Chuyển đổi mỏ dầu cũ ở Biển Bắc thành ‘ngân hàng’ CO2 châu Âu và hiện trạng của Việt Nam
09:05 | 03/12/2025
 Báo cáo nhận diện rủi ro, thách thức và gợi ý chính sách phát triển các phân ngành điện Việt Nam Để giúp các đại biểu Quốc hội tham dự Kỳ họp thứ 10 - Quốc hội khóa XV cập nhật một số thông tin tham khảo trong quá trình thảo luận, góp ý xây dựng dự án Luật, Nghị quyết của Quốc hội liên quan đến lĩnh vực điện lực, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam vừa hoàn thiện Báo cáo về “Nhận diện rủi ro, thách thức và gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện của Việt Nam” - tháng 10/2025. Dưới đây là nội dung chính của Báo cáo. |
Bối cảnh ra đời lưu trữ carbon ở Biển Bắc:
Lưu trữ carbon ở Biển Bắc (còn được gọi là cô lập carbon ở Biển Bắc) bao gồm các chương trình do một số quốc gia Bắc Âu thực hiện nhằm thu và lưu giữ carbon (dưới dạng khí carbonic, hay CO2) trong lòng đại dương tại các giếng dầu khí cũ, hoặc trong các tầng chứa nước mặn. Mặc dù đã có chương trình hợp tác quốc tế, nhưng hầu hết các chương trình thu giữ và lưu trữ Carbon (CCS) đều tuân theo luật pháp của quốc gia đang triển khai. Do các chính phủ đã cam kết đạt mức phát thải carbon ròng bằng 0 vào năm 2050, nên họ phải tìm cách xử lý lượng CO2 còn lại, nhất là của các ngành công nghiệp nặng. Khoảng 90% cấu trúc địa chất lưu trữ CO2 đã được xác định ở châu Âu là hợp tác giữa Na Uy, Vương quốc Anh và phần lớn đều nằm ở Biển Bắc.
Hoạt động lưu trữ carbon đầu tiên sử dụng đáy Biển Bắc là mỏ Sleipner năm 1996, do một công ty dầu khí Na Uy đảm nhận. Việc lưu trữ carbon phụ thuộc vào sản phẩm khí có hàm lượng carbon cao, nên cần phải được lọc (tách) CO2, sau đó bơm trở lại giếng khí cũ.
Khí đốt và dầu mỏ lần đầu tiên được phát hiện ở Biển Bắc, ngoài khơi bờ biển Hà Lan vào năm 1959 dẫn đến ra đời ngành công nghiệp dầu khí khổng lồ. Mặc dù ngành này đạt đỉnh vào những năm 2000, nhưng người ta dự đoán khí đốt và dầu mỏ có thể được khai thác thành công từ Biển Bắc cho đến những năm 2050. Một đạo luật năm 1958 do Liên Hợp Quốc ban hành (Công ước LHQ về Thềm Lục địa), và một đạo luật sau đó năm 1982 (Công ước LHQ về Luật Biển [UNCLOS]), trao cho các quốc gia một số quyền nhất định đối với việc sử dụng đáy biển trên thềm lục địa, nhưng cũng trao cho họ những trách nhiệm mà một quốc gia phải tuân thủ.
Vì vậy, mặc dù việc lắp đặt giàn khoan dầu khí được cho phép, nhưng đôi khi các giàn khoan và đường ống dẫn dầu khí phải được dỡ bỏ sau khi quá trình khoan hoàn tất để tránh ảnh hưởng đến hoạt động hàng hải và đánh bắt cá. Điều này cực kỳ quan trọng ngoài khơi bờ biển Hà Lan - nơi vùng nước ven biển rất nông, nhưng đối với Na Uy và Vương quốc Anh, các quyết định có thể được đưa ra dựa trên từng trường hợp cụ thể, do đó tạo cơ hội tái sử dụng cơ sở hạ tầng để lưu trữ CO2.
Việc sử dụng giếng khoan dầu khí trước đây, cùng với các nguồn nước ngầm mặn dồi dào dưới đáy biển, đồng nghĩa với việc Na Uy và Vương quốc Anh sở hữu 90% các vị trí đã xác định đủ ổn định về mặt địa chất để lưu trữ CO2 áp suất cao.
