Thiết kế nhà máy chế biến khí với nguồn nhiên liệu mỏ sư tử trắng và các mỏ khí khác từ đường ống nam côn sơn 2 về bờ

LỜI MỞ ĐẦUNgày nay, với sự phát triển của nhiều ngành công nghiệp, các sản phẩm chế biến từ khí thiên nhiên ngày càng được tận dụng triệt để do có độ tinh khiết cao, giáthành rẻ hơn nhiề

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA-VŨNG TÀU

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

THIẾT KẾ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ VỚI NGUỒN NHIÊN LIỆU

MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ CÁC MỎ KHÍ KHÁC TỪ ĐƯỜNG ỐNG

NAM CÔN SƠN 2 VỀ BỜ

Ngành : Công nghệ kỹ thuật hóa học

Chuyên ngành : Hóa dầu

Giảng viên hướng dẫn : Th.S Mai Xuân Ba Sinh viên thực hiện

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan mọi điều trong đồ án tốt nghiệp là do tôi viết

Mọi số liệu trong đồ án tốt nghiệp đều được trích dẫn một cách trung thực từ cácnguồn tin cậy

1

LỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực hiện đồ án, tôi xin chân thành cảm ơn Thạc sĩ Mai Xuân Ba

đã tận tình giúp đỡ tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp

Cảm ơn quý thầy cô trong bộ môn Lọc – Hóa dầu đã giúp đỡ tôi đã có nhữngkiến thức cơ bản cần thiết để thực hiện đồ án này

Vũng Tàu, tháng 7 năm 2017

Sinh viên thực hiện

Hoàng Văn Lãnh

2

MỤC LỤC

MỤC LỤC

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

DANH MỤC BẢNG

DANH MỤC SƠ ĐỒ, ĐỒ THỊ

LỜI MỞ ĐẦU

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NGUỒN CUNG VÀ NHU CẦU KHÍ VIỆT NAM

1.1 Tình hình ngành công nghiệp khí Việt Nam

1.2 Khả năng khai thác khí của Việt Nam

1.2.1 Bể Cửu Long

1.2.3 Bể Nam Côn Sơn

1.2.3 Bể Malay – Thổ Chu

Chương 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ

2.1 Các phương pháp chế biến khí

2.1 Ngưng tụ khí nhiệt độ thấp

2.1.1 Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh ngoài

2.1.2 Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh trong

2.1.3 Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh tổ hợp

2.2 Hấp thụ khí

2.2.1 Nguyên tắc và sơ đồ lí thuyết hấp thụ khí

2.3 Chưng cất ở nhiệt độ thấp

Chương 3: ĐÁNH GIÁ LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ TỪ ĐƯỜNG ỐNG NAM CÔN SƠN 2

3.1 Mục tiêu của Nhà máy Chế biến khí Nam Côn Sơn 2

3.2 Các công nghệ chế biến khí hiện nay trên thế giới

3.2.1 Công nghệ thu hồi Sales Gas, LPG của NOVA Tech

3.2.2 Công nghệ AET NGL Recovery của hãng Advanced Extraction Technology

i

3.2.3 Công nghệ thu hồi LPG của hãng Black & Veatch Prichard

3.2.4 Công nghệ loại bỏ CO2 LRS 10 của GL Noble Denton

3.2.5 Công nghệ thu hồi Ethane, LPG của Orloff

3.3 Biện luận lựa chọn công nghệ phù hợp

Chương 4: THIẾT KẾ QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ

4.1 Xây dựng sơ đồ khối của nhà máy

4.2 Lựa chọn các thiết bị chính trong nhà máy

4.2.1 Cụm Seperation Unit

4.2.2 Cụm Stabilizer Unit

4.2.3 Cụm Acid Gas Cleaning Unit

4.2.4 Cụm Dehydration Unit

4.2.5 Cụm ColdBox Unit

4.2.6 Cụm LPG Unit

Chương 5: THIẾT KẾ MÔ PHỎNG XÁC ĐỊNH QUY MÔ CÔNG SUẤT VÀ TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ

5.1 Mục tiêu mô phỏng

5.2 Thông số khí nguyên liệu đầu vào

5.3 Tiêu chuẩn ASTM

5.3.1 Tiêu chuẩn khí khô thương phẩm

5.3.2 Tiêu chuẩn Ethane thương phẩm

5.3.3 Tiêu chuẩn LPG thương phẩm

5.3.4 Tiêu chuẩn Condensate thương phẩm

5.4 Mô phỏng

5.4.1 Thực hiện mô phỏng

5.4.2 Kết quả thu được

5.5 Cách tính doanh thu sản phẩm của nhà máy

5.6 Tổng vốn đầu tư cho từng phương án

5.7 Hiệu quả kinh tế

KẾT LUẬN

ii

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Phụ lục A – Sản lượng hàng năm

Phụ lục B – Doanh thu hàng năm

Phụ lục C – Tổng vốn đầu tư cho ba phương án

Phụ lục D – Phân tích tài chính

Phụ lục E – Đơn giá khí và sản phẩm hàng năm

Phụ lục F – Thông số mô phỏng

iii

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

DO – Dầu Điesen

FO – Dầu mazut, dầu nhiên liệu

LNG – Khí thiên nhiên hóa lỏng

LPG – Khí dầu mỏ hóa lỏng

GSP – Gas Subcooled Process

MDEA – Methyl Diethanol Amine

DEA – Diethanol Amine

DGA – Diglycol Amine

DIPA - Diisopropanol Amine

DEG – Diethylene Glycol

SCORE – Single Column Overhead REcycle

TEG – Triethylene Glycol TREG –

Tetraethylene Glycol

IRR – Internal Rate of Return

NPV – Net Present Value

PR – Peng-Robinson

RK – Redlich-Kwong

SRK – Soave modification of Redlich – Kwong

iv

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1 Trữ lượng thu hồi các mỏ Bể Cửu Long giai đoạn 2019-2035 Trang

Bảng 1.2 Trữ lượng thu hồi các mỏ bể Nam Côn Sơn giai đoạn 2019-2035 TrangBảng 1.3 Trữ lượng cấp 2P bao gồm 8% khí trơ TrangBảng 1.4 Trữ lượng cấp 2P hydrocacbon TrangBảng 3.1 Thành phần khí nguyên liệu theo dự báo TrangBảng 4.1 Ưu, nhược điểm của ba dung môi glycol TrangBảng 5.1 Thành phần dòng nguyên liệu TrangBảng 5.2 Sản lượng khí hằng năm theo dự báo TrangBảng 5.3 Tiêu chuẩn khí khô thương phẩm TrangBảng 5.4 Tiêu chuẩn Ethane thương phẩm TrangBảng 5.5 Tiêu chuẩn LPG thương phẩm TrangBảng 5.6 Tiêu chuẩn Condensate thương phẩm Trang

Bảng 5.7 So sánh giới hạn của phương trình trạng thái PR và SRK………TrangBảng 5.8 Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 10 triệu m3/d TrangBảng 5.9 Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 7 triệu m3/d Trang

