Dầu mỏ là gì? Các bài báo nghiên cứu khoa học liên quan
Dầu mỏ là hỗn hợp phức tạp gồm các hợp chất hydrocarbon và tạp chất hữu cơ khác, tồn tại dưới dạng lỏng trong các tầng chứa địa chất, được khai thác làm nhiên liệu và nguyên liệu công nghiệp. Khai thác và xử lý dầu mỏ thông qua khoan giếng, chưng cất và cracking tạo ra xăng, diesel, nhựa đường và hóa chất, đóng vai trò chiến lược trong năng lượng toàn cầu.
Định nghĩa “Dầu mỏ”
Dầu mỏ (petroleum) là hỗn hợp phức tạp của các hợp chất hydrocarbon, plus một số tạp chất hữu cơ như lưu huỳnh, nitơ và kim loại nhẹ, tồn tại ở trạng thái lỏng trong các tầng chứa địa chất. Khái niệm “dầu mỏ” không chỉ bao hàm dầu thô khai thác được từ giếng khoan mà còn bao gồm khí đồng hành (associated gas) hòa tan hoặc tách ra khi áp suất giảm.
Dầu mỏ được coi là nguồn năng lượng hữu cơ hóa thạch chủ đạo, cung cấp nhiên liệu cho giao thông vận tải, phát điện, sưởi ấm và nguyên liệu đầu vào trong ngành hóa dầu. Theo U.S. Energy Information Administration, dầu mỏ đóng góp trên 30% tổng năng lượng tiêu thụ toàn cầu https://www.eia.gov/energyexplained/oil-and-petroleum-products/what-is-petroleum.php.
Đặc điểm quan trọng của dầu mỏ là giá trị nhiệt cao (khoảng 42–46 MJ/kg) và khả năng chuyển hóa thành nhiều sản phẩm khác nhau qua quá trình chưng cất và cracking. Dầu mỏ còn được gọi là “vàng đen” vì tính khan hiếm có chọn lọc theo vùng địa lý và vai trò chiến lược trong kinh tế – chính trị thế giới.
Quá trình hình thành và địa chất
Dầu mỏ hình thành từ xác sinh vật phù du và thực vật biển tích tụ trong môi trường kỵ khí dưới đáy đại dương hoặc hồ cổ, bị chôn vùi trong trầm tích cát – bùn. Áp lực và nhiệt độ tăng dần theo độ sâu (thường 60–150°C) làm phân hủy sinh khối thành kerogen, sau đó tiếp tục chuyển thành dầu thô và khí tự nhiên.
Sau khi hình thành, chất lỏng và khí di chuyển chậm qua các lớp đá có độ thấm cao (sandstone, carbonate) và bị giữ lại tại các bẫy địa chất (structural traps) như anticlinal trap, fault trap, stratigraphic trap. Vị trí và hình thái bẫy quyết định trữ lượng kinh tế và khả năng khai thác.
| Giai đoạn | Nhiệt độ (°C) | Mô tả |
|---|---|---|
| Kerogen hóa | 60–100 | Chuyển sinh khối thành kerogen |
| Oil window | 100–150 | Chuyển kerogen thành dầu thô |
| Gas window | >150 | Chuyển dầu thô thành khí tự nhiên |
US Geological Survey mô tả quá trình này diễn ra trong hàng triệu đến hàng chục triệu năm, phụ thuộc vào tốc độ lắng đọng trầm tích và biến đổi địa nhiệt của vùng https://www.usgs.gov/faqs/how-are-petroleum-and-natural-gas-formed.
Thành phần hóa học và tính chất
Dầu mỏ chủ yếu gồm hydrocarbon mạch thẳng (alkane), mạch nhánh và vòng (naphtene, aromatic). Công thức tổng quát paraffin là:
Trong đó n dao động từ 1 đến trên 40, quyết định điểm sôi và độ nhớt của sản phẩm. Các hợp chất thơm đa vòng (PAH) và tạp chất như lưu huỳnh (thiols, sulfides) ảnh hưởng đến mùi, màu và yêu cầu xử lý trước tinh lọc.
- Tỷ khối (API gravity): đo độ nhẹ hoặc nặng so với nước, giá trị API càng cao thì dầu càng nhẹ và có giá trị kinh tế cao hơn.
- Độ nhớt: xác định khả năng chảy; dầu nặng có độ nhớt cao hơn, khó khai thác và vận chuyển hơn.
- Nhiệt trị: dao động 40–46 MJ/kg, phụ thuộc thành phần hydrocarbon.
API (American Petroleum Institute) quy định thang đo và phân loại dầu thô theo độ nhẹ, còn EIA phân loại theo hàm lượng lưu huỳnh: sweet crude (<0.5% S) và sour crude (>0.5% S) https://www.api.org/oil-and-natural-gas.
Khảo sát và khai thác
Khảo sát trữ lượng dầu mỏ bắt đầu bằng địa chấn 2D/3D, đo sóng chân không và sóng P/S để xác định cấu trúc bẫy địa chất. Giếng khoan thăm dò (exploration well) cung cấp lõi đá (core) và log địa vật lý (well logs) để đánh giá độ thấm, độ xốp và trữ lượng sơ bộ.