Theo giới chuyên gia năng lượng: Việc lưu trữ carbon là một yếu tố thiết yếu để giảm phát thải khí nhà kính. Chi phí loại bỏ CO2, vận chuyển, sau đó là lưu trữ khí laf khá cao, và khi các quốc gia cam kết đạt được nền kinh tế phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, các nỗ lực đã tập trung vào các công nghệ để xử lý, hoặc loại bỏ hoàn toàn lượng CO2 được tạo ra.
Vào tháng 4 năm 2021, chi phí khai thác, vận chuyển và lưu trữ CO2 thương mại được định mức ở mức 600 USD/tấn, dự kiến sẽ giảm xuống còn khoảng 200 đến 300 USD/tấn vào cuối những năm 2030. Mặc dù cần thiết phải đạt được mục tiêu không phát thải carbon, nhưng công chúng vẫn phản đối việc lưu trữ carbon trên bờ, và Biển Bắc cung cấp khả năng lưu trữ ngoài khơi lớn nhất ở châu Âu.
Mặc dù triển vọng lưu trữ CO2 ở độ sâu của biển - nơi áp suất sẽ giữ nó chìm dưới nước là tốt nhất, nhưng lưu trữ trong các giếng dầu khí cũ được xem là kinh tế hơn. Tuy nhiên, khi CO2 hòa lẫn với nước biển, sự mất cân bằng này có thể gây hại cho sinh vật biển, có thể dẫn đến “một sự thay đổi đáng kể về thành phần hóa học của đại dương”.
Việc lưu trữ CO2 thương mại đầu tiên ở Biển Bắc (và trên thế giới) được tiến hành vào năm 1996 tại mỏ khí Sleipner (Na Uy). Sau khi hoạt động được 7 năm, một nghiên cứu tại hồ chứa Sleipner cho thấy rằng: CO2 có thể được lưu giữ tới 100.000 năm.
Tương tự, một nghiên cứu được thực hiện tại mỏ dầu Forties của Anh cũng xác định thời gian lưu giữ lên tới 1.000 năm, chỉ có khoảng 0,2% CO2 sẽ rò rỉ ra khỏi cơ sở lưu trữ và di chuyển lên trên.
Một nghiên cứu vào năm 2012/2013 đã xác định: Trong số 43 giếng được quan sát ở Biển Bắc, 28 giếng đang rò rỉ khí mê-tan - loại khí nhà kính quan trọng thứ hai sau CO2, dẫn đến axit hóa nước biển.
Nghiên cứu do Đại học Edinburgh (Anh) thực hiện trên mỏ dầu Beatrice ngoài khơi bờ biển Scotland đã xác định rằng: Việc ngừng hoạt động giàn khoan dầu sẽ tốn 260 triệu bảng Anh, nhưng việc tái sử dụng giàn khoan để tiếp nhận CO2 thu được trong khoảng thời gian 30 năm chỉ tốn 26 triệu bảng Anh. Một kế hoạch dự kiến được thực hiện từ Trạm khí đốt St Fergus ở Scotland sẽ tiết kiệm được 730 triệu bảng Anh bằng cách bơm CO2 trở lại qua các đường ống dự phòng, tiết kiệm đầu tư vào vận chuyển. Một số kế hoạch của Vương quốc Anh đang hướng đến việc lưu trữ CO2 vượt ra ngoài thị trường nội địa và sẽ vận động hành lang để lưu trữ khí đốt thay mặt cho các quốc gia khác.
Một địa điểm lưu trữ được nghiên cứu nằm sâu 1,6 km dưới vịnh Moray Firth ngoài khơi bờ biển phía đông Scotland. Bể chứa đã cạn kiệt nằm bên dưới lớp đá sa thạch Captain, và nếu CO2 được bơm đồng thời từ hai điểm, hồ chứa có khả năng lưu trữ 360.000.000 tấn chỉ trong 1/6 diện tích của nó - đây là lượng CO2 do Scotland thải ra trong 23 năm.
Năm 2009, Liên minh châu Âu (EU) đã ban hành một chỉ thị quản lý việc thu giữ và lưu trữ carbon, nêu rõ rằng: Các địa điểm lưu trữ cần phải được đảm bảo an toàn trước tác hại đối với sức khỏe con người và các nhà khai thác phải có nguồn tài chính để duy trì dự án, nếu có vấn đề xảy ra. Các công ty (và các quốc gia thành viên EU) lưu trữ CO2 theo các điều kiện của chỉ thị này được tự do chỉ định CO2 là không “phát thải” theo Chương trình Giao dịch Khí thải.