Bảng 5.10 Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 5.7 triệu m3/d

Trang Bảng 5.11 Tổng vốn đầu tư cho ba phương án công suất Trang Bảng 5.12 Thời gian hoàn vốn Trang

v

DANH MỤC HÌNH ẢNH, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Sản lượng cung cấp khí bể Cửu Long giai đoạn 2019-2035 Trang…Hình 2.1 Giản đồ P-T hệ đa cấu tử khí Trang…Hình 2.2 Sơ đồ ngưng tụ một bậc ở nhiệt độ thấp Trang…Hình 2.3 Sơ đồ cụm thiết bị chính của chu trình làm lạnh trong Trang…Hình 2.4 Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp một bậc dùng chu trình làm lạnh tổ hợp Trang…

Hình 2.5 Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp hai bậc sử dụng chu trình làm lạnh tổ hợp

Trang…Hình 2.6 Sơ đồ lý thuyết của phương pháp hấp thụ Trang…Hình 2.7 Tháp chưng cất – bay hơi Trang…Hình 2.8 Tháp ngưng tụ - bay hơi Trang…Hình 3.1 Công nghệ thu hồi Sales Gas của NOVA Tech Trang…Hình 3.2 Công nghệ thu hồi C2, C3, NGL của AET Trang…Hình 3.3 Công nghệ thu hồi LPG của Black & Veatch Prichard Trang…Hình 3.4 Công nghệ loại bỏ CO2 LRS 10 của Noble Denton Trang…Hình 4.1 Sơ đồ khối của nhà máy Trang…Hình 4.2 Thiết bị tách dạng Vessel Trang…Hình 4.3 Thiết bị tách dạng Harp Type Trang…Hình 4.4 Thiết bị tách dạng Double Barrel Trang…Hình 4.5 Sơ đồ hấp thụ hóa học bằng MEAmine Trang…Hình 4.6 Sơ đồ loại bỏ nước bằng phương pháp hấp thụ bằng dung môi glycol

Trang…Hình 4.7 Sơ đồ khối cụm ColdBox Unit Trang…Hình 4.8 Sơ đồ khối cụm LPG Unit Trang…Hình 5.1 Sơ đồ mô phỏng tổng của nhà máy Trang…Hình 5.2 Sơ đồ mô phỏng cụm Seperation Unit Trang…Hình 5.3 Sơ đồ mô phỏng cụm Stabilizer Unit Trang…Hình 5.4 Sơ đồ mô phỏng cụm Acid Gas Cleaning Unit Trang…

vi

Hình 5.5 Sơ đồ mô phỏng cụm Dehydration Unit Trang…Hình 5.6 Sơ đồ mô phỏng cụm ColdBox Unit Trang…Hình 5.7 Sơ đồ mô phỏng cụm LPG Unit Trang…

Đồ thị 5.1 Chỉ số IRR của ba phương án công suất Trang…

Đồ thị 5.2 Chỉ số NPV của ba phương án công suất Trang…

Đồ thị 5.3 Chỉ số IRR và NPV của ba phương án công suất Trang…

vii

LỜI MỞ ĐẦU

Ngày nay, với sự phát triển của nhiều ngành công nghiệp, các sản phẩm chế biến

từ khí thiên nhiên ngày càng được tận dụng triệt để do có độ tinh khiết cao, giáthành rẻ hơn nhiều so với tổng hợp từ các chất vô cơ Ứng dụng phổ biến nhất cóthể kể đến như:

Khí khô thương phẩm được sử dụng làm nhiên liệu trong các nhà máy điện, làmnguyên liệu cho các nhà máy phân đạm, chế biến hóa dầu (polypropylene,polyetylene, methanol, …) và cung cấp cho các khách hàng công nghiệp khác

Ethane được ứng dụng trong việc sản xuất nhựa tổng hợp, oxit etylene, chất hoạtđộng bề mặt và nhiều sản phẩm, bán sản phẩm khác, …

Khí hóa lỏng LPG là nguồn nhiên liệu quan trọng trong các nhà máy điện, hộcông nghiệp, khu đô thị

Condensate có thành phần tương tự phân đoạn nhẹ trong dầu thô được sử dụng

để sản xuất ra xăng, dầu hỏa (KO), diesel (DO), fuel oil (FO) hoặc làm dung môicông nghiệp Ngoài ra còn có thể làm nguyên liệu cho quá trình chế biến hóa dầu,sản xuất Olefin, BTX, …

Với việc hoàn thành chỉ tiêu khai thác gần 10 tỷ m3 khí trong năm 2016 và đónnhận dòng khí đầu tiên từ mỏ Sư Tử Trắng trong giai đoạn 1, PVN đã đặt mục tiêulớn trong năm 2017 Sản lượng khai thác này dự kiến vẫn được duy trì trong cácnăm tới và dự kiến sẽ tăng cao hơn nữa trong năm 2020-2021 khi các dự án khí mới

bổ sung như đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2, dự án đường ống khí Lô B – ÔMôn, dự án Cá Voi Xanh đi vào hoạt động

Theo qui hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn 2015 – 2025

và tầm nhìn đến 2035 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, thì một trong nhữnghướng chính để gia tăng giá trị sử dụng của nguồn khí là thực hiện chế biến sâu để táchcác sản phẩm Etan, LPG, Condensate Tuy nhiên thực tế hiện nay tỷ trọng nguồn khíđược chế biến sâu chiếm tỷ lệ tương đối nhỏ do mới chỉ có Nhà máy Xử lý Khí Dinh

Cố có thể tách được sản phẩm LPG và Condensate với công suất xử lý tối đa khoảng1.5 ÷ 2.0 tỷ m3/năm, tương đương với 20% sản lượng khí khai thác (10 tỷ

1

m3/năm theo số liệu khai thác 2016), dự kiến vào Quý III/2017 Nhà máy Chế biếnKhí Cà Mau với công suất thiết kế 2.0 tỷ m3/năm đi vào hoạt động sẽ nâng tổngcông suất khí được đưa qua chế biến sâu để thu hồi LPG và Condensate lên 4.0 Tỷ

m3/năm, tương đương với khoảng 40% sản lượng khí khai thác Hơn nữa hiện tạitrong các nguồn khí của Việt Nam chứa rất nhiều Etan (từ 4-12% mol.) có giá trịkinh tế cao để cung cấp cho các dự án lọc hóa dầu vẫn chưa được chế biến sâu màchỉ sử dụng làm khí nhiên liệu cho các nhà máy điện

Do vậy việc xem xét đầu tư thêm nhà máy chế biến khí bao gồm cả việc tách Etan

để cung cấp cho hóa dầu từ nguồn khí Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng,Đai Nguyệt của dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 là nhu cầu cấpthiết nhằm mục tiêu gia tăng giá trị và sử dụng hiệu quả nguồn nguyên liệu khí đầu vàocủa Việt Nam Mục tiêu đầu tư Nhà máy phải đảm bảo được tiến độ của dự án đườngống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 như nêu trên vào năm 2019

Xuất phát từ những yêu cầu thực tế như vậy, được sự đồng ý của Trường Đại học Bà

Rịa – Vũng Tàu, tôi chọn đề tài “Thiết kế nhà máy chế biến khí với nguồn nguyên

liệu từ mỏ Sư Tử Trắng và các mỏ khí khác từ đường ống Nam Côn Sơn

2 về bờ” dưới sự hướng dẫn của Thạc sĩ Mai Xuân Ba.

