Định hướng công nghệ công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ và mô phỏng phân xưởng làm khô khí trên giàn nén khí nhỏ

Mở Đầu Hiện nay ngành công nghệ chế biến khí được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta nhưng trong thực tế thì ngành công nghiệp này đang phải đối dện với nhiều khó khăn và thử thách.khí là nguồn nguyên liệu vô cùng quý hiếm gần như không thể tái sinh được, nó đóng vai trò quan trọng trong thời đại văn minh hiện nay và trong vài chục năm nữa khi mà nguồn năng lượng khác vẫn chưa thay thế được mọi sự biến động của cán cân cung và cầu của dầu khí,con người không dùng trực tiếp khí thiên nhiên mà chế biến chúng thành các sản phẩm có tính chất kỹ thuật được chuẩn hóa, nên phải có một tầm nhìn xa hơn cho ngành công nghiệp chế biến khí của nước ta. Hàm lượng nước có trong khí thiên nhiên cần phải biết vì hơi nước có thể bị ngưng tụ trong các hệ thống công nghệ xử lý sau này, hình thành các hydrat dễ đóng cục chiếm các khoảng không trong các ống dẫn hay các thiết bị phá vỡ điều kiện làm việc bình thường đối với các day chuyền vận chuyển và chế biến khí. Dựa trên quá trình tìm hiểu và thu thập tài liệu cùng sự hướng dẫn tận tình của thầy Lê Đình Chiển và bộ môn lọc hóa dầu, khoa dầu khí trường Đại học Mỏ Địa Chất em đã tiến hành lựa chọn đề tài “Định hướng công nghệ công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ và mô phỏng phân xưởng làm khô khí trên giàn nén khí nhỏ”. Mục đích của đề tài này là tìm ra nguyên nhân để hạn chế dung môi mất mát hàng năm và tìm ra thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sản phẩm mong muốn với giá trị cao nhất.

Mở Đầu

Hiện nay ngành công nghệ chế biến khí được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta nhưng trong thực tế thì ngành công nghiệp này đang phải đối dện với nhiều khó khăn và thử thách.khí là nguồn nguyên liệu vô cùng quý hiếm gần như không thể tái sinh được, nó đóng vai trò quan trọng trong thời đại văn minh hiện nay và trong vài chục năm nữa khi mà nguồn năng lượng khác vẫn chưa thay thế được mọi sự biến động của cán cân cung và cầu của dầu khí,con người không dùng trực tiếp khí thiên nhiên mà chế biến chúng thành các sản phẩm có tính chất kỹ thuật được chuẩn hóa, nên phải có một tầm nhìn xa hơn cho ngành công nghiệp chế biến khí của nước ta

Hàm lượng nước có trong khí thiên nhiên cần phải biết vì hơi nước có thể bị ngưng tụ trong các hệ thống công nghệ xử lý sau này, hình thành các hydrat dễ đóng cục chiếm cáckhoảng không trong các ống dẫn hay các thiết bị phá vỡ điều kiện làm việc bình thường đối với các day chuyền vận chuyển và chế biến khí

Dựa trên quá trình tìm hiểu và thu thập tài liệu cùng sự hướng dẫn tận tình của thầy Lê Đình Chiển và bộ môn lọc hóa dầu, khoa dầu khí trường Đại học Mỏ Địa Chất em đã tiếnhành lựa chọn đề tài “Định hướng công nghệ công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ và mô phỏng phân xưởng làm khô khí trên giàn nén khí nhỏ”

Mục đích của đề tài này là tìm ra nguyên nhân để hạn chế dung môi mất mát hàng năm vàtìm ra thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sản phẩm mong muốn với giá trị cao nhất

1.4.1 Nhu cầu dùng cho điện

1.4.2 Nhu cầu dùng cho công nghiệp

1.4.3 Nhu cầu dùng cho vận tải

1.4.4 Nhu cầu dùng cho dân dụng

Chương II : Các công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ

2.1 Công nghệ GTL (Gas To Liquids)

2.3.2.4 Quy trình vận chuyển NGH trên biển

2.4 Công nghệ GTM (Gas To Methanol)

4.1.1 Các dữ liệu của quá trình

4.1.2 Các phương pháp nhiệt động và dữ liệu

4.1.3 Lập mô hình mô phỏng

4.1.4 Kết quả

4.2 Nghiên cứu mô phỏng

4.2.1 Kết quả khi thay TEG bằng DEG 97%

4.2.2 Kết quả khi thay đổi nồng độ TEG để tìm ra nồng độ tối ưu

4.2.3 Xét ảnh hưởng nhiệt độ nồi tái đun đến lượng TEG mất mát

Kết luận

Chuong I: Tổng quan khí tự nhiên1.1 Khái niệm ,thành phần và phân loại của khí thiên nhiên

