt động du lịch khu vực ven bờ từ mũi Cà Ná đến cửa sông Đu Đủ
+ Hoạt động nuôi trồng thủy sản (nuôi tôm hùm, cá lồng bè, trại tôm giống…) khu vực ven bờ huyện Tuy Phong, Bắc Bình, Hàm Thuận Nam và huyện Hàm Tân và khu vực đảo Phú Quý.
+ Hoạt động sản xuất muối (xã Vĩnh Hảo – huyện Tuy Phong và Hàm Thuận Nam).
Từ hoạt động hàng hải
Phần lớn các mỏ dầu trong vùng biển Đông Nam Việt Nam đều tập trung trong vùng biển Vũng Tàu – Bình Thuận, là nơi nằm trong tuyến hàng hải quốc tế nối kết Việt Nam với Hồng Kông, Đài Loan, khu vực viễn Đông, Nhật, Singapore, Philippine và Indonesia. Hơn nữa, dầu thô của Việt Nam hầu như đều được xuất khẩu sang các nước Nhật, Singapore và Trung Quốc…Đây chính là một trong nguy cơ gây sự cố tràn dầu do va đụng tàu.
Ngoài các tuyến hàng hải quốc tế, khu vực biển Bình Thuận còn nằm trên tuyến giao thông đường thủy nội địa từ các cảng Sài Gòn, Nhà Bè, Đồng Nai, Vũng Tàu ra các cảng Dung Quất, Đà Nẵng, Hải Phòng…Tại khu vực biển Bình Thuận hiện còn có các tuyến giao thông thủy từ Phan Thiết đi Quy Nhơn và Phan Thiết đi Phú Quý. Đặc biệt tại khu vực Phú Quý, toàn bộ lượng nhiên liệu sử dụng trên đảo và cho các tàu đánh bắt đều phải vận chuyển bằng đường thủy từ cảng Vũng Tàu. Các hoạt động vận chuyển đường thủy này cũng là một nguy cơ gây sự cố tràn dầu gây ảnh hưởng đến vùng biển Bình Thuận, đặc biệt trong mùa gió Tây Nam.
Hình 4.1: Sơ đồ các tuyến hàng hải khu vực biển Đông Nam Việt Nam
Ngoài ra, khu vực biển Bình Thuận còn có nguy cơ bị ảnh hưởng từ các sự cố tràn dầu không rõ nguyên nhân từ các nước lân cận như Philippin, Đài Loan, Trung Quốc…Nguy cơ gây sự cố tràn dầu từ các hoạt động hàng hải có thể xảy ra quanh năm tùy theo vị trí xảy ra sự cố như sau:
+ Nếu sự cố tràn dầu do va đụng tàu xảy ra trên các tuyến hàng hải nằm trong khoảng 8-10o vĩ độ bắc vào thời kỳ gió mùa tây nam, dầu ô nhiễm sẽ gây ảnh hưởng đến khu vực ven biển Bình Thuận và đảo Phú Quý.
+ Nếu sự cố tràn dầu do va đụng tàu xảy ra trên các tuyến hàng hải nằm trong khoảng lớn 11o vĩ độ bắc vào thời kỳ gió mùa đông bắc, dầu ô nhiễm sẽ gây ảnh hưởng đến khu vực ven biển Bình Thuận và đảo Phú Quý.
Từ hoạt động đánh bắt
Theo số liệu tàu thuyền hiện đang hoạt động đánh bắt của tỉnh Bình Thuận thống kê đến tháng 8/2007, hoạt động đánh bắt cá là một ngành kinh tế phát triển mạnh của tỉnh. Tổng số tàu thuyền đánh bắt của toàn tỉnh trong giai đoạn 2004-2006 dao động trong khoảng 6.184 – 6.379 tàu và tăng lên 7.562 tàu trong 2007 trong đó tập trung
nhiều nhiều ở Tuy Phong (21,2%), Tp. Phan Thiết (37,3%), La Gi (25%) và huyện đảo Phú Qúy (13,8%). Các hoạt động đánh bắt của tỉnh chủ yếu là đánh bắt gần bờ (chiếm đến 85%), nên nguy cơ gây ra các vụ va đụng giữa các tàu đánh bắt chỉ có thể ở cấp độ nhỏ (cấp 1) tại vùng nước ven bờ và xung quanh các cảng.
Hậu quả của sự cố tràn dầu từ các tàu đánh bắt có thể gây tác động trực tiếp đến nguồn lợi thủy sinh ven bờ nhưng chỉ giới hạn trong phạm vi cảng.