Tăng cường thu hồi dầu (EOR) bao gồm việc bơm CO2 vào các mỏ dầu để đẩy dầu và cặn còn lại ra khỏi mỏ. Điều này có thể kéo dài tuổi thọ của mỏ dầu bên cạnh việc lưu trữ CO2, với điều kiện địa chất đủ ổn định để thực hiện giải pháp này. Công nghệ này đã được chứng minh trên bờ, nhưng các hoạt động khai thác ngoài khơi vẫn đang được đánh giá. Hai dự án ở Biển Bắc đã được khởi xướng vào năm 1998 và năm 2002 - một dự án liên quan đến việc bơm mê-tan lỏng vào một giếng dầu. Thành công của hai dự án này đã làm tăng niềm tin vào việc sử dụng EOR ngoài khơi. Một dự án khác tại mỏ Forties đã được đề xuất, dự án này sẽ lưu trữ CO2 và giúp việc thu hồi dầu dễ dàng hơn, mặc dù không khả thi về mặt kinh tế.
Chuyển đổi mỏ dầu cũ để lưu giữ CO2 của các quốc gia châu Âu:
Đan Mạch:
Trang tin trực tuyến Euronews cuối tháng 11/2025 trích dẫn nguồn tin hãng AP cho hay: Giàn khoan Siri, gần mỏ dầu Nini nằm ở vùng Biển Bắc, Đan Mạch - nơi từng khai thác nhiên liệu hóa thạch thuộc Tập đoàn hóa chất INEOS Energy đang được tái sinh, để đảm nhận lưu giữ vĩnh viễn khí CO2. INEOS Energy dự định bơm CO2 hóa lỏng sâu xuống các bể chứa dầu đã cạn kiệt, ở độ sâu 1.800 mét dưới đáy biển, vị trí thu giữ và lưu trữ carbon này được đặt tên là Greensand Future (GF). Khi dự án bắt đầu hoạt động thương mại vào năm tới, GF sẽ trở thành địa điểm lưu trữ CO2 ngoài khơi đầu tiên của EU hoạt động một cách đầy đủ.
Ông Mads Gade - Giám đốc điều hành của INEOS Energy cho biết: Ban đầu Công ty sẽ lưu trữ 363.000 tấn CO2 mỗi năm và dự kiến sẽ tăng lên tới 7,3 triệu tấn năm vào năm 2030. GF đã ký hợp đồng với các cơ sở khí sinh học tại Đan Mạch để chôn lưu lượng CO2 thu giữ được trong các bể trữ dầu cạn kiệt của mỏ Nini.
Mặc dù có nhiều cơ sở thu giữ carbon trên khắp thế giới, nhưng công nghệ này vẫn còn kém xa quy mô cần thiết. Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA): Gần 34,5 tỷ tấn CO2 đã được thải ra trên toàn cầu vào năm ngoái. Mục tiêu của EU là phát triển ít nhất 227 triệu tấn CO2 lưu trữ mỗi năm vào năm 2040 để đạt mục tiêu Net Zero vào năm 2050.
Các chuyên gia tại Cơ quan Khảo sát Địa chất Đan Mạch (GFDG) cho biết: Đá sa thạch Greensand rất phù hợp để lưu trữ CO2 hóa lỏng. Gần một phần ba khối lượng đá được tạo thành từ các hốc nhỏ. Lớp đá chắn phía trên có đủ khả năng chịu được áp suất sinh ra khi lưu trữ CO2 dưới lòng đất.
Na Uy:
Việc thăm dò, khoan và thu hồi tài sản dầu khí được sử dụng trong các dự án này được Bộ Dầu khí và Năng lượng (MPE) cấp phép.
1. Mỏ dầu khí Sleipner:
Việc khoan mỏ Sleipner đã khởi động từ năm 1996 nhằm loại bỏ CO2 khỏi khí của mỏ khí nằm sâu khoảng 800 mét dưới mực nước biển. Mỏ được đánh giá có hàm lượng CO2 khoảng 9%, cần phải giảm đáng kể (nếu khí được chấp nhận về mặt thương mại). Mức CO2 2,5% đã được quy định do các thông số kỹ thuật của đường ống và cũng để đáp ứng thuế carbon do Chính phủ Na Uy ban hành năm 1990.