1.1.1 Khái niệm

 Khái niệm: Khí tự nhên là tập hợp những hydrocacbon khí metan, etan, propan, butan… được khai thác từ các mỏ khí Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tại trên các lớp dầu mỏ Trong khí tự nhiên thành phần chủ yếu là metan (chiếm 98% theo thể tích) Khí tự nhiên cũng chứa các chất vô cơ khác như nitơ, lưu huỳnh, và các khí trơ khác He, Ar… và hơi nước

Tùy thuộc vào đặc tính của từng giếng mà khi khai thác có những tạp chất và thành phần khác nhau

 Đặc điểm:

- Khí thiên nhiên là khí không màu, không mùi (có mùi là do mecaptan cho vào)

- Khí thiên nhiên có tính cháy sạch

- Thành phần chủ yếu của khí thiên nhiên là metan (CH4)

- Tỷ trọng đối với không khí dao động trong khoảng rộng từ 0,55 - 1,1

- Nhiệt cháy cao

1.1.2 Thành phần của khí thiên nhiên

Gồm 2 thành phần chính: hydrocacbon và không hydrocacbon:

- Hydrocacbon: chủ yếu từ C1 - C4, C4 - C7 ít hơn

- Không hydrocacbon: H2O (hơi, lỏng), N2, CO2, H2S, COS, CS2, RSH, H2, He Phần không hydrocacbon có một số là tạp chất mà trong quá trình chế biến cần phải tách chúng nếu không sẽ ảnh hưởng trong quá trình làm việc

Ví dụ: H2O

- Làm tăng quá trình ăn mòn khi có mặt CO2

- Ảnh hưởng đến hệ thống làm việc như tạo hyđrat, đóng băng gây tắc nghẽn đường ống làm giảm công suất vận chuyển

 Vì vậy, ta phải tách nước

Ngoài ra ta còn có:

-Nitơ: trơ, không ăn mòn

- CO2: có tính axit gây ăn mòn

- H2S: có tính axit gây ăn mòn

- H2: không là tạp chất

- He: trơ, thu hồi vì có giá trị

- Thường loại CO2, H2O, H2S

1.1.3 Phân loại khí thiên nhiên

Có nhiều cách phân loại khác nhau:

1.1.3.1 Theo nguồn gốc: có 2 loại:

a) Khí tự nhiên

- Là khí được khai thác từ giếng khí hoặc giếng khí - condensate hay giếng khí -dầu (trong đó dầu chiếm tỷ lệ thấp) Khi khai thác chỉ thu được khí

 Mỏ khí (gas well):

- Mỏ khí thuần tuý (không có liên hệ gì với dầu)

- Mỏ khí - dầu: trong đó khí nhiều hơn dầu, hàm lượng metan thấp hơn giếng khí thuần tuý

- Đặc điểm của gas well là tồn tại ở dạng khí ở điều kiện vỉa, trong quá trình khai thác không có sự tạo thành lỏng (nếu P, T giảm chuyển khí thành lỏng), thường thì hàm lượng CH4 cao có thể 98%

 Mỏ khí – condensate:

- Mỏ này dùng để sản xuất cả condensate và khí thiên nhiên Đặc điểm của mỏ

này là nhiệt độ cao (80 – 100C) và áp suất cao (P> 3.107 Pa) Trong điều kiện này

condensate hòa tan vào khí nên hỗn hợp nằm ở dạng khí

- Trong quá trình khai thác, khí đến đầu miệng giếng sẽ giảm áp suất và nhiệt độ khiến phần dầu bị ngưng tụ gọi là condensate, tách ra khỏi khí thiên nhiên

- Condensate gọi là khí ngưng tụ là phân đoạn nằm giữa khí và dầu thường là C5

 Đặc điểm của khí tự nhiên:

- Thành phần mêtan là chủ yếu 70 - 95%, C2 – C5 chiếm tỉ lệ rất thấp

- Thành phần khí tương đối ổn định, ít thay đổi theo điều kiện lấy mẫu

- Tỷ khối so với không khí thấp: 0,55 – 0,65

b) Khí đồng hành

- Là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu trong quá trình khai thác và được tách ra khỏi dầu sau đó Khí đồng hành thường được khai thác từ các mỏ dầu hoặc các mỏ dầu – khí trong đó dầu nhiều hơn khí Tại giếng có áp suất cao và nhiệt độ thấp, khí hòa tan trong dầu, khi khai thác áp suất giảm dầu thô có bọt khí

 Đặc điểm của khí đồng hành:

- Hàm lượng metan thấp hơn khí không đồng hành, hàm lượng C3, C4 và

condensate chiếm tỷ lệ đáng kể

- Thành phần khí thay đổi nhiều tùy theo điều kiện lấy mẫu

- Tỷ khối so với không khí cao: >1

1.1.3.2 Theo thành phần C3

a) Khí khô (dry gas)

- Thành phần khí chủ yếu là metan, không chứa hoặc chứa rất ít các hydrocacbon

C3 Khí khô còn được gọi là khí nghèo hay khí gầy (lean gas) Khí thiên nhiên được khai thác từ các mỏ khí thuộc loại khí khô

b) Khí ướt (wet gas)