Nội dung của đồ án gồm có các phần sau:

+ Tổng quan về ngành công nghiệp công khí Việt Nam

+ Các phương pháp chế biến khí tự nhiên và khí đồng hành

+ Tìm hiểu công nghệ hiện nay trên thế giới, đánh giá để lựa chọn công nghệ tối ưu để thu hồi tối đa sản phẩm có giá trị với hiệu suất thu hồi Etan tối thiểu

đạt 80%, LPG 96% từ nguồn khí qua đường ống Nam Côn Sơn 2

+ Ứng dụng của phần mềm Aspen HYSYS trong bộ phần mềm AspenONEvào việc mô phỏng, tính toán các thiết bị dầu khí để từ đó đánh giá lựa chọn qui

mô công suất và cấu hình thiết bị của nhà máy chế biến Khí

+ Xây dựng mô hình mô phỏng nhà máy trên công nghệ lựa chọn và tínhtoán các chỉ tiêu về mặt kinh tế

2

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ NGUỒN CUNG VÀ NHU CẦU KHÍ VIỆT NAM

1.1 Tình hình ngành công nghiệp khí Việt Nam:

Chính phủ vừa công bố Quyết định số 60/QĐ-TTg về việc Phê duyệt Quy hoạch pháttriển ngành công nghiệp Khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035 Quyếtđịnh này đã mở ra năm 2017 khẩn trương và nhiều trọng trách đối với toàn ngành Côngthương mà đặc biệt là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, trong đó có PV GAS

Quan điểm phát triển của Quy hoạch nhằm thực hiện các mục tiêu về lĩnh vựccông nghiệp Khí trong Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm

2025 và định hướng đến năm 2035 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Pháttriển ngành công nghiệp khí Việt Nam sẽ gắn liền với chiến lược và quy hoạch pháttriển điện lực quốc gia, nhằm sử dụng hiệu quả nguồn nhiên liệu sạch, góp phần bảođảm an ninh năng lượng quốc gia, giảm phát thải khí nhà kính Việc phát triển đồng

bộ, hiệu quả ngành công nghiệp Khí được liên kết với phát huy các nguồn lực trongnước và đẩy mạnh hợp tác quốc tế; trên nguyên tắc sử dụng tiết kiệm, hiệu quả, hợp

lý nguồn tài nguyên trong nước; triển khai nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng(LNG) song song với việc thu gom các nguồn khí mới trong nước để bổ sung chocác nguồn khí đang suy giảm, duy trì khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ.Đặc biệt, cần tiếp tục hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, xử lýkhí trên nguyên tắc sử dụng tối đa công suất hệ thống hạ tầng hiện hữu, từng bướcxây dựng và hoàn thiện cơ sở hạ tầng hệ thống kho chứa, nhập khẩu, phân phốiLNG; Đẩy mạnh đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên, đa dạng hóa sản phẩm nhằmnâng cao giá trị sử dụng của khí và hiệu quả của sản phẩm khí trong nền kinh tế.Nền công nghiệp Khí Việt Nam sẽ được tập trung đầu tư để hoàn chỉnh, đồng bộtất cả các khâu, từ khai thác - thu gom - vận chuyển - chế biến - dự trữ - phân phốikhí và xuất nhập khẩu sản phẩm khí; đảm bảo thu gom 100% sản lượng khí của cáclô/mỏ mà PVN và các nhà thầu dầu khí khai thác tại Việt Nam Phấn đấu sản lượngkhai thác khí cả nước giai đoạn 2016 - 2035 như sau:

Giai đoạn 2016 - 2020: Sản lượng khai thác khí đạt 10 - 11 tỷ m3/năm;

3

Giai đoạn 2021 - 2025: Sản lượng khai thác khí đạt 13 - 19 tỷ m3/năm;

Giai đoạn 2026 - 2035: Sản lượng khai thác khí đạt 17 - 21 tỷ m3/năm

Về nhập khẩu, phân phối LNG, Chính phủ chỉ đạo nghiên cứu, tìm kiếm thịtrường và đẩy nhanh việc xây dựng hệ thống cơ sở hạ tầng kho cảng để sẵn sàngtiếp nhận, nhập khẩu LNG với mục tiêu cho từng giai đoạn như sau:

Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 1 - 4 tỷ m3/năm;

Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 6 - 10 tỷ m3/năm

Về phát triển thị trường tiêu thụ khí, nước ta sẽ tiếp tục phát triển thị trường điện

là thị trường trọng tâm tiêu thụ khí (bao gồm LNG nhập khẩu) với tỷ trọng khoảng

70 - 80% tổng sản lượng khí, đáp ứng nguồn nhiên liệu khí đầu vào để sản xuấtđiện Ngoài ra, Việt Nam cũng định hướng phát triển lĩnh vực hóa dầu từ khí, tăngcường

đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm khí, tạo racác nguyên, nhiên, vật liệu để phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp trong nước,hướng tới xuất khẩu, giảm tỷ trọng nhập siêu Tiếp tục duy trì và mở rộng hệ thốngphân phối khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp, giao thông vận tải, sinh hoạt đô thịnhằm mục đích bảo vệ môi trường và nâng cao giá trị sử dụng của khí Phát triểnđồng bộ hệ thống phân phối khí thấp áp và hệ thống phân phối khí nén thiên nhiên(CNG) làm tiền đề để phát triển hệ thống phân phối khí cung cấp cho giao thôngvận tải Phấn đấu phát triển thị trường khí với quy mô:

Giai đoạn 2016 - 2020 đạt 11 - 15 tỷ m3/năm

Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 13 - 27 tỷ m3/năm

Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 23 - 31 tỷ m3/năm

Để hoàn thiện cơ sở hạ tầng tồn trữ, kinh doanh, phân phối khí dầu mỏ hóa lỏng(LPG), cần mở rộng công suất các kho LPG hiện hữu kết hợp với xây dựng các khoLPG mới để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước với quy mô khoảng 3,5 - 4,0 triệutấn/năm vào năm 2025 và đạt quy mô khoảng 4,5 - 5,0 triệu tấn/năm vào năm 2035,bảo đảm đáp ứng yêu cầu dự trữ tối thiểu đạt hơn 15 ngày cung cấp Phấn đấu đápứng 70% thị phần LPG toàn quốc

4

Đối với khu vực Bắc Bộ, định hướng phát triển của Quy hoạch sẽ nghiên cứu cácgiải pháp, đẩy mạnh việc thu gom khí từ các mỏ nhỏ, nằm phân tán trong khu vựcnhằm tăng cường khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vựcBắc Bộ, từng bước nghiên cứu, triển khai xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG

