Nghiên cứu đánh giá tính kinh tế kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí nam côn sơn 2

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Giới thiệu tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2 - Giới thiệu các công nghệ thu hồi lỏng trong quá trình xử lý khí thiên nhiên - Chi tiết mô phỏng công nghệ và tính

N CỨU CÁC VỚI

-PHA

ĐÁNH G CÔNG N NGUỒN MÁY X

Kỹ thuật6052033

LUẬN

UỐC GIA T ĐẠI HỌC

-o0o -AN TẤN T

GIÁ TÍN NGHỆ T

N NGUY

XỬ LÝ K

t Hóa dầu 30

THẠC

HÍ MINH HOA

UẬT

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG TP HỒ CHÍ MINH

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS Lê Thị Kim Phụng

TS Nguyễn Văn Đức Long

Cán bộ chấm nhận xét 1: TS Hồ Xuân Thịnh

Cán bộ chấm nhận xét 2: TS Nguyễn Thành Duy Quang

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM

ngày 26 tháng 07 năm 2017

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

1 GS TSKH Lưu Cẩm Lộc

2 TS Hồ Xuân Thịnh

3 TS Nguyễn Thành Duy Quang

4 TS Võ Nguyễn Xuân Phương

5 TS Phạm Hồ Mỹ Phương

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên

ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: PHAN TẤN THÀNH MSHV: 7140035

Ngày, tháng, năm sinh: 15/06/1991 Nơi sinh: Bình Thuận

Chuyên ngành: Kỹ thuật Hóa dầu Mã số: 60520330

I TÊN ĐỀ TÀI: Nghiên cứu, đánh giá tính kinh tế - kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng

với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Giới thiệu tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2

- Giới thiệu các công nghệ thu hồi lỏng trong quá trình xử lý khí thiên nhiên

- Chi tiết mô phỏng công nghệ và tính toán thiết bị

- Tính toán kinh tế và lựa chọn công nghệ thu hồi lỏng phù hợp với nhà máy xử lý

khí

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 15/08/2016

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 19/06/2017

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS Nguyễn Văn Đức Long

PGS TS Lê Thị Kim Phụng

Tp HCM, ngày tháng năm 2017

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA

LỜI CẢM ƠN

Đầu tiên, con xin chân thành gửi lòng biết ơn đến cha mẹ - người đã cho con hình hài, ý chí và tinh thần, cùng mọi người trong gia đình đã luôn ở bên con, động viên, hỗ trợ và cho con điều kiện tốt nhất trong suốt quá trình học tập và thực hiện luận văn này

Quan trọng nhất là lòng tri ân sâu sắc của em trước sự quan tâm, hướng dẫn, chỉ bảo tận tình và giúp đỡ không mệt mỏi của PGS TS Lê Thị Kim Phụng và TS Nguyễn Đình Quân Thầy Nguyễn Đình Quân đã truyền đạt cho

em những kiến thức và kinh nghiệm quý báu mà nhờ đó đã giúp cho em có thể hoàn thành luận văn này Trên hết, Thầy Cô đã cho em một cái nhìn, một cách tư duy và cách giải quyết vấn đề nảy sinh trong quá trình nghiên cứu Đó

là những kỹ năng rất cần thiết cho em sau này có thể thành công trong cuộc sống dù là trên con đường học tập, nghiên cứu hay làm việc

Và cũng thật thiếu sót khi chưa nói lời cảm ơn đến TS Nguyễn Văn Đức Long, TS Đào Thị Kim Thoa, TS Nguyễn Thành Duy Quang, ThS Nguyễn Bùi Hữu Tuấn cũng như các Thầy Cô trong bộ môn Dầu Khí nói riêng và Khoa Kỹ thuật Hóa Học nói chung đã hết lòng truyền dạy cho em những kiến thức, kinh nghiệm quý báu về khoa học cũng như lời góp ý chân tình nhất để

em có thể hoàn thiện luận văn của mình một cách tốt nhất

Trân trọng

TP Hồ Chí Minh, 19/06/2017

Phan Tấn Thành

TÓM TẮT

Việt Nam có nguồn tài nguyên khí thiên nhiên trung bình, đứng hàng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á Nghiên cứu phân tách sâu khí thiên nhiên giúp mang lại hiệu quả kinh tế cao Tùy thuộc vào nhu cầu phía hạ nguồn như lĩnh vực hóa dầu, lĩnh vực năng lượng mà nhà máy xử lý cũng có các cấu hình khác nhau