- Ngoài thành phần chủ yếu là mêtan còn có chứa một lượng đáng kể C3 Khí ướt còn được gọi là khí béo hay khí giàu Khí khai thác từ các mỏ khí - condensate và

khí đồng hành có chứa một lượng đáng kể C3+ nên thuộc loại khí béo

 Hàm lượng C3 < 50 g/m3: khí khô, khí gầy

 50 g/m3 < hàm lượng C3 < 400 g/m3: khí trung bình

 Hàm lượng C3+ > 400g/m3 : khí béo, khí ướt

1.1.3.3 Theo hàm lượng khí axit

a) Khí ngọt (sweet gas)

- Hàm lượng H2S < 1/4 grains/100sft3 hay hàm lượng H2S < 5,8 mg H2S/m3

b) Khí chua (Sour gas)

- Hàm lượng H2S > 1/4 grains/100sft3 hay hàm lượng H2S > 5,8 mg H2S/m3

Trong khí chua có chứa các khí axit H2S và CO2 ngoài ra còn có chứa các hợp chất khác COS, CS2, RSH

1.2 Tình hình khai thác và trữ lượng khí

1.2.1 Tình hình khai thác khí

Bồn trũng cửu long hiện có các mỏ dầu khí đang hoạt đọng như là Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bạch Hổ và mỏ Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng cùng với hàng loạt các phát hiện khí ở các vùng lân cận như Kim Cương, Bạch Ngọc, Lục Ngọc, Phương Đông, Ba

Vì, Bà Đen… hình thành khu vực sản suất dầu và khí đồng hành chủ yếu của

petrovietnam hiện nay

Thềm lục địa tây nam ngoài mỏ Buunga-Kekwa, cái nước đang hoạt động, các mỏ khác như Bunga-Orkid, Raya-Seroja nằm trong khu vực phát triển chung với Malaysia (CAA/46-PM3), các phát hiện dầu khí gần đây như Ngọc Hiển, Phú Tân, Cái Nước, U Minh, Khánh Mỹ(lô 46/51), Kim Long… đang chuẩn bị vào giai đoạn phát triển

Bồn trũng Nam Côn Sơn ngoài mỏ Đại Hùng, mỏ Tây Lan, Lan Đỏ đang khai thác, các mỏ khác như Hải Thạch, Mộc Tinh, Rồng Đôi, Cá Chó dang trong giai đoạn chuẩn bị khai thác

Bồn trũng Sông Hồng ngoài mỏ khí Tiền Hải đang hoạt động các mỏ khác như sông Trà Lý, các phát hiện dầu khí ở lô B-10 ở đồng bằng Sông Hồng,Hồng long ((103-

TH), 70 km ngoài khơi bờ biển Tiền Hải đang được thẩm lượng, PIDC đang chuẩn bị nghiên cứu khả thi việc tìm khiếm thăm dò tự lực nhóm cầu tạo Hải Long bao gồm 4 cấu tạo là Hồng Long, Bạch Long, hoàng Long và Hắc Long để xác định trữ lượng, khai thác

và vận chuyển vào bờ phục vụ phát triển khinh tế khu vực đồng bằng Sông Hồng

1.2.2 Trữ lượng khí

Nguồn khí Việt Nam được tập trung chủ yếu tại các mỏ khí của các bể song Hồng, bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn và bể Malay-Thổ Chu (thềm lục địa Tây Nam) Hiện nay, tiềm năng khí tại chỗ được đánh giá đạt 3000 tỷ m3 [1] Tuy nhiêncho đến nay các mỏ khí đã được phát hiện nhìn chung không lớn, phân bố rải rác và chất lượng khí không đồng đều Điều này ảnh hưởng đến việc đầu tư phát triển mỏ

 Trữ lượng tiềm năng

b Bể Cửu Long: bể có diện tích hơn 40000 km2 Công tác tìm kiếm thăm dò đã đượctriển khai đầu tiên năm 1973-1974 với giếng khoan Bạch Hổ 1X Bể cửu Long là bể

có mật độ thăm dò và hệ số phát triển khí cao nhất Cho tới nay tổng sản lượng khí khai thác từ bể Cửu Long hơn 6 tỷ m3 khí Bể có trữ lượng khí xác định 42-47 tỷ m3khí, trữ lượng khí triển vọng là 84-140 tỷ m3

c Bể Sông Hồng: bể có diện tích lớn nhất khoảng 160000 km2 nhưng mức độ hiểu biết về phát hiện dầu khí ở mức thấp Tiềm năng dự báo khoảng 0,55-0,7 tỷ m3 quy dầu Trong phạm vi bể Sông Hồng đă phát hiện được một số mỏ khí có trữ lượng khí thấp cả ngoài biển lẫn trong đất liền Trữ lượng khí xác định của bể 5,6-11,2 tỷ m3 và trữ lượng khoảng 1,2 tỷ m3 vẫn đang được khai thác và mỏ khí D14 Sông Trà Lý do

công ty Anzoil mới phát hiện có trữ lượng khoảng 3,77 tỷ m3 Hai mỏ khí này đều nằm ở Thái Bình cách nhau 7 km.