Quá trình này bao gồm việc đưa khí tự nhiên qua bộ lọc amin để loại bỏ CO2 và sau đó hỗn hợp amin/CO2 được làm nóng, tạo ra dòng CO2 tinh khiết được dẫn trở lại đáy biển và lưu trữ trong một bể chứa nước muối. Bể chứa này đã được giám sát kể từ khi dự án bắt đầu vào năm 1996 để đá phiến sét giữ khí lại. Đá phiến sét là đá phiến sét Nordland, có độ dày dao động từ 200 mét đến 300 mét. Năm 2011, hơn 13.000.000 tấn CO2 đã được cô lập trong tầng chứa nước muối trong hệ tầng cát Utsira bên dưới lớp đá sa thạch. Hoạt động này được thực hiện tuân theo Luật Dầu khí Na Uy.
2. Dự án Longship:
Năm 2021, dự án Longship đã được công bố trị giá 25 tỷ kr (3 tỷ USD) nhằm giảm lượng khí thải carbon từ các nhà máy xi măng, thủy tinh, giấy và phân bón, vốn thải ra hàng tấn carbon trong quá trình sản xuất.
Tháng 1 năm 2021, hai bên bờ vịnh hẹp bên ngoài Bergen đã được cắt bằng thuốc nổ để làm nơi đặt các bể chứa lưu trữ CO2 thu được. Liên doanh điều hành Longship cho biết mục tiêu của họ là điều hành một doanh nghiệp và dự kiến sẽ vận chuyển CO2 thu được bằng tàu thủy từ những nơi xa xôi như miền Bắc Tây Ban Nha.
Vương quốc Anh:
Việc khoan dầu khí trong và xung quanh Vương quốc Anh được điều chỉnh bởi Đạo luật Dầu khí năm 1998, nhưng việc lưu trữ CO2 được thực thi bởi Đạo luật Năng lượng năm 2008. Ngành công nghiệp dầu khí của Vương quốc Anh không thuộc sở hữu nhà nước như ở Hà Lan và Na Uy.
Đến năm 2030, Chính phủ Anh mong muốn có 4 cụm công nghiệp - nơi sẽ thu hồi, vận chuyển và lưu trữ carbon để ngăn ngừa phát thải vào khí quyển. Năm khu công nghiệp lớn nhất đã được chọn để thực hiện dự án này là Grangemouth ở Scotland; Teesside, Humber và Merseyside ở Anh; và Port Talbot ở xứ Wales. Năm 2012, Chính phủ đã tài trợ cho 2 dự án triển khai CCS (một dự án tại Peterhead/St Fergus ở Scotland dựa trên quá trình đốt khí tự nhiên và dự án còn lại tại Nhà máy điện Drax ở Bắc Yorkshire, Anh).
Bên cạnh Biển Bắc, CO2 được lưu trữ ở 3 khu vực khác nhau (Bắc Biển Bắc, Trung Biển Bắc, Nam Biển Bắc), các vùng nước ven biển xung quanh Vương quốc Anh cũng đã xác định được các địa điểm ở Biển Đông Ireland và Eo biển Manche. Tổng cộng, các địa điểm được xác định xung quanh thềm lục địa của Vương quốc Anh có khả năng lưu trữ hơn 4 tỷ tấn (bao gồm cả Biển Ireland).
Liên hợp lưu trữ carbon (NTZ và ZCH):
Dự án Net Zero Teesside (NZT) và Zero Carbon Humber (ZCH) của Anh đều đặt mục tiêu vận hành hoàn toàn vào năm 2026. NZT sẽ sử dụng tầng chứa nước Endurance để lưu trữ carbon, ước tính lưu trữ khoảng 54.000.000 tấn.
ZCH là chương trình áp dụng cho Humberside, khu vực nằm giữa bờ Bắc và bờ Nam cửa sông Humber trên bờ biển phía Đông nước Anh. Khu vực này là nơi xử lý khí carbonic lớn nhất của Anh (thải ra 12.400.000 tấn mỗi năm).
Các quốc gia khác:
Hà Lan, Đức, Pháp và Thụy Điển đều nhận thấy nhu cầu về các chương trình thu giữ carbon. Năm 2021, nhiều quốc gia trong nhóm này đã cân nhắc việc lưu trữ dưới Biển Bắc. Tuy nhiên, chưa có quốc gia nào tuyên bố liệu họ sẽ tiếp tục lưu trữ riêng, hay chi trả cho việc xử lý carbon tại các địa điểm ở Đan Mạch, Na Uy, hoặc Anh.