Nhằm đáp ứng nhu cầu xử lý sâu nguồn khí thiên nhiên tại khu vực Đông Nam Bộ, Tổng Công ty Khí Việt Nam có chủ trương đầu tư nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 Quá trình thiết kế FEED nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 hoàn thành vào năm 2013 với nguồn khí Hải Thạch, Mộc Tinh, Thiên Ưng, Mãng Cầu và các mỏ nhỏ khác với sản phẩm là khí khô, LPG và condensate Tuy nhiên, sản lượng khai thác của các mỏ khí hiện nay đã thay đổi, nguồn khí chính hiện nay cho dự án nhà máy xử lý Nam Côn Sơn 2 đến từ mỏ khí Sao Vàng – Đại Nguyệt, Sư Tử Trắng với hàm lượng các cấu tử C2, C3, C4 cao Đồng thời trong thời gian tới, khu vực này hình thành tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam, vì vậy nhu cầu ethane, propane là rất lớn Chính vì vậy Tổng Công ty khí Việt Nam đề xuất tách sâu các cấu tử nhẹ để đạt hiệu quả kinh tế cao nhất Việc thay đổi thành phần khí đầu vào và yêu cầu sản phẩm đầu ra đòi hỏi phải thay đổi thiết

kế nhà máy cũng như công nghệ xử lý khí

Luận văn này sẽ trình bày các bản quyền công nghệ xử lý khí phổ biến hiện nay trên thế giới, đánh giá tính khả thi của các công nghệ, tiến hành mô phỏng trực quan bằng phần mềm HYSYS, tính toán công suất và kích thước thiết bị Thông qua kết quả tính toán và mô phỏng, luận văn sẽ tiến hành phân tích tài chính để lựa chọn công nghệ tối

ưu nhất cho nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

Tuy còn nhiều thiếu sót về nội dung và kết quả, nhưng hy vọng những đóng góp của luận văn sẽ làm tiền đề cho các nghiên cứu chuyên sâu về đánh giá, thiết kế bản quyền công nghệ xử lý khí nói riêng và công nghệ chế biến dầu khí nói chung ở Việt Nam

ABSTRACT

Vietnam which has medium natural gas resources is the third largest natural gas resource in Southeast Asia The researching of deep-seated natural gas is a high economic efficiency The plant which handles the natural gas has different configurations depending on downstream demand like petrochemicals, energy sector Moreover, to meet the demand for natural gas in the South-East area, Petro-Vietnam Gas Corporation has a policy of investing in Nam Con Son Gas Processing Plant number 2 The process of FEED’s design for the Nam Con Son 2 plant will be completed in 2013 The natural gas resource is contributed from Hai Thach, Moc Tinh, Thien Uong, Mang Cau and other natural gas mines included dry gas, LPG and condensate However, the capacity output of these natural gas deposits currently has changed and the main source of natural gas for the Nam Con Son 2 plant comes from Sao Vang - Dai Nguyet and Su Tu Trang mines which have high C2, C3, C4 component’s content At the same time, this area will launch a southern refinery in the future, so the demand for ethane and propane is very high Therefore, Petro-Vietnam Gas Corporation proposes to separate light components to achieve the highest economic efficiency The changing of the input gas composition and production requirements requires an adjustment in plant’s design as well as gas processing technology

This thesis will introduce the current gas processing technologies in the world, evaluate the feasibility of them, do simulation by using HYSYS software and calculate the capacity and size devices As the results of the calculation and simulation, this thesis will analyze the financial feasibility to choose the best technology for Nam Con Son Gas Processing Plant 2

Finally, although there are many shortcomings in content but it is will be contributed and be as premise for in-depth studies which support for an assessment, design of

specific gas processing technology and the petroleum technology in general in Vietnam

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan, luận văn này là do chính tôi thực hiện Các kết quả thu được là hoàn toàn trung thực, đáng tin cậy Nếu như có bất kỳ gian dối nào tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm, và chấp nhận kỷ luật theo quy định của nhà trường