d Bể Malay-Thổ Chu: bể có diện tích 130000 km2, có tiềm năng đáng kể với trữ lượng 280 tỷ m3 Mỏ Bunga-kewa đã khai thác được 1,25 tỷ m3/năm Mỏ Cái Nước

đã khai thác từ cuối năm 2003 và 15 tỷ m3 thuộc lô 46 được xác minh nhưng việc phát triển khai thác mỏ còn gặp khó khăn do nhiễm bẩn CO2 khoảng 23%

e Bể Phú Khánh: là một dài hẹp nằm ở miền trung nước ta Tiềm năng của bể được đánh giá trong khoảng 0,3-0,7 tỷ m3 quy dầu Tuy nhiên việc thăm dò và khai thác ởđây với độ rủi do còn cao do nước quá sâu và chi phí lớn Gần đây hãng

GAZPROM và Petrovietnam đã phát hiện tại lô 112 cách bờ biển Cố Đô Huế khoảng 26 km một mỏ có trữ lượng tiềm năm khoảng 550 tỷ m3

Tiềm năm dầu khí nước ta, đặc biệt khí có trữ lượng khá lớn.Nguồn tài nguyên quý giá này chắc chắn sẽ đóng vai trò rất quan trọng trong công việc phát triển công nghiệp khí

và hóa dầu ở Việt Nam, đặc biệt khí thiên nhiên, các mỏ khí nằm ở bể Sông Hồng và PhúKhánh nói chung có hàm lượng khí chua tương đối cao nên việc khai thác còn phụ thuộc nhiều vào điều kiện kỹ thuật, công nghệ, nhu cầu và yếu tố kinh tế

1.3 Sản lượng khí Việt Nam

Nhìn chung, khí ở các bể thuộc khu vực phía Nam đều có thành phần metan khá cao, hàm lượng CO2 thấp (trừ các bể thuộc khu vực Malay – Thổ Chu) Các bể khí ở khu vực phía Nam bể Sông Hồng (ngoài khơi các tỉnh Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi) có thành phần CO2 cao và metan thấp

Bảng 1.1 sản lượng khí metan từ các mỏ khí

1.3.1 Bể cửu long.

Tại đây tập trung các mỏ dầu đang khai thác và cung cấp khí đồng hành qua

đường ống Bạch Hổ Tuy nhiên, để tận dụng tài nguyên dầu khí, công suất đường ống Bạch Hổ được nâng cao nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ, ngoài ra Petro Vietnam

đã có kế hoạch bổ sung khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông, Emerald và các mỏ khác

để đảm bảo cung cấp ổn định khoảng 2 tỷ m3/năm

1.3.2.Bể Nam Côn Sơn

Bể được đánh giá là nguồn cung cấp khí thiên nhiên chủ yếu cho thị trường khí Việt Nam Đường ống khí Nam Côn Sơn đã đưa vào vận hành cuối năm 2002 Mỏ Lan Tây – Lan Đỏ được khai thác vào cuối năm 2002 và sau 2 năm đã cung cấp khí ổn định 2,7 tỷ m3/ năm

1.3.3 Bể Malay- Thổ Chu

Các mỏ khai thác của khu vực này như lô 46, 48, 50, 51 và lô B được đánh giá

có tiềm năng lớn, có thể cung cấp tới 3 tỷ m3/năm Tuy nhiên các mỏ này nằm rải

rác cách xa nhau nên việc thu gom và khai thác sẽ phức tạp và tốn kém Hơn nữa, nguồn khí này nằm cách xa thị trường tiêu thụ chình (TPHCM, Đồng Nai, Bà Rịa – Vũng Tàu),

cơ sở hạ tầng khu vực Nam Việt Nam còn chưa phát triển nên việc triển khai dự án khí tạikhu vực này đang được nghiên cứu nhằm sử dụng hiệu quả

1.3.4 Bể Sông Hồng

Tại khu vực này, mỏ khí Tiền Hải C (Thái Bình) được khai thác từ năm 1981 cho đến nay với sản lượng khai thác khoảng 530 triệu m3 khí Năm 1992 phát hiện cấu tạo

103 – H và gần đây phát hiện them cấu tạo D14, có trữ lượng không lớn

Các mỏ khí khác chủ yếu tập trung vào khu vực biển miền Trung, có hàm lượng CO2 cao (27 – 90%), thị trường tiêu thụ khí ở miền Bắc và miền Trung chưa lớn, công nghệ xử lý khí có hàm lượng CO2 cao thì chưa hiệu quả, nên mặc dù bể này có tiềm năng

về trữ lượng khí khá lớn, nhưng việc khai thác và đưa vào sử dụng các mỏ này hiện nay vẫn chưa khả thi và cần được xem xét nghiên cứu