4.3.2 Đặc điểm và tính chất hóa lý của các loại dầu hiện có trong tỉnh
Căn cứ vào các nguy cơ có thể xảy ra sự cố tràn dầu như đã đề cập, loại dầu có thể gây ảnh hưởng trên vùng biển Bình Thuận là dầu thô (do phun trào hoặc vận chuyển) và dầu DO (do tràn đổ trong quá trình vận chuyển, tồn chứa, xuất nhập nhiên liệu). Đặc tính của các loại dầu này sẽ được mô tả dưới đây:
Đặc trưng hóa lý của dầu thô
Dầu thô khai thác ở các mỏ khu vực phía Nam như Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Chim Sáo… chủ yếu thuộc loại dầu thô ngọt nhẹ. Do đó, khi tràn ra môi trường biển, các thành phần nhẹ sẽ bay hơi nhanh chóng, lượng dầu còn lại trên biển gồm các thành phần khó bay hơi. Các đặc trưng hóa lý của dầu thô thương mại của một số mỏ của Việt Nam được trình bày trong bảng sau.
Bảng 4.5: Đặc trưng hóa lý một số loại dầu thô
Thông số Bạch Hổ Đại
Hùng
Rạng
Đông Hồng Ngọc Sư Tử Đen
Tỷ trọng, API0 38,6 36,9 36,7-38,2 35-36 Tỷ trọng, g/ml 0,832 0,84 0,838 0,806- 0,942 29,4-37,8 Điểm đông đặc, 0 C 33 27 18-30 29,4-37,8 Độ nhớt tại 400C, cSt 10 4 4,9-6,0 (tại 500C) 4,69-9,51 8,9-9,2 (tại 500C) Hàm lượng paraffin 27 26 13,0-17,5 5,48-22,58 Hàm lượng Asphatene, % khối lượng 0,77 - 0,32 0,26-2,67 3-4 < C4, % thể tích 0,15 0,90 51,3 32-41 Điểm sôi <950C, %TT 2,45 6,45 Điểm sôi <1490C, %TT 12,55 24,25 Điểm sôi <1750C, %TT 24,85 41,35 Điểm sôi <2320C, %TT 39,2 56,05
Đặc trưng hóa lý của dầu diesel
Hiện tại có hai loại dầu DO thương phẩm đang được lưu hành trên thị trường làDO 0,05S có hàm lượng lưu huỳnh không lớn hơn 500 mg/kg dùng cho phương tiện giao thông cơ giới đường bộ và DO 0,25S có hàm lượng lưu huỳnh không lớn hơn 2.500 mg/kg, dùng cho phương tiện giao thông đường thủy và lò đốt. Chất lượng và quy cách của các mẫu DO tiêu biểu được đưa ra ở Bảng 4.6.
Bảng 4.6: Quy cách và chất lượng của DO 0,05S (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
STT Tên chỉ tiêu Mức Phương pháp thử
0,05S 0,25S 1 Hàm lượng lưu huỳnh, mg/kg,
max 500 2500 TCVN 6701: 2007 (ASTM D 2622 - 05) TCVN 7760 : 2008 (ASTM D 5453 - 06) 2 Cetane, min TCVN 7630 : 2007 (ASTM D 613 - 05) - Trị số cetane hoặc 46 TCVN 3180 : 2007 - Chỉ số cetane (1) 46 (ASTM D 4737 - 04) 3 Nhiệt độ cất tại 90% thể tích, 0C, max 360 370 TCVN 2698 : 2007 (ASTM D 86 - 05) 4 Điểm chớp cháy cốc kín, 0 C, min 55 TCVN 6608 : 2000 (ASTM D 3828) ASTM D 93 5 Độ nhớt động học ở 400 C(2), cSt (3) 2 – 4,5 TCVN 3171 : 2007 (ASTM D 445 - 06) 6 Cặn các bon của 10% cặn
chưng cất, % khối lượng, max
0,3 TCVN 6324 : 1997
(ASTM D 189) ASTM D 4530
7 Điểm động đặc, 0C, max +6 TCVN 3753 : 1995
(ASTM D 97) 8 Hàm lượng tro, % khối lượng,
max
0,01 TCVN 2690 : 1995
(ASTM D 482)
9 Hàm lượng nước, mg/kg, max 200 ASTM E 203
10 Tạp chất dạng hạt, mg/L, max 10 ASTM D 2276
11 Ăn mòn mảnh đồng ở 50o
C/3
giờ, max Loại 1
TCVN 2694 : 2000 (ASTM D 130) 12 Khối lượng riêng (ở 15oC)(2),
kg/m3
820 - 860 TCVN 6594 : 2007
(ASTM D 1298 - 05)
13 Độ bôi trơn, µm, max 460 ASTM D 6079
14 Ngoại quan Trong, không có
tạp chất lơ lửng
(1) Phương pháp tính chỉ số cetane không áp dụng cho các loại nhiên liệu diesel có phụ gia cải thiện trị số cetane.