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i

TÓM TẮT ii

ABSTRACT iii

LỜI CAM ĐOAN iv

MỤC LỤC v

DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU ix

DANH MỤC HÌNH VẼ & ĐỒ THỊ xiv

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT xvi

MỞ ĐẦU xvii

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU 1

1.1 Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam 1

1.1.1 Nguồn khí bể Sông Hồng 3

1.1.2 Nguồn khí bể Cửu Long 4

1.1.3 Bể Nam Côn Sơn 4

1.1.4 Bể Malay – Thổ Chu 5

1.1.5 Tài nguyên khí chưa phát hiện 5

1.2 Đặc điểm thành phần khí tại các Bể trầm tích của Việt Nam 6

1.2.1 Bể Cửu Long 6

1.2.2 Bể Nam Côn Sơn 7

1.2.3 Bể Malay – Thổ Chu 9

1.3 Tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2 10

1.3.1 Tổng quan về dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 1 12

1.3.2 Tổng quan về dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 2 13

1.3.3 Tổng quan về dự án nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 14

1.4 Tổng quan về hướng nghiên cứu của đề tài 17

1.5 Mục tiêu và nội dung nghiên cứu 19

1.5.1 Mục tiêu nghiên cứu 19

1.5.2 Nội dung nghiên cứu 19

1.6 Giới thiệu về phần mềm mô phỏng và tính toán 20

1.6.1 Giới thiệu phần mềm mô phỏng HYSYS 20

Chương 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ THIÊN NHIÊN 23

2.1 Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp 23

2.2 Phương pháp hấp thụ nhiệt độ thấp 24

2.3 Phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp 27

2.4 Các nghiên cứu về phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp trong lĩnh vực chế biến khí 28

2.4.1 Quy trình GSP (Gas Subcooled Process) 29

2.4.2 Quy trình RSV (Recycle Split Vapor) 31

2.4.3 Quy trình SRC (Supplemental Rectification with Compression) 32

2.4.4 Quy trình SRP (Supplemental Rectification Process) 32

2.4.5 Quy trình CRR (Cold Residue Reflux) 33

Chương 3: MÔ PHỎNG 35

3.1 Mô phỏng trực quan bằng phần mềm HYSYS 35

3.1.1 Mô phỏng quy trình GSP 35

3.1.2 Mô phỏng quy trình RSV 42

3.1.3 Mô phỏng quy trình SRC 49

3.1.4 Mô phỏng quy trình SRP 56

3.1.5 Mô phỏng quy trình CRR 62

3.1.6 Tính toán hiệu suất sản phẩm 69

3.2 Tính toán thiết bị 74

3.2.1 Tính toán thiết bị trong quy trình GSP 74

3.2.2 Tính toán thiết bị trong quy trình RSV 78

3.2.3 Tính toán thiết bị trong quy trình SRC 82

3.2.4 Tính toán thiết bị trong quy trình SRP 86

3.2.5 Tính toán thiết bị trong quy trình CRR 90

Chương 4: PHÂN TÍCH KINH TẾ CÁC QUY TRÌNH THU HỒI LỎNG 94

3.1 Tổng mức đầu tư các quy trình công nghệ 94

3.2 Tổng chi phí vận hành 99

3.3 Phân tích tài chính 106

Chương 5: KẾT QUẢ VÀ BÀN LUẬN 113

5.1 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến công suất máy nén 113

5.2 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến công suất thiết bị gia nhiệt đáy tháp 114

5.3 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến hiệu suất thu hồi propane 115

5.4 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến hiệu suất

thu hồi ethane 116

5.5 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ đến tổng mức đầu tư 117

5.6 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến chi phí vận hành 118

5.7 Khảo sát ảnh hưởng của quy trình công nghệ và thành phần khí đến chỉ số tài chính 119 Chương 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 120