1.4 Nguồn cung cấp khí

1.4.1 Dự án khí Nam Côn Sơn

Dự án lắp đặt đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn được khởi công vào ngày 15 tháng 12 năm 2000 và hoàn thành cuối năm 2002

Hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn có công suất 2,7-5,7 tỷ m3 khí/năm Trung tâm phân phối khí phú mỹ, phân phối khí từ mỏ Bạch Hổ và Nam Côn Sơn Công suất

10 triệu m3 khí/ngày trong giai đoạn 1 và 21 triệu m3 khí/ngày trong giai đoạn 2

1.4.2 Đường ống dẫn khí Bạch Hổ

Đường ống khí Bạch Hổ trung bình hàng ngày đưa vào bờ 4-5 triệu m3 khí ẩm (trướcnăm 2006 là 5-6 triệu m3, hiện tại sản lượng khai thác của bể đang trong giai đoạn suy giảm) Từ nhà máy Dinh C6 mỗi ngày cung cấp hơn 3 - 4 triệu m3 khí khô cho các nhà máy phát điện Bà Rịa, Phú Mỹ, và nhà máy đạm Phú Mỹ, 800 tấn LPG và 230 tấn

condesate (tương dương với trên 1 tỉ m3 khí khô/năm, khoảng 300 nghìn tấn LPG/năm và

80 nghìn tấn condensate/năm) Tính từ năm 1995 đến nay, tổng lượng khí mỏ Rạng Đông, Bạch Hổ đưa vào bờ trên 18 tỉ m3, cung cấp cho các hộ tiêu thụ trên bờ khoảng 15

tỉ m3 khí khô (trong đó chủ yếu cho điện tới trên 12 tỉ m3, còn lại cung cấp cho Nhà máy Đạm Phú Mỹ và các hộ công nghiệp từ năm 2003); 2,8 triệu tấn LPG, 1 triệu tấn

Condensate và vận chuyển 760 nghìn tấn Condensate của bể NCSvào bờ từ năm 2003

1.4.3 Dự án Phú Mỹ tp Hồ Chí Minh

Hiện tại, hệ thống đang cung cấp khoảng 700 nghìn m3/ngày đêm cho các hộ thấp áp, chủyếu là Nhà máy Vedan chiếm tới 90%, tiếp đến là Taicera trên 6%, các hộ tiêu thụ còn lạidưới 4% (Toàn Quốc, PFS, BSV, DMC) TInh đến năm 2007 đã cung cấp tổng cộng 1.032 triệu m3

1.4.4 Dự án đường ống dẫn khí lô B ô môn

Dự án đường ống dẫn khí Lô B-Ô Môn, hệ thống dẫn khí kết nối khu vực miền Đông và miền Tây Nam bộ, đường ống khí Nam Côn Sơn 2, Nhà máy xử lý khí Cà Mau, kho và

hệ thống phân phối LNG, kho chứa LPG lạnh, đường ống khí Hải Sư Trắng/Tê Giác Trắng-Bạch Hổ…để sớm hoàn thành và đưa vào khai thác các dự án trọng điểm, ngoài việc đầu tư nguồn lực tài chính, con người, PV Gas còn đặc biệt quan tâm đến việc hoàn thiện hệ thống quản lý chất lượng, môi trường, an toàn và sức khỏe nghề nghiệp

1.4.5 Dự án khí Tiền Hải

Mỏ khí Tiền Hải C với trữ lượng vào khoảng 1,3 tỷ m3 được phát hiện và đưa vào khai thác từ năm 1981, là sự khởi đầu khiêm tốn nhưng cũng không kém sức thuyết phục của ngành công nghiệp khí Việt Nam Khí đốt đã góp phần một cách kịp thời nhằm khắc phụ khó khăn do thiếu điện, làm tăng giá trị sản phẩm như gốm, xi măng trắng, kính chất lượng cao, vật liệu xây dựng…

1.5 Thị trường khí

1.5.1 Nhu cầu dùng cho điện

Nhu cầu tiêu thụ điện năng của Việt Nam là rất lớn bình quân khi thu nhập đầu người tăng 1% thì cần tăng 2-3% năng lượng Việc sử dụng khí thiên nhiên làm nguồn nhiên liệu có nhiều ưu việt so với các nguồn nguyên liệu khác.Những tính ưu việt của sử dụng khí thiên nhiên làm giảm giá thành sản suất điện sử dụng dầu FO, tăng tính cạnh tranh của sử dụng khí so với sử dụng các loại nhiên liệu như than, thủy điện…

1.5.2 Nhu cầu dùng cho công nghiệp

Ngoài nhu cầu sử dụng khí cho điện năng thì một lượng lớn khí cũng được sử dụng cho các ngành công nghiệp như dùng làm nhiên liệu đốt, dùng cho ngành công nghiệp hóa

dầu, khí tự nhiên được dùng để sản xuất các chất dầu, chất cơ sở, sản xuất nhiên liệu cho động cơ đốt trong, sản xuất phân đạm, sản xuất hóa phẩm hữu cơ…