(2) Áp dụng đối với nhiên liệu diesel dùng cho phương tiện giao thông cơ giới đường bộ.
(3)
1 cSt = 1mm2/s
Theo phân loại của ITOPF thì DO được phân loại vào nhóm 2 trong 4 nhóm dầu được phân hạng từ nhẹ đến nặng. Dãy phân bố n-alkane có các đỉnh cực đại nằm trong khoảng từ C14 đến C17. Hàm lượng hydrocacbon thơm khá cao (20 – 30% thể tích), đây chính là một trong những yếu tố gây độc hại của sản phẩm này đối với môi trường. Các hydrocacbon thơm có thể hòa tan tới 40-60mg/l ở 22oC. Độ nhớt và tỷ trọng tương đối thấp, nhiều cấu tử có khả năng khuyếch tán vào nước. Ngoài ra, các cấu tử chứa lưu huỳnh (0,05 – 0,25 % kl) là những chất có độc tính cao cần được chú ý trong quá trình đánh giá và khắc phục hậu quả của sự cố tràn dầu.
4.3.3 Diễn biến của dầu tràn (quá trình phong hóa dầu)
Các quá trình hoá lý khi dầu tràn bị phong hoá trong môi trường biển được thể hiện chi tiết như trong Hình 4.2. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Hình 4.2: Quá trình phong hóa dầu
Quá trình phong hoá gồm một chuỗi các thay đổi hóa lý làm cho dầu tràn bị phá vỡ cấu trúc phân tử hoặc thay đổi thành phần và trở nên nặng hơn nước chịu chi phối bởi các yếu tố môi trường như sóng, gió và dòng chảy… Các quá trình hoá lý chủ yếu bao gồm:
Quá trình bay hơi: xảy ra khi các thành phần nhẹ trong hỗn hợp dầu bị bốc hơi và bay lên khỏi mặt biển. Kết quả của quá trình này là hỗn hợp dầu còn lại chỉ chứa các thành phần nặng hơn nước biển và có thể chìm xuống đáy biển sau quá trình phong hóa dầu;
Quá trình oxy hóa: xảy ra khi dầu tràn tiếp xúc với nước và oxy, hình thành các loại hợp chất có thể tan trong nước. Do quá trình này chủ yếu diễn ra tại phần biên của các váng dầu nên các váng dầu dày chỉ bị oxy hóa một phần và tạo thành các viên dầu nhỏ lơ lửng trong nước. Các viên dầu này tồn tại trong môi trường trong một khoảng thời gian nhất định, sau đó có thể bị các trầm tích biển bám vào và trôi dạt vào bờ sau sự cố tràn dầu.
Quá trình phân hủy sinh học: nước có chứa hàng loạt vi khuẩn có khả năng phân hủy từng phần hoặc toàn bộ dầu tràn thành các hợp chất hòa tan được trong nước và cuối cùng thành cacbon dioxit và nước. Các yếu tố chính ảnh hưởng đến hiệu quả của phân hủy sinh học là mức độ chất dinh dưỡng (nitơ và phốtpho), nhiệt độ và hàm lượng oxy;
Quá trình nhũ tương hóa: xảy ra khi các giọt nước trở thành huyền phù trong dầu với tác động chủ yếu từ sóng biển. Nhũ tương kiểu này thông thường rất sệt nhớt và bền hơn dầu nguyên thủy, hay có dạng mút màu sôcôla. Quá trình hình thành nhũ tương sẽ tăng tỷ trọng của lưu chất từ ba đến bốn lần, làm chậm trễ và cản trở các quá trình phân hủy dầu. Quá trình này làm cho dầu có thể chìm xuống và biến mất khỏi mặt biển, điều này thường gây nên sự nhầm tưởng rằng chúng đã biến mất và mối nguy cho môi trường đã chấm dứt.
4.4 Khu vực bị tác động và Phạm vi ứng phó của tỉnh Bình Thuận
Căn cứ quyết định số 103/2005/QĐ-TTg ngày 12/5/2005 của Thủ tướng Chính phủ ban hành Quy chế hoạt động ứng phó sự cố tràn dầu, phạm vi ứng phó của kế hoạch này bao gồm sự cố tràn dầu xảy ra tại chỗ hoặc dầu từ ngoài trôi dạt vào vùng biển ven bờ (cách bờ dưới 20 km) thuộc tỉnh Bình Thuận.