để duy trì khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khí nguồn khí khuvực Bắc Bộ suy giảm, phát triển các nhà máy điện sử dụng LNG theo Quy hoạchđiện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt

Đối với khu vực Trung Bộ, sẽ tích cực đẩy mạnh phát triển và hoàn thiện hệthống cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, xử lý khí từ mỏ khí Cá voi xanh để cungcấp cho các nhà máy điện sử dụng khí thuộc khu vực Trung Bộ theo Quy hoạch điệnlực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Phát triển công nghiệp hóadầu sử dụng khí từ mỏ khí Cá voi xanh sau khi đã đáp ứng đủ nhu cầu khí cho cácnhà máy điện Phát triển hệ thống phân phối khí thấp áp, sản xuất CNG/LNG quy

mô nhỏ cấp cho các hộ tiêu thụ công nghiệp trong khu vực Từng bước nghiên cứu,xây dựng hệ thống cơ sở hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG khi nguồn khí trongkhu vực suy giảm và trong trường hợp xuất hiện thêm các hộ tiêu thụ mới

Đối với khu vực Đông Nam Bộ, hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, vậnchuyển các mỏ khí tiềm năng nhằm duy trì nguồn khí cung cấp cho các hộ tiêu thụhiện hữu, đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ để đảm bảo duy trìđáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí trong khu vực Triển khai xây dựng hệ thống kho, cảngnhập khẩu LNG để bổ sung cho nguồn khí trong nước suy giảm và cung cấp cho cácnhà máy điện theo Quy hoạch điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phêduyệt Đối với khu vực Tây Nam Bộ, cần hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thugom, vận chuyển khí từ Lô B & 48/95, 52/97 và các mỏ nhỏ khu vực Tây Nam(Khánh Mỹ, Đầm Dơi, Nam Du, U Minh, ) để cung cấp cho các Trung tâm điệnlực mới theo Quy hoạch điện lực quốc gia được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; bổsung cho các hộ tiêu thụ hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ Xây dựng cơ sở hạ tầngnhập khẩu LNG để duy trì khả năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ, phát triển các nhàmáy điện sử dụng LNG mới

5

Việc quy hoạch ngành còn xác định xây dựng hệ thống cơ chế chính sách để từngbước chuyển đổi mô hình quản lý ngành công nghiệp khí Việt Nam, cơ chế kinhdoanh khí theo hướng thị trường khí tự do, hội nhập với thị trường khí trong khuvực, thế giới Việc thát triển thị trường tiêu thụ khí sẽ được định hướng theo cơ chếthị trường có sự điều tiết của Nhà nước, khuyến khích các nhà thầu, nhà đầu tư nướcngoài tham gia đầu tư vào chuỗi giá trị khí từ khâu thượng nguồn, trung nguồn đến

hạ nguồn góp phần đảm bảo an ninh năng lượng dài hạn cho đất nước và thực hiệnchính sách phát triển bền vững

Thủ tướng đã giao Bộ Công thương chỉ đạo triển khai thực hiện Quy hoạch tổngthể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2025, định hướngđến năm 2035, trước mắt cần tập trung triển khai có hiệu quả các dự án đầu tư tronggiai đoạn đến năm 2025 được nêu trong Quy hoạch; Chủ trì, phối hợp với các bộ,ngành liên quan rà soát các văn bản quy phạm pháp luật về dầu khí để có đề xuấtvới Chính phủ các nội dung sửa đổi phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi cho ngànhcông nghiệp khí Việt Nam phát triển

1.2 Khả năng khai thác khí của Việt Nam:

1.2.1 Bể Cửu Long:

Bể Cửu Long bao gồm trũng Cửu Long (phần đất liền) và phần thềm lục địa Đông –Nam Việt Nam Các hoạt động thăm dò – khai thác ở đây cho đến nay đã khẳngđịnh tiềm năng chủ yếu của bể Cửu Long là dầu và khí đồng hành Cơ cấu trữ lượngcủa Bể Cửu Long chủ yếu là trữ lượng cấp P1 và P2 Trữ lượng P4+P5, tiềm năngkhông nhiều và phần lớn là các mỏ/cấu tạo nhỏ Vì vậy khả năng gia tăng sản lượngkhí từ khu vực Bể Cửu Long trong tương lai sẽ rất khó khăn và hạn chế

Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang khai thác, đang phát triển và chuẩn bị đưavào phát triển giai đoạn 2019-2035 khoảng 29,06 tỷ m3 khí Việc bổ sung thêm các

mỏ, các cấu tạo tiềm năng như Hà Mã Xám, Dơi Nâu, cấu tạo tiềm năng thuộc lô09-1, lô 15-1 sẽ gia tăng sản lượng khí cộng dồn giai đoạn 2019-2035 lên khoảng37,15 tỷ m3 khí

6

Tổng trữ lượng khai thác của các mỏ giai đoạn 2019-2035 của các mỏ đang khaithác, chuẩn bị phát triển, các mỏ chưa có kế hoạch phát triển và các cấu tạo tiềmnăng của Bể Cửu Long được thể hiện chi tiết ở bảng sau:

Bảng 1.1 Trữ lượng khí thu hồi các mỏ ở bể Cửu Long giai đoạn 2019 – 2035

Mỏ

Các mỏ đang khai thác & Các

mỏ chuẩn bị phát triển (P1+P2, 50% P3)

7

Hình 1.1 Sản lượng cung cấp khí của bể Cửu Long giai đoạn

2019-2035 1.2.2 Bể Nam Côn Sơn:

Bể Nam Côn Sơn nằm phía Đông - Đông Nam Bể Cửu Long với diện tích khoảng

60.000 km2 bao phủ bởi 21 Lô và là vùng có nhiều giếng khoan thăm dò nhất (trên

60giếng) Nguồn khí thuộc Bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên Công tác tìmkiếm thăm dò ở Bể này đã phát hiện được nhiều mỏ khí tự nhiên khá lớn như LanTây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Mộc Tinh và các mỏ dầu nhưĐại Hùng, Chim Sáo, Dừa, mỏ dầu và khí Cá Rồng Đỏ, …

Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang khai thác, đang phát triển và chuẩn bịđưa vào phát triển giai đoạn 2019-2035 khoảng 68.64 tỷ m3 khí Việc bổ sung thêmcác mỏ, các cấu tạo tiềm năng bể Nam Côn Sơn gồm Rồng Vĩ Đại, 12-C, ThiênNga, Cá Kiếm Đen & Cá Kiếm Xanh, Phong Lan Dại Deep, Cobia, Cá Kiếm Nâu…

sẽ gia tăng sản lượng khí cộng dồn lên khoảng 147.94 tỷ m3 khí

Tổng trữ lượng khai thác của các mỏ giai đoạn 2019-2035 của các mỏ đang khaithác, chuẩn bị phát triển, các mỏ chưa có kế hoạch phát triển và các cấu tạo tiềmnăng của bể Nam Côn Sơn được trình bày chi tiết ở bảng 1.2:

8

Bảng 1.2 Sản lượng cung cấp khí của bể Nam Côn Sơn

Mỏ

Các mỏ đang khai thác & Các

mỏ chuẩn bị phát triển (P1+P2, 50% P3)

Tổng cộng P1 + P2, 50%P3

Các mỏ chưa có

kế hoạch đưa vào phát triển & Các cấu tạo tiềm năng (P4 + P5 & POS)

9

tích khoảng 400.000 km2 Thái Lan và Malaysia đã tiến hành thăm dò dầu khí tại khu vực biển của mình từ đầu những năm 70 và thu được kết quả rất khả quan.