1.5.3 Nhu cầu dùng cho vận tải

Trong giai đoạn hiện nay với xu hướng chuyển đổi sử dụng các nhiên liệu sạch ít gây ảnh hưởng tới môi trường đồng thời giá thành rẻ thì khí thiên nhiên đang được lựa chọn thay thế cho các nhiên liệu chuyền thống Khí tự nhiên được nén rồi sau đó được sử dụng cho các phương tiện giao thông Các phương tiện giao thông sử dụng khí nén có giá thành thấp hơn, sinh ra ít khí thải độc hại cho môi trường, độ an toàn cao

1.5.4 Nhu cầu dùng cho dân dụng

Khí thiên nhiên được dùng cho dân dụng như dùng làm khí đốt phục vụ sinh hoạt, dùng sưởi ấm… đây là nguồn nguyên liệu tượng đối rẻ tiền mà lại đảm bảo môi trường sống, có hiệu suất nhiệt cao

Chương II: Các công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ

2.1 Công nghệ GTL (Gas To Liquids)

2.1.1 Khái niệm

- GTL là cụm từ viết tắt của từ Gas-To-Liquid và là công nghệ lọc hóa dầu được

áp dụng để chuyển hóa khí tự nhiên thành các sản phẩm lỏng như naphta, dầu hỏa và Diesel bằng các phản ứng hóa học

- Hiểu đơn giản, quá trình GTL phân chia phân tử khí tự nhiên rồi ghép lại thành các phân tử có mạch dài hơn như các sản phẩm trong dầu thô Giống như quá trìnhpolyme hóa, GTL tạo thành các phân tử lớn hơn từ các phân tử nhỏ

- Có hai hướng chuyển hóa khí thành lỏng cơ bản:

+ Chuyển hóa trực tiếp khí thành sản phẩm dầu mỏ tổng hợp (syncrude), có một sốquá trình chuyển hóa trục tiếp được nghiên cứu nhưng không quá trình nào được thương mại hóa do không hấp dẫn về Phương diện khinh tế

+ Chuyển hóa gián tiếp thông qua quá trình sản xuất khí tổng hợp (syngas), từ khí tổng hợp chuyển hóa thành nguyên, nhiên liệu lỏng bằng quá trình Fischer-

Hình 2.2: Quy trình sản xuất sản phẩm lỏng đơn giản

2.1.2.1 xử lý khí thiên nhiên

Xử lý khí thiên nhiên nhằm loại bỏ nước và các tạp chất bằng cách tách và làm sạch không khí

2.1.2.2 Sản xuất khí tổng hợp

Khí tổng hợp được tạo thành trong quá trình oxi hóa không hoàn toàn metan hoặc reforming hơi nước:

a Oxi hóa không hoàn toàn:

b Reforming hơi nước

c Các phản ứng khác có thể xảy ra:

Để phản ứng F-T tránh được quá trình metan hóa, người ta cho phản ứng ở nhiệt

độ thấp: 220 – 3500C và áp suất 2 – 3MPa

 Một số quy trình công nghệ F-T

Hình 2.3 Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng TBPU tầng cố định dạng ống

Hình 2.4 Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng thiết bị phản ứng xúc tác tầng sôi

Hình.2.5 Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng thiết bị phản ứng dạng huyền phù

 Sản phẩm thu được

 Nhiệt độ cao: sản phẩm chủ yếu là gasoline

 Nhiệt độ thấp: sản phẩm chủ yếu là Oil/waxes

2.1.2.4 Nâng cấp sản phẩm của quá trình F-T

Các sản phẩm của quá trình F-T nhiệt độ cao hay thấp đều cần được nâng cấp để có thể sử dụng làm nhiên liệu như xăng, dầu hỏa và diesel Các xưởng nângcấp dùng ở đây cũng tương tự các phân xưởng sử dụng trong công nghiệp lọc hóa dầu như hidrocracking, reforming, hidro hóa, isome hóa, polyme hóa và alkyl hóa.Với các hidrocacbon nhỏ hơn C4, phải sử dụng isome hóa để sản xuất xăng, trong khi các hidrocacbon nặng hơn C20 thì phải dùng hidrocracking để sản xuất dầu hỏa và diesel Với các sản phẩm phân đoạn giữa, chỉ cần sử dụng reforming để sảnxuất các nhiên liệu bậc cao Sơ đồ sau mô tả các quá trình nâng cấp cần thiết để tạo ra các nhiên liệu GTL tốt từ quá trình F-T

Hình 2.6 Quá trình nâng cấp các sản phẩm GTL2.1.3 Các phương pháp chuyển hóa.