Giai đoạn khai thác đầu tiên (primary recovery) tận dụng áp suất tự nhiên của mỏ, thường thu hồi 10–20% trữ lượng. Kế tiếp, secondary recovery dùng bơm ép nước hoặc khí (waterflooding, gas injection) để duy trì áp suất và tăng thu hồi lên 20–40%.
| Phương pháp | Nguyên lý | Hiệu quả thu hồi |
|---|---|---|
| Primary | Áp suất tự nhiên | 10–20% |
| Secondary | Bơm nước/khí | 20–40% |
| Enhanced Oil Recovery | CO₂, steam, polymer | 10–20% bổ sung |
Công nghệ EOR (Enhanced Oil Recovery) như bơm hơi nước, CO₂ hoặc polymer injection có thể nâng tỷ lệ thu hồi thêm 10–20%, tuy nhiên đòi hỏi chi phí và quản lý môi trường chặt chẽ https://www.eia.gov/energyexplained/oil-and-petroleum-products/exploration-and-production.php.
Chế biến và tinh lọc
Nhà máy lọc dầu (refinery) tiến hành chưng cất phân đoạn dầu thô ở nhiệt độ tăng dần trong tháp chưng cất, tách hỗn hợp thành các phân đoạn theo điểm sôi: khí LPG, xăng, naphta, dầu diesel, dầu hỏa và nhựa đường. Quá trình này dựa trên nguyên lý phân tán nhiệt và áp suất giảm để thu được các thành phần với độ tinh khiết cao.
Tiếp theo, các quá trình cracking xúc tác (catalytic cracking), hydrocracking và reforming chuyển đổi các phân tử hydrocarbon nặng thành hydrocarbon nhẹ và thơm, cải thiện chỉ số octan (RON) của xăng và giảm tạp chất lưu huỳnh. Hydrogen sinh ra từ steam reforming cũng được tái sử dụng để xử lý tạp chất trong các quá trình hydrodesulfurization.
| Quá trình | Mục đích | Phản ứng chính |
|---|---|---|
| Distillation | Tách phân đoạn theo điểm sôi | Không đổi cấu trúc |
| Cracking | Phân cắt mạch nặng → mạch nhẹ | CnH2n+2 → CmH2m+2 + Cn−mH2(n−m)+2 |
| Hydrodesulfurization | Loại lưu huỳnh | R–S–R + H2 → R–H + H2S |
Cuối cùng, các bước xử lý tạp chất bao gồm tẩy dầu bằng axit, trung hòa, khử màu và xử lý ôxy hóa để đạt tiêu chuẩn sản phẩm theo quy định API, ASTM hoặc EN https://www.api.org/products-and-services/refinery-products.
Vận chuyển và lưu trữ
Dầu thô và sản phẩm dầu được vận chuyển qua hệ thống đường ống (pipeline), tàu chở dầu (oil tanker), xe bồn và toa xe téc. Hệ thống đường ống dưới biển và trên đất liền (transcontinental pipelines) có thể dài hàng nghìn kilômét, sử dụng áp suất bơm duy trì dòng chảy liên tục.
Lưu trữ tạm thời tại kho nổi (floating storage) hoặc bể chứa trên bờ (tank farm) với dung tích hàng triệu thùng, trang bị hệ thống kiểm soát rò rỉ, chống cháy nổ và giám sát mức độ áp suất, nhiệt độ. Việc quản lý an toàn (HSE) tuân thủ tiêu chuẩn API 650 và NFPA 30 https://www.api.org/oil-and-natural-gas.
Tác động môi trường
Khai thác và chế biến dầu mỏ phát thải khí nhà kính (CO₂, CH₄), khí SO₂ và NOₓ, góp phần vào ô nhiễm không khí và biến đổi khí hậu. Sự cố tràn dầu biển gây thiệt hại nghiêm trọng cho hệ sinh thái ven bờ và đại dương, tiêu diệt động – thực vật và làm ô nhiễm chuỗi thức ăn.
Giải pháp giảm thiểu bao gồm công nghệ thu giữ và xử lý khí flare, hệ thống xử lý nước thải công nghiệp (oil-water separators), bể lắng và biopile treatment cho đất nhiễm dầu. Công nghệ Carbon Capture & Storage (CCS) được triển khai thử nghiệm để giam giữ CO₂ tại tầng địa chất sâu https://www.ipcc.ch/report/ar6/wg3/.
Vai trò kinh tế
Dầu mỏ là ngành công nghiệp chiến lược, đóng góp khoảng 2–3% GDP toàn cầu và cung cấp hàng triệu việc làm trong khâu khai thác, chế biến, vận chuyển và dịch vụ phụ trợ. Giá dầu thô (Brent, WTI) điều chỉnh động lực kinh tế, ảnh hưởng đến chi phí sản xuất, giá nhiên liệu và lạm phát.
Các quốc gia xuất khẩu dầu (OPEC) có vai trò định hình thị trường năng lượng toàn cầu thông qua chính sách sản lượng. Nước nhập khẩu phụ thuộc dầu mỏ đối mặt rủi ro biến động giá và khuyến khích phát triển năng lượng thay thế để giảm áp lực cân đối thanh toán và đảm bảo an ninh năng lượng https://www.iea.org/reports/oil-2023.
Xu hướng tương lai và năng lượng thay thế
Cuộc cách mạng năng lượng sạch thúc đẩy chuyển dịch từ dầu mỏ sang năng lượng tái tạo: điện gió, điện mặt trời, hydro xanh và sinh khối. Công nghệ phát triển pin lưu trữ và xe điện giảm tiêu thụ xăng dầu trong giao thông.
Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) kết hợp với EOR giúp giảm phát thải và tăng thu hồi dầu; công nghệ hydrogen economy với hydro được sản xuất từ nguồn tái tạo dần thay thế nhiên liệu hóa thạch trong công nghiệp nặng.
Tài liệu tham khảo
Các bài báo, nghiên cứu, công bố khoa học về chủ đề dầu mỏ:
- 1
- 2
- 3
- 4
- 5
- 6
- 10