Phía Việt Nam, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được bắt đầu từ những nămđầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng kể Hơn 63% các giếngthăm dò đã phát hiện thấy dầu, khí và đến nay đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm(PSC) ở các Lô có tiềm năng như PM3-CAA; Lô B, 48/95, 52/97; 46-Cái Nước;46/02, 50,51 Các nguồn khí thuộc Lô này chủ yếu là khí tự nhiên, có hàm lượng

CO2 cao Trữ lượng khí ở bể Malay – Thổ Chu được trình bày như sau:

Trữ lượng cấp 2P các mỏ thuộc PM3-CAA, 46-Cái Nước (phần thuộc ViệtNam) và Hoa Mai, lô 46/02, trữ lượng cấp 2P của PM3-CAA là lượng có khả năngkhai thác của phía Việt Nam bao gồm 8% khí trơ được minh họa trong bảng 1.3

Bảng 1.3 Trữ lượng cấp khí 2P

Trữ lượng Hydrocarbon (không tính N2, CO2) của lô B, 48/95 và 52/97 như sau:

Bảng 1.4 Trữ lượng Hydrocacbon không tính N2, CO2

Cấp trữ lượng

Mỏ Kim Long

Mỏ Ác Quỷ

Mỏ Cá Voi

10

Như vậy có thể nhận thấy, tiềm năng khí ở khu vực bể Malay-Thổ Chu là rất lớn,trữ lượng tại chỗ của các mỏ lớn gấp 2-3 lần trữ lượng có khả năng thu hồi, cùngvới việc công nghệ khai thác dầu khí ngày một phát triển, trình độ quản lý ngày mộttăng, việc thăm dò khai thác trong khu vực vẫn đang được tiếp tục thúc đẩy thì tiềmnăng gia tăng sản lượng khí của khu vực hi vọng sẽ được tiếp tục gia tăng.

11

Đối với cấu tử khí tinh khiết bao giờ cũng tồn tại điểm tới hạn và tương ứng điểm

đó là nhiệt độ và áp suất tới hạn Khí nhiệt độ cao hơn nhiệt độ tới hạn, thì chất sẽtồn tại ở trạng thái một pha, khi đó dù có thay đổi giá trị của bất kỳ tổ hợp các thông

số nào cũng không thể đưa chất đó về trang thái hai pha được

Điều đó có nghĩa là quá trình hóa lỏng một phần hay toàn bộ một cấu tử khí bằngphương pháp nén chỉ thực hiện được khi hạ nhiệt độ khí xuống dưới nhiệt độ tới hạn

Trong hỗn hợp khí đồng hành hoặc khí thiên nhiên, vùng tới hạn thường là mộtkhoảng rộng các thông số và phụ thuộc vào thành phần của khí

Hình 2.1 Giản đồ P-T hệ đa cấu tử khí 1Trong đó:

12

+ Điểm C là điểm tới hạn, tại đó hai pha trở thành một pha.

+ Điểm M là điểm tương ứng với áp suất lớn nhất mà tại đó hỗn hợp nhiều cấu tử tồn tại ở trạng thái hai pha

+ Điểm N: là điểm tương ứng với áp suất lớn nhất mà tại đố hỗn hợp nhiều cấu tử tồn tại ở trạng thái hai pha

Những giá trị cực đại của áp suất và nhiệt độ mà tại đó hỗn hợp nhiều cấu tử cóthể tồn tại ở trạng thái hai pha được gọi là áp suất và nhiệt độ ngưng tụ tới hạn của

hỗ hợp

Vị trí của các điểm C, M, N trên giảng đồ phụ thuộc vào thành phần của hỗnhợp Đường cong phía bên trái từ 0 cho tới điểm C biểu diễn cho đường cong điểmsôi Còn đường cong phía bên phải tử 100 cho tới điểm M biểu diễn cho đườngcong điểm sương Đường ABDE: biểu diễn quá trình ngưng tụ đẳng nhiệt trong các

mỏ khí condensate Điểm A biểu diễn pha lỏng nằm bên ngoài đường bao pha khigiảm áp suất tới điểm B bắt đầu quá trình ngưng tụ Tiếp tục giảm áp suất lượnglỏng hình thành nhiều hơn từ điểm A đến D nằm trong miền được tạo bởi các điểmthay đổi độ dốc của các đường pha Khi tiếp tục giảm áp suất ra khỏi miền đi từ Dtới E thì lượng lỏng giảm dần cho tới khi đạt điểm sương E phía dưới điểm E hệkhông tồn tại ở trạng thái lỏng chỉ tồn tại ở trạng thái hơi

Khi giảm nhiệt độ của hỗn hợp thì sẽ đến lúc một cấu tử nào đó của khí sẽ bắtđầu ngưng tụ Các cấu tử có nhiệt độ ngưng tụ lớn nhất sẽ ngưng tụ đầu tiên Nhưngkhí hydrocacbon có một đặc điểm là chúng hòa tan vào hydrocacbon lỏng Vì vậytrong pha lỏng vẫn còn lẫn các hydrocacbon có nhiệt độ ngưng tụ thấp hơn

Nguyên tắc: nén và làm lạnh khí để phân tách sơ bộ các hydrocacbon nặng nhất,sau đó dòng khí được phân tách trong tháp chưng cất nhằm thu hồi khí

Hiệu quả đối với quá trình cần tách các cấu tử nhẹ

Công nghệ chế biến khí bằng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp có thể chia ratheo: số bậc phân ly cơ bản, loại nguồn nhiệt lạnh, loại sản phẩm cuối

Theo số bậc phân ly cơ bản quy trình được chia ra bậc một, bậc hai, và bậc ba.Mỗi bậc nhất thiết phải có sản phẩm ra ở dạng lỏng

13

Theo nguồn nhiệt lạnh chu trình làm lạnh trong, chu trình làm lạnh ngoài, và chutrình làm lạnh kết hợp cả hai loại trên.