Công nghệ GTL có thể chia thành 2 phương pháp chính: reforming metan trực tiếpthành các sản phẩm có giá trị và reforming metan gián tiếp thong qua khí tổng hợp(H2 và CO) thành nhiên liệu lỏng và các sản phẩm hóa dầu

2.1.3.1 Chuyển hóa trực tiếp metan thành hydrocacbon

Hướng công nghệ này được thực hiện bằng các phản ứng chính sau:

Theo các phản ứng này, kết quả tốt nhất đạt được có độ chọn lọc 20% và độ chuyển hóa 40% Do tính thực tiễn thấp nên hướng phương pháp chuyển hóa này không được ứng dụng Tuy nhiên, việc nghiên cứu vẫn đang được thực hiện nhằm nâng cao khả năng ứng dụng vào thực tế, ví dụ như sử dụng công nghệ có dòng tuần hoàn để cho độ chuyển hóa cao hơn và chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn

Hình 2.7 Chế biến của công nghệ Synfuel GTL2.1.3.2 Chuyển hoá gián tiếp

 Công nghệ GTL chuyển hóa gián tiếp gồm các bước:

 Chuyển hóa khí thiên nhiên (metan) thành khí tổng hợp (H2 và CO) bằng reforming hơi nước, hoặc reforming sử dụng CO2, hoặc oxi hóa một phần vv…;

 Sắp xếp lại mạch chính của các hydrocacbon để có được phân tử dài hơn bằng quá trình tổng hợp Fischer – tropsch;

 Chuyển hóa và tách sản phẩm sử dụng quá trình hydrocracking, hoặc cracking nhiệt để chuyển hóa sáp (wax) thành phân đoạn diesel, naphta nhẹ hơn rùi chưng cất tách phân đoạn, hoặc chỉ chưng cất để phân tách các sản phẩm

Hình 2.8: Công nghệ GTL chuyển hóa gián tiếp có giai đoạn tổng hợp Fischer – Tropsch

Công nghệ này không những có thể sử dụng nguyên liệu thiên nhiên mà còn chuyển hóa các nguyên liệu khác như: than đá, bitum, cặn chưng cất dầu thô, khí đuốc trong các nhà máy lọc dầu Tùy loại nguồn nguyên liệu mà tỷ lệ

H2/CO trong khí tổng hợp sẽ khác nhau Tuy nhiên tỷ lệ này cũng có thể thay đổi và kiểm soát được tùy theo phương pháp sản xuất khí tổng hợp.

 Các phương pháp sản xuất khí tổng hợp gồm có:

 Reforming hơi nước (SR - Steam Reforming);

 Oxi hóa một phần (POX - Patial Oxidation)

 Reforming nhiệt (ATR - Auto Themal Reforming)

 Reforming dioxit cacbon (Carbon Dioxide Reforming)

 Plasma

a Reforming hơi nước

Quá trình reforming hơi nước chuyển hóa hỗn hợp khí thiên nhiên (metan) và hơi nước trên hệ xúc tác niken ở điều kiện 800 - 1000C và 30 atm thành khí tổng hợp giàu hidro

Phản ứng phụ:

Phản ứng phụ (2) là phản ứng tỏa nhiệt Do đó khi hai phản ứng này cùng xảy ra thì nhiệt động học của cả quá trình này sẽ phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất và tỷ lệ H2O/CH4 Nhiệt độ cao và áp suất thấp tạo điều kiện thuận lợi cho việc chuyển hóa CH4 Hydro được tạo thành càng nhiều thì tỷ lệ H2O/CH4 càng cao

Ngoài ra hơi nước được dùng dư nhiều để ngăn cản không có cacbon hình thành trên bề mặt xúc tác Tỉ lệ H2/CO phổ biến là lớn hơn 3:1 Khí thiên nhiên phải được loại bỏ lưu huỳnh nhằm tránh việc ngộ độc xúc tác

Hình 2.9: Công nghệ GTL có sử dụng phương pháp reforming hơi nước của

Rentech

b Oxi hóa một phần:

Trong quá trình oxi hóa một phần, khí tự nhiên phản ứng với oxy tinh khiết

trong điều kiện nhiệt độ từ 1200 – 1500C

Phản ứng này có thể xảy ra mà không cần xúc tác, nhưng xúc tác như niken hay coban có thể làm tăng hiệu suất phản ứng, và được gọi là oxi hóa không hoàn toàn bằng xúc tác Oxi hóa không hoàn toàn ở pha khí thông thường tạo ra khí tổng hợp

có tỉ lệ H2/CO = 2:1, và sản phẩm phụ gồm CO2 và H2O Nhược điểm của

phương pháp này là cần một phân xưởng sản xuất oxi

Hình 2.10: Sơ đồ phân xưởng sản xuất khí tổng hợp - phương pháp oxi hóa một

Hình 2.11: Sơ đồ phân xưởng reforming nhiệt

d Reforming dioxit cacbon

reforming hơi nước Xúc tác niken bị cốc hóa nhanh chóng và mất hoạt tính, do đóngười ta thường sử dụng xúc tác Rh hoặc Rut hay cho Ni Hiện nay đang tập trungvào nghiên cứu phát triển các xúc tác có khả năng chống lại sự hình thành cacbon cho reforming CO2