6.1 Kết luận 120

6.2 Kiến nghị 120

TÀI LIỆU THAM KHẢO 122

PHỤ LỤC 127

Phụ lục A: Tính toán tháp chưng cất 127

Phụ lục B: Tính toán thiết bị phân tách lỏng khí 142

Phục lục C: Sơ đồ mô phỏng công nghệ 143

LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 144 

DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU

Bảng 1- 1: Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long (% Mol) 6

Bảng 1- 2: Thành phần khí Bể Nam Côn Sơn (% Mole) 7

Bảng 1- 3: Thành phần khí mỏ Sao Vàng/Đại Nguyệt 8

Bảng 1- 4: Thành phần khí đầu vào nhà máy (Thành phần mới) 15

Bảng 1- 5: Thành phần khí đầu vào cụm NGL Recovery 18

Bảng 3- 1: Thông số công nghệ áp dụng trong mô phỏng quy trình GSP 35

Bảng 3- 2: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí High C2 38

Bảng 3- 3: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí High LPG 38

Bảng 3- 4: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí Rich Gas 39

Bảng 3- 5: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí Lean Gas 39

Bảng 3- 6: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí High Inert 39

Bảng 3- 7: Thông số dòng công nghệ quy trình GSP với thành phần khí Bạch Hổ 40

Bảng 3- 8: Kết quả mô phỏng quy trình GSP với 6 thành phần khí 41

Bảng 3- 9: Thông số công nghệ mô phỏng quy trình RSV 42

Bảng 3- 10: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí High C2 45

Bảng 3- 11: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí High LPG 45 Bảng 3- 12: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí Lean Gas 46

Bảng 3- 13: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí Rich Gas 46 Bảng 3- 14: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí High Inert 47

Bảng 3- 15: Thông số dòng công nghệ quy trình RSV với thành phần khí Bạch Hổ 47 Bảng 3- 16: Kết quả mô phỏng quy trình RSV với 6 thành phần khí 48 Bảng 3- 17: Thông số công nghệ áp dụng mô phỏng quy trình SRC 49 Bảng 3- 18: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí High C2 52 Bảng 3- 19: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí High LPG 52 Bảng 3- 20: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí Rich Gas 53 Bảng 3- 21: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí Lean Gas 53 Bảng 3- 22: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí High Inert 54 Bảng 3- 23: Thông số dòng công nghệ quy trình SRC với thành phần khí Bạch Hổ 54 Bảng 3- 24: Kết quả mô phỏng quy trình SRC với 6 thành phần khí 55 Bảng 3- 25: Thông số công nghệ mô phỏng áp dụng cho quy trình SRP 56 Bảng 3- 26: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí High C2 58 Bảng 3- 27: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí High LPG 58 Bảng 3- 28: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí Lean Gas 59 Bảng 3- 29: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí Rich Gas 59 Bảng 3- 30: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí High Inert 59 Bảng 3- 31: Thông số dòng công nghệ quy trình SRP với thành phần khí Bạch Hổ 60 Bảng 3- 32: Kết quả mô phỏng quy trình SRP với 6 thành phần khí 61 Bảng 3- 33: Thông số công nghệ áp dụng mô phỏng quy trình CRR 62 Bảng 3- 34: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí High C2 65 Bảng 3- 35: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí High LPG 65 Bảng 3- 36: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí Lean Gas 66

Bảng 3- 37: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí Rich Gas 66

Bảng 3- 38: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí High Inert 66 Bảng 3- 39: Thông số dòng công nghệ quy trình CRR với thành phần khí Bạch Hổ 67