2.1.1 Sơ đồ ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh ngoài

Chu trình làm lạnh ngoài không phụ thuộc vào sơ đồ công nghệ và có tác nhânlạnh riêng Phụ thuộc vào loại tác nhân lạnh chu trình làm lạnh ngoài có thể chiathành hai nhóm: tác nhân lạnh một cấu tử và tác nhân lạnh nhiều cấu tử (thường làhỗn hợp hydrocacbon nhẹ) Chu trình làm lạnh ngoài hai hoặc nhiều tác nhân lạnhmột cấu tử gọi là chu trình lạnh nhiều bậc

Sơ đồ ngưng tụ một bậc để thu được C3 và phân đoạn cao hơn với chu trình làmlạnh bằng propan được trình bày trong hình 2.2

Hình 2.2 Sơ đồ ngưng tụ một bậc ở nhiệt độ thấp

1,7 – Thiết bị tách hai pha; 2 – Máy nén; 3 – Thiết bị ngưng tụ bằng không khí; 4,5 – Thiết bị trao đổi nhiệt; 6,10 – Thiết bị bay hơi propan; 8 – Thiết bị khử etan; 9

– Bình chứa sản phẩm đỉnh; 11 – Thiết bị gia nhiệt đáy tháp.

I – Khí ẩm; II – Khí khô thương phẩm; III – Các phân đoạn C 3+

Sơ đồ có một nguồn lạnh bên ngoài – chu trình làm lạnh bằng propan và một cụmphân tách hỗn hợp hai pha

14

Trong sơ đồ khí ẩm theo ống dẫn đi vào thiết bị tách hai pha 1 để tách các tạp chất

cơ học và các giọt lỏng (dầu, chất lỏng ngưng tụ, nước, v.v…) Sau đó đi đến máy nén

2 và được nén đến áp suất 3 ÷ 4 Mpa hoặc cao hơn Khí nén được làm lạnh tới - 20oC ÷

- 30oC trong thiết bị trao đổi nhiệt số 4, 5 nhờ nguồn lạnh từ dòng khí khô và chất lỏngngưng tụ từ thiết bị tách 7 Sau đó trong thiết bị bay hơi propan 6, khí sẽ được ngưng tụmột phần và đi vào thiết bị tách 7, tại đây phần hydrocacbon ngưng tụ sẽ được tách ra,khí khô sẽ đi ra từ đỉnh tháp Phần lỏng ở đáy thiết bị tách 7, đi đến trao đổi nhiệt tạithiết bị số 5, tại đây dòng này sẽ được gia nhiệt lên 20 ~ 30 oC và được đưa vào tháptách etan số 8 Sản phẩm đỉnh cảu tháp tách etan là hỗn hợp etan và một phần nhỏpropan (không quá 5% propan) Hỗn hợp này sẽ được trộn với khí khô ở thiết bị phân

ly số 7 và được đưa vào ống dẫn khí thương phẩm Sản phẩm đáy của tháp etan là phânđoạn C3+ đươc sử dụng để tách LPG và Condensate

2.1.2 Sơ đồ ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh trong

Trong chu trình làm lạnh trong nguồn lạnh được lấy từ chính các dòng sản phẩmkhí thu được từ sơ đồ công nghệ Chu trình làm lạnh trong chia thành hai nhóm:

+ Nhóm tiết lưu dòng sản phẩm lỏng Nguồn lạnh thu được khi tiết lưu dòng chấtlỏng ngưng tụ của quá trình ngưng tụ hay dòng hồi hồi lưu của quá trình khử etane

và methane

+ Nguồn lạnh thu được khi dùng van giảm áp Nhờ hiệu ứng nhiệt động của quá trình giãn nở khí đẳng entropi

Thường áp dụng để chế biến khí thương phẩm chứa C3 không vượt quá 70

÷75g/m3 khi sử dụng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp phải dùng nguồn lạnh vàthiết bị làm lạnh kiểu tuabin để có thể tách triệt để các cấu tử chính: etan, propan vàhydrocacbon nặng

15

Hình 2.3 Sơ đồ cụm thiết bị chính của chu trình làm lạnh trong

1 – Cụm sấy (có sử dụng rây phân tử); 2 – Thiết bị trao đổi nhiệt; 3 – Máy nén tuabin (chung trục với tuabin khí); 4 – Thiết bị phân li áp suất cao; 5 – Tuabin lạnh;

6 - Thiết bị phân li áp suất thấp (1.4 ÷ 2.8 Mpa); 7 – Tháp khử metan;

I – Khí ẩm (7 MPa, 27 o C); II – Khí đã tách xăng (7 MPa); III – Sản phẩm lỏng (tách triệt để C 2 : 40%-70%; C 3 :95%; C 4 +:99%)

Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh trong bao gồm các cụm chính:

+ Cụm nén khí (chỉ có khi chế biến khí thiên nhiên, còn đối với khí đồng hành thì đã được nén từ ngoài giàn)

+ Cụm sấy khí

+ Cụm trao đổi nhiệt lạnh và nhiệt của các dòng

+ Cụm phân li áp suất cao

+ Cụm làm lạnh kiểu tuabin với thiết bị phân li áp suất thấp

+ Cụm khử metan từ chất lỏng ngưng tụ (nếu cần thu được etan và các cấu tử C cao); cụm khử etan (nếu cần thu propan và các cấu tử C cao hơn)

+ Nén khí khô tới áp suất cần thiết để đưa đi tiêu thụ; trong trường hợp này có sử

dụng một phần máy nén có chung trục với tuabin lạnh

2.1.3 Sơ đồ ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh tổ hợp

Quá trình ngưng tụ nhiệt độ thấp một bậc sử dụng chu trình làm lạnh tổ hợp (chutrình làm lạnh ngoài bằng propan và tiết lưu dòng lỏng) để thu được các phân đoạn

C3 trở lên

16

Hình 2.4 Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp một bậc dùng chu trình làm lạnh tổ hợp

1,3 – Thiết bị ngưng tụ không khí; 2 – Máy nén; 4,6,7,9 – Thiết bị trao đổi nhiệt tuần hoàn; 5,8 – Thiết bị bay hơi propan; 10 – Thiết bị tiết lưu; 11 – Thiết bị phân li nhiệt độ thấp; 12 – Tháp khử etan; 13 – Thiết bị gia nhiệt.

I – Khí ẩm; II – Khí khô; III – Các phân đoạn hydrocabon nặng.

Hình 2.4 biểu diễn sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp một bậc có tiết lưu chất lỏngngưng tụ từ thiết bị phân li 11 Theo sơ đồ, khí đồng hành sau khi được nén tới2Mpa sẽ lần lượt đi vào thiết bị gia nhiệt 13, tháp khử etan, thiết bị ngưng tụ khôngkhí 3 và một loạt các thiết bị trao đổi nhiệt tuần hoàn 4, 6, 7, 9 và dàn bốc hơi lạnh5,8 của chu trình làm lạnh ngoài, được ngưng tụ một phần -10oC và sau đó đượcđưa vào thiết bị tách chất lỏng ngưng tụ 11 Khí khô đi ra từ phía trên thiết bị phân li

sẽ được trao đổi nhiệt với khí ẩm và đem đi tiêu thụ Chất lỏng ngưng tụ thu được ởphía dưới thiết bị phân li sẽ đi qua thiết bị tiết lưu 10, tại đây áp suất và nhiệt độchất lỏng ngưng tụ sẽ giảm xuống tương ứng 1MPa và -18oC

Dòng chất lỏng ngưng tụ lạnh đi qua thiết bị trao đổi nhiệt 9 đặt trước thiết bị phân li

11, sau đó đi qua thiết bị trao đổi nhiệt 7 và đi vào đỉnh tháp 12, tại đây dưới áp suất1MPa sẽ xảy ra quá trình khử etan Dòng sản phẩm hydrocacbon nặng sẽ được lấy ra ởđáy tháo và đem chế biến tiếp Những hydrocacbon nhẹ đi ra từ đỉnh tháp 12 sẽ quathiết bị trao đổi nhiệt 4 và được máy nén 2 nén tới áp suất bằng áp suất dòng

17

khi ẩm đi vào, được làm nguội ở thiết bị ngưng tụ không khí 1 và trộn lẫn với dòng khí ban đầu.