Triển vọng chuyển đổi mỏ dầu cũ thành “ngân hàng” CO2 của Việt Nam:
Theo Viện nghiên cứu Tăng trưởng xanh, thuộc Học viện Nông nghiệp Việt Nam: Việc triển khai thu hồi và lưu trữ các bon (CCS) là một biện pháp quan trọng giúp Việt Nam đạt được mục tiêu thực thi Hiệp định Paris về biến đổi khí hậu, với cam kết đưa phát thải ròng về “0” vào năm 2050. Dầu khí là một trong những ngành kinh tế có tiềm năng lưu trữ và tiêu thụ CO2 với số lượng cao nhất.
Hiện nay, CO2 ở Việt Nam được sử dụng chủ yếu trong sản xuất phân bón, cũng như trong các nhà máy lọc dầu. Hai nhà máy đạm Phú Mỹ và Cà Mau mỗi năm sử dụng khoảng 80.000 tấn CO2. Lượng CO2 này được thu trực tiếp khí thải của nhà máy và từ nhà máy xử lý khí ở khu vực lân cận. Nghiên cứu, triển khai công nghệ xanh trong các nhà máy này có thể tăng lượng CO2 được sử dụng.
Ngoài ra, các nghiên cứu của Viện Dầu khí Việt Nam cho thấy: Nếu ứng dụng các công nghệ sử dụng CO2 trong sản xuất DME, PE, PP, PS và một số sản phẩm khác có thể tạo cầu lớn cho CO2.
Mặc dù CCS chưa phát triển, song Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam đã có một số dự án nghiên cứu, thử nghiệm liên quan đến triển khai công nghệ này. Nghiên cứu về tiềm năng thực hiện CCS ở Việt Nam là dự án do Ngân hàng Phát triển châu Á tài trợ được Viện Năng lượng và Viện Dầu khí Việt Nam thực hiện từ những năm 2010-2012.
Theo đó, 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 4 bể 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. Khả năng lưu trữ này sẽ khả dụng khi các mỏ cạn kiệt, hoặc khi thực hiện dùng CO2 để thu hồi dầu. 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.
Về cơ bản, một dự án CCS đầy đủ bao gồm ba công đoạn chính: Thu giữ, vận chuyển và lưu trữ CO2. Trong từng giai đoạn cần có các quy định tương ứng để quản lý hoạt động của dự án và đảm bảo môi trường, sức khỏe cộng đồng. Bên cạnh đó, các dự án CCS thường cần đầu tư vốn tương đối cao.
Tổng hợp của các báo cáo cho thấy: Giá thành CCS ở Việt Nam từ 95-300 USD/tấn CO2, chi phí đầu tư 1,342-2,272 triệu USD/công suất một triệu tấn CO2/năm. Bên cạnh đó, tính an toàn của việc lưu trữ CO2 dưới lòng đất đang là vấn đề khó khăn, đặc biệt là nguy cơ rò rỉ khí CO2. Từ những đánh giá này có thể đưa ra một số đề xuất đối triển khai CCS từ hoạt động dầu khí tại Việt Nam:
1. Về mặt tiêu chuẩn quốc tế, tham khảo các khung pháp lý, quy định của các quốc gia và khu vực đã triển khai CCS như EU, Hoa Kỳ và Úc.
2. Công nghệ CCS có thể giúp hỗ trợ lưu trữ CO2 để giảm phát thải khí nhà kính; đồng thời có thể sử dụng cho các mục đích công nghiệp và thương mại. (Mặc dù nhiều nghiên cứu được tiến hành, tuy nhiên đến nay chưa có dự án CCS nào được triển khai trong vùng biển Việt Nam).
3. Để thúc đẩy việc triển khai CCS trong hoạt động dầu khí, Việt Nam cần bổ sung các quy định pháp luật liên quan để giảm chi phí và rủi ro, tăng cường các lợi ích cho nhà đầu tư, giảm thiểu biến đổi khí hậu, góp phần phát triển bền vững đất nước./.
BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Link tham khảo:
https://en.wikipedia.org/wiki/Carbon_storage_in_the_North_Sea
https://www.reuters.com/sustainability/
https://www.ft.com/content/ca86ccb9-055d-4233-909d-14edb95cbec0
Copy link
Có thể bạn quan tâm
Các bài đã đăng
[Xem thêm]Xem nhiều nhất