Tỷ lệ H2/CO = 1 trong khí tổng hợp tạo ra từ reforming CO2 là thấp so với yêucầu cần thiết của quá trình F-T là nằm trong khoảng từ 1,8 – 2,3 Do đó reformingCO2 được kết hợp với reforming hơi nước để tạo thành tỷ lệ H2/CO thích hợp, trong thực tế được coi là reforming hỗn hợp

CO (trong khi phương pháp oxi hóa một phần, reforming nhiệt là khoảng 2,7 và

reforming hơi nước là 3,7).

2.2 Công nghệ LNG (Liquefied Natural Gas)

2.2.1 Khái niệm

- Liquefied Natural Gas (LNG) là khí tự nhiên dạng lỏng

- Khí tự nhiên được hóa lỏng tới -155oC tới -165oC

- Tiêu thụ năng lượng riêng (kwh/kg LNG) là một cách xác định hiệu xuất của quá trình hóa lỏng

- Khối lượng riêng của LNG là 450kg/m3

- LNG giảm được khoảng 600 lần về thể tích, dùng để tồn trữ và vận chuyển khí nhất

là ở nơi xa thị trường và có trữ lượng khí lớn

2.2.2 Quy trình công nghệ

Khí tự nhiên từ mỏ qua thiết bị tách nguyên liệu sau đó được chuyển đến thiết bị tách axit, tách nước Do axit gây ăn mòn thiết bị và nước tạo tinh thể nên cần phải tách trước Nếu khí nguyên liệu có chứ Hg thì cần phải tách vì Hg rất độc Khí sau khi được

xử lý sơ bộ được đưa tới phân xưởng hóa lỏng Đây là phân xưởng quan trọng nhất của nhà máy hóa lỏng trên LNG-FPSO

CO2/H2S H2O

Dung môi

Chất làm khô

Tách dòng

nguyên liệu

50ppm >1ppm >0,01 g/Nm3 CO2 H2O Hg

Tách

Hóa lỏng

+ Công suất sản xuất LNG của nhà máy là 1mmtpa

+ Môi chất lạnh là Propane, ethylene và methane

+ Hiệu xuất cao (gần bằng 0,3kwh/kg LNG)

+ Lượng thiết bị lớn

+ Cần một diện tích lớn cho chứ môi chất lạnh và quả lý

+ Giảm nguy cơ dẫn tới chất lỏng dự trữ cháy

+ Không được đề nghị cho môi trường ngoài khơi

+ Số thiết bị ít hơn 50% so với công nghệ bậc

+ Một vài sự thay đổi đã được đề xuất và phát triển

+ Sự nhạy cảm để thay đổi trong thành phần nguyên liệu

+ Cần một diện tích rộng cho sự tạo lạnh, chứa và quản lý

+ Môi cháy lạnh dễ bắt cháy

- Chu trình giãn nở

+ Dự trên chu trình Claude và Brayton cũ

+ Một vài chu trình như:

Chu trình giãn nở đơn

Chu trình giãn nở kép

Chu trình giãn nở mở (methane như môi chất lạnh )

Chu trình giãn nở đóng (nitơ như môi chất lạnh)

+ Hiệu suất tới 0,4 kwh/kg LNG

+ Môi chất lạnh sạch (riêng nitơ) được làm lạnh sâu bằng sự giãn nở để ngưng khí

tự nhiên thành LNG trong hộp lạnh

Bảng 2.3: So sánh các chu trình hóa lỏng cho nhà máy LNG ngoài khơi

Expander

KrypakEXPHiệu xuất

Trungbình

Plate-in Kettle Plate-in

Thiết bị hóa Spiral Core-in- Plate-in Spiral Spiral Plate-in Plate-in

Không không

Đầu tư ban

đầu

Trungbình

Trungbình

Thấp Trung

bình

Trungbình

Trungbình

Sự nhỏ gọn Thấp Thấp Trung

bình

Trunhbình

bìnhTác động

Trungbình

Trungbình

+ Công nghệ nhiều bậc (MFCP-Multifluid cascade process) của Linde

+ Chu trình giãn nở nitơ kép và đơn chuẩn

+ Công nghệ Niche LNGSM của CB và I Lummus

+ Công nghệ hóa lỏng LNG SmartR (chu kỳ mở và đóng) của Mustang

Engineering

- Những thuận lợi trong quy trình sản xuất LNG-FPSO

+ Cho phép phát triển các mỏ khí cận biên và mỏ khí xa

+ Cho phép kết hợp sản xuất dầu mỏ và khí tự nhiên từ mỏ tổng hợp

+ Làm giảm thời gian dự án

+ Giảm chi phí tài chính