20

Hình 2.5 Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp hai bậc sử dụng chu trình làm lạnh tổ hợp 1,

12 – Máy nén; 2,13 – Thiết bị ngưng tụ không khí, 3,4,7,8,9,11 – Thiết bị trao đổi nhiệt tuần hoàn; 5,15 – Thiết bị bốc hơi propan; 6,10 – Thiết bị phân li nhiệt

độ thấp (tương ứng với bậc I và II); 14 – Tháp khử etan; 16 – Bình chứa hồi lưu;

17 – Bơm hồi lưu cho tháp; 18 – Bình gia nhiệt cho tháp khử etan; 19,20 – Thiết bị tiết lưu;

I – Khí ẩm; II – Khí khô; III – Các phân đoạn hydrocacbon nặng;

Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp hai bậc sử dụng chu trình làm lạnh tổ hợp để thu cácphân đoạn C3 trở lên Đặc điểm của sơ đồ này là khí được làm lạnh ở bậc ngưng tụ 1nhờ chu trình làm lạnh ngoài bằng propan, còn ở bậc 2 nhờ quá trình tiết lưu chất lỏngngưng tụ từ thiết bị phân li bậc 2 và một phần chất lorngg ngưng tụ từ thiết bị phân libậc 1 Khí đồng hành được nén tới áp suất 3.7MPa sau đó được làm lạnh ở thiết bịngưng tụ không khí 2, được trao đổi nhiệt ở thiết bị 3,4 và làm lạnh đến -30oC, ngưng

tụ một phần tại thiết bị bay hơi propan 5 Hỗn hợp hai pha được làm lạnh đến -64oCnhờ trao đổi nhiệt lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt 7 với dòng khí khô đi từ thiết

18

bị phân li 10 của bậc phân li II và nhiệt lạnh của chất lỏng ngưng tụ của bậc II vàmột phân chất lỏng ngưng tụ của bậc phân li I tại thiết bị trao đổi nhiệt 8, 9 sau khicác dòng chất lỏng ngưng tụ này được tiết lưu ở thiết bị tiết lưu 19, 20 tới áp suất0.3MPa Các dòng lỏng sau khi bốc hơi trao đổi nhiệt lạnh (nhờ quá trình tiết lưu)được máy nén 12 nén đến 3.5MPa và được nhập vào cùng dòng với phần còn lại củachất lỏng ngưng tụ từ thiết bị phân li 6 ở bậc phân li I vào thiết bị khử etan 14.

2.2 Hấp thụ khí:

Hấp thụ khí và giải hấp là hai quá trình truyền khối cơ bản được sử dụng để táchkhí đồng hành và khí thiên nhiên

Bản chất vật lý của quá trình là sự hình thành cân bằng pha giữa hai pha khí lỏng

do sự khuếch tán của các chất từ pha nọ sang pha kia Động lực của quá trìnhkhuếch tán là sự chênh lệch áp suất riêng phần giữa các cấu tử có trong pha lỏng vàpha khí Nếu áp suất riêng phần của các cấu tử trong pha khí lớn hơn trong pha lỏngthì sẽ xảy ra quá trình hấp thụ (chất lỏng hấp thụ chất khí), nếu ngược lại thì sẽ xảy

ra quá trình giải hấp

Trong nhà máy chế biến khí quá trình hấp thụ và giải hấp được tiến hành trongcác thiết bị hấp thụ và chưng cất loại mâm hoặc đệm Thông thường hai thiết bị trênđược kết hợp với nhau tạo thành chu trình kín Dung môi sau khi hấp thụ khí (tạitháp hấp thụ), sẽ qua tháp chưng cất Tại đây sẽ xảy ra quá trình giải hấp phần khíthu được ở đỉnh tháp được đem đi chế biến, phần dung môi hấp thụ ở đáy tháp đượcđưa đi tái sinh rồi tiếp tụ quay lại tháp hấp thụ để hấp thụ khí

2.1.1 Nguyên tắc và sơ đồ lí thuyết hấp thụ khí:

Sử dụng các dung môi để hấp thụ và tách hydrocacbon C3+ ra khỏi khí

Áp dụng hiệu quả với khí béo có hàm lượng C3+ lớn hơn 100g/m3

Sơ đồ chế biến khi bằng phương pháp hấp thụ khí ngoài các công đoạn chínhnhư: phân li, nén, sấy khí còn có công đoạn khác: khử metan của dung môi bão hòa

và giải hấp Ngoài ra tùy thuộc vào nguồn khí đầu vào mà có thể có thêm khâu: tách

bỏ hợp chất lưu huỳnh hay các tạp chất khác

19

Hình 2.6 Sơ đồ lý thuyết của phương pháp hấp thụ

1 – Tháp hấp thụ; 2 – Tháp khử metan (etan); 3 – Tháp giải hấp; 4,5 – Thiết bị trao đổi nhiệt; 6,7 Thiết bị ngưng tụ bằng không khí; 8 – Thiết bị ngưng tụ bằng nước (hoặc bằng không khí); 9 – Bình hồi lưu; 10 – Bình gia nhiệt;

I – Khí ẩm; II – Khí khô; III – Dung môi bão hòa; IV – Dung môi bão hòa đã khử etan; V – Khí khô; VI – Các hydrocacbon nặng; VII – Dung môi tái sinh;

Hình 2.6 trình bày sơ đồ công nghệ nguyên tắc quá trình hấp thụ để tách propan vàcác hydrocacbon nặng từ khí đồng hành và khí tự nhiên Khí ban đầu sau khi tách sơbôn lỏng và các tạp chất cơ học, được nén và sấy đến điểm sương sau đó đưa vào nhậpliệu tại mâm cuối của tháp hấp thụ 1 Tại mâm trên cùng của tháp 1 sẽ đưa dung môi táisinh vào Trong thiết bị này các cấu tử từ C3+ và một phần methane sẽ bị hấp thụ Khíkhô sẽ đi lên đỉnh tháp, dung môi đã bão hòa sẽ đi ra ở đáy tháp Dung môi bão hòa sẽ

đi vào tháp số 2 để khử methane Trong tháp số 2 các hydrocacbon C1, C2 sẽ được loại

bỏ ra khỏi dung dịch bão hòa Để giảm tổn thất propan đi theo khí khô ra khỏi tháp số 2

và khử hoàn toàn ethane từ dung môi bão hòa, sẽ có một dòng dung môi tái sinh tạimâm trên cùng của tháp 2 và đáy sẽ được gia nhiệt Sản phẩm đỉnh của tháp số 2 baogồm methane, ethane và một lượng nhỏ propane còn ở đáy là dung môi bão hòa đã khửethane Dung môi bão hòa đã khử ethane được gia nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt số 4

và đưa vào tháp giải hấp số 3 Sản phẩm đỉnh thấp số 3 là hỗn

20

hợp propan và các hydrocacbon nặng và được ngưng tụ tại thiết bị số 7, sau đó điđến bồn hồi lưu số 9 và sẽ được hồi lưu tại đĩa trên cùng của tháp số 3 phần còn lại

sẽ được đưa đi tách tiếp để thu các sản phẩm khác Đáy tháp số 3 được giữ ổn địnhnhiệt độ nhờ thiết bị gia nhiệt đáy tháp số 10 Sản phẩm đáy ở tháp số 3, được làmnguội tại các thiết bị trao đổi nhiệt 4, 5, 6, 8 sau đó được đưa đến tháp hấp thụ 1 vàtháp khử methane 2

Tùy thuộc vào sơ đồ nguyên tắc của quá trình chưng ở nhiệt độ thấp mà các thiết

bị chính được chia ra thành tháp chưng cất - bay hơi và tháp ngưng tụ - bay hơi.Tháp chưng cất – bay hơi là tháp có dòng nguyên liệu đã làm lạnh sơ bộ đượccho vào phần giữa của nó Tháp hoạt động hoàn toàn giống với tháp chưng cất trongthực tế

Tháp ngưng tụ - bay hơi khác với tháp chưng cất – bay hơi ở chỗ hỗn hợp cần phân

riêng được cho vào đĩa trên cùng của nó Phần phía trên là thiết bị ngưng tụ - làm lạnh kiểu tưới, chu kì làm lạnh ngoài

21

Hình 2.7 Tháp chưng cất - bay hơi Hình 2.8 Tháp ngưng tụ - bay hơi

I - Khí nguyên liệu; II - Khí đã tách benzin; III - Ống truyền nhiệt;

IV - Hydrocacbon nặng; V - Hồi lưu

22

Chương 3 ĐÁNH GIÁ LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ CHO NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ 3.1 Mục tiêu của Nhà máy chế biến khí:

Mục tiêu của nhà máy chế biến khí Nam Côn Sơn 2 là cần lựa chọn công nghệchế biến khí tối ưu để thu hồi tối đa các sản phẩm có giá trị là Etan, LPG,Condensate nhằm gia tăng tối đa giá trị sử dụng các nguồn khí này Cụ thể yêu cầuviệc lựa chọn công nghệ chế biến khí cho Nhà máy phải đạt được như sau:

+ Đảm bảo chất lượng các sản phẩm khí khô, Etan, LPG và Condensate Hiệusuất thu hồi các sản phẩm có giá trị phải đạt mức như sau: Hiệu suất thu hồi Etan ≥

80%, LPG ≥ 96%, Condensate 100%

+ Nhà máy có thể linh động hoạt động được ở các chế độ khác nhau là chế độchỉ tách LPG và Condensate hoặc tách cả Etan, LPG và Condensate tùy thuộc vàonhu cầu của hộ tiêu thụ

+ Có khả năng xử lý được nguồn khí có hàm lượng CO2 cao lên đến 10%

+ Xây dựng nhanh để đáp ứng được tiến độ của dự án đường ống dẫn khíNam

Côn Sơn 2 dự kiến đưa khí về bờ từ năm 2019

3.2 Các công nghệ chế biến khí hiện nay trên thế giới

3.2.1 Công nghệ thu hồi Sales Gas, LPG của NovaTech:

Công nghệ này được áp dụng tại Nhà máy Xử lý Khí Dinh Cố Nguyên lý chếbiến là khí nguyên liệu đầu vào được làm lạnh bằng cách tận dụng nhiệt lạnh từ hệthống và giãn nỡ qua van tiết lưu J-T kết hợp với giãn nở qua Turbo Expander.Dòng khí đi ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách lỏng còn lại, lượng lỏng đượctách ra được đưa đến bình tách V-03 Dòng khí ra từ V-08 đi vào V-06 A/B để táchnước

Khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06 A/B đi tới phần giãn nở của Turbo ExpanderCC-01, sau đó dòng này đi vào tháp tinh lọc C-05

Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06 A/B được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt

E-14 để làm lạnh dòng khí từ 26oC xuống -35oC nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-

23

05 có nhiệt độ -50oC, dòng khí này tiếp tục qua van giảm áp FV-1001 rồi được đưavào tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp.

Tháp C-05 làm việc ở áp xuất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh -42oC, nhiệt độ đáy -42.5oCđược xử dụng làm lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14, trước khinén ra dòng khí thương phẩm bằng phần nén của CC-01

Dòng lỏng từ Slug Catcher đi đến bình tách V-03, phần lỏng từ V-03 đi đến thiết

bị trao đổi nhiệt E-08 để làm mát cho dòng khí đi ra từ máy nén K-01 Sau đó vàotháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng

Tháp C-04 làm việc ở áp xuất 47.5 bar, nhiệt độ đỉnh 44oC, nhiệt độ đáy 40oC.Khí sau khi ra khỏi tháp C-04 được nén lên áp xuất 75 bar nhờ máy nén K-02 rồiđược làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19 Dòng khí này đượctrộn lẫn với dòng khí ra từ V-03, tiếp tục được nén lên 109 bar bằng máy nén K-03sau đó được làm lạnh tại thiết bị trao đổi bằng không khí E-13 và nhập vào dòng khínguyên liệu trước khi vào V-08

Dòng lỏng từ đáy tháp C-04 được đưa vào đĩa thứ 14 hoặc 20 của tháp C-01 saukhi được gia nhiệt từ 40oC lên 86oC trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04, bởi tác nhânnóng là dòng Condensate đi ra từ đáy tháp C-02 với nhiệt độ 154oC Mục đích củaviệc trao đổi nhiệt là tận dụng và thu hồi nhiệt

Dòng lỏng ra từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp C-01, đóng vai trònhư là một dòng hồi lưu ngoài

Dòng khí đi ra từ đỉnh tháp C-01 đi đến bình tách thằng đứng V-12 để loại bỏ tất

cả các giọt lỏng còn lại trong dòng khí Sau đó dòng khí tiếp tục được máy nén

K-01 A/B nén từ 29 bar lên 47 bar Dòng khí sau đó được làm mát tại thiết bị trao đổinhiệt E-08 nhờ vào dòng lạnh có nhiệt độ 20oC đi ra từ bình tách V-03 và vào thápC-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng đến từ V-03

Tháp C-01 làm việc ở áp xuất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 14oC, nhiệt độ đáy 109oC.Các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane được tách ra khỏi pha lỏng nhờ thiết bịgia nhiệt đáy E-01 A/B và duy trì ở 109oC

24