Bảng 3- 40: Kết quả mô phỏng quy trình CRR với 6 thành phần khí 68

Bảng 3- 41: Sản lượng sản phẩm của quy trình GSP 72

Bảng 3- 42: Sản lượng sản phẩm của quy trình CRR 72

Bảng 3- 43: Sản lượng sản phẩm của quy trình RSV 72

Bảng 3- 44: Sản lượng sản phẩm của quy trình SRC 73

Bảng 3- 45: Sản lượng sản phẩm của quy trình SRP 73

Bảng 3- 46: Công suất các thiết bị truyền nhiệt 75

Bảng 3- 47: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm 76

Bảng 3- 48: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí 76

Bảng 3- 49: Kích thước tháp chưng cất T-103 77

Bảng 3- 50: Công suất các thiết bị truyền nhiệt 79

Bảng 3- 51: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm 80

Bảng 3- 52: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí 80

Bảng 3- 53: Kích thước tháp chưng cất T-103 81

Bảng 3- 54: Công suất các thiết bị truyền nhiệt 83

Bảng 3- 55: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm 84

Bảng 3- 56: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí 84

Bảng 3- 57: Kích thước tháp chưng cất T-103 85

Bảng 3- 58: Công suất các thiết bị truyền nhiệt 87

Bảng 3- 59: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm 88

Bảng 3- 60: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí 88

Bảng 3- 61: Kích thước tháp chưng cất T-103 89

Bảng 3- 62: Công suất các thiết bị truyền nhiệt 91

Bảng 3- 63: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm 92

Bảng 3- 64: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí 92

Bảng 3- 65: Kích thước tháp chưng cất T-103 93

Bảng 4- 1: Tổng chi phí đầu tư thiết bị - Chi phí trực tiếp (Đơn vị: USD) 95

Bảng 4- 2: Các chi phí trực tiếp khác (Đơn vị: USD) 96

Bảng 4- 3: Chi phí xây dựng (Đơn vị USD) 96

Bảng 4- 4: Tổng các chi phí trực tiếp vả chi phí xây dựng (Đơn vị USD) 97

Bảng 4- 5: Chi phí dịch vụ - Chi phí gián tiếp (Đơn vị USD) 97

Bảng 4- 6: Tổng mức đầu tư dự án (Đơn vị USD) 98

Bảng 4- 7: Chi phí vận hành quy trình GSP 100

Bảng 4- 8: Chi phí vận hành quy trình CRR 101

Bảng 4- 9: Chi phí vận hành quy trình RSV 102

Bảng 4- 10: Chi phí vận hành quy trình SRC 103

Bảng 4- 11: Chi phí vận hành quy trình SRP 104

Bảng 4- 12: Bảng liệt kê giá trị nguyên liệu và sản phẩm khí 106

Bảng 4- 13: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trìn GSP (Đơn vị: triệu USD) 108

Bảng 4- 14: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trình CRR (Đơn vị: triệu USD)

DANH MỤC HÌNH VẼ & ĐỒ THỊ

Hình 1- 1: Phân bố các bể dầu khí chính ở Việt Nam 1

Hình 1- 2: Tài nguyên khí có khả năng thu hồi theo bể trầm tích (tính đến tháng 12/2014) 3

Hình 1- 3: Sơ đồ tổng thể dự án đường ống Nam Côn Sơn 2 12

Hình 1- 4: Sơ đồ triển khai đường ống Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 1 13

Hình 2- 1: Sơ đồ công nghệ phương pháp ngưng tụ thiệt độ thấp 23

Hình 2- 2: Sơ đồ công nghệ phương pháp hấp thụ nhiệt độ thấp 25

Hình 2- 3: Sơ đồ công nghệ phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp 27

Hình 2- 4: Sơ đồ công nghệ quy trình GSP 30

Hình 2- 5: Quy trình công nghệ RSV 31

Hình 2- 6: Quy trình công nghệ SRC 32

Hình 2- 7: Quy trình công nghệ SRP 33

Hình 2- 8: Quy trình công nghệ CRR 34

Hình 3- 1: Sơ đồ mô phỏng công nghệ quy trình GSP 37

Hình 3- 2: Sơ đồ mô phỏng công nghệ quy trình RSV 44

Hình 3- 3: Sơ đồ mô phỏng công nghệ quy trình SRC 51

Hình 3- 4: Sơ đồ mô phỏng công nghệ quy trình SRP 57

Hình 3- 5: Sơ đồ mô phỏng công nghệ quy trình CRR 64

Hình 3- 6: Quy trình mô phỏng công nghệ tách ethane, LPG và condensate 71

Hình 5- 1: Biểu đồ công suất máy nén theo thành phần khí và quy trình công nghệ 113 Hình 5- 2: Biểu đồ công suất thiết bị gia nhiệt đáy tháp theo thành phần khí và quy

trình công nghệ 114

Hình 5- 3: Biểu đồ hiệu suất thu hồi Propane theo thành phần khí và quy trình công nghệ 115

Hình 5- 4: Biểu đồ hiệu suất thu hồi ethane theo thành phần khí và quy trình công nghệ 116

Hình 5- 5: Biểu đồ chi phí đầu tư các quy trình công nghệ 117

Hình 5- 6: Biểu đồ chi phí vận hành theo thành phần khí và quy trình công nghệ 118

Hình 5- 7: Biểu đồ chỉ số tài chính IRR theo quy trình công nghệ 119

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

RSV Recycle Split Vapor

GSP Gas Subcooled Process

SRC Supplemental Rectification with Compression

SRP Supplemental Rectification Process

CRR Cold Residue Reflux process

SCORE Single Column Overhead Recycle process

NGL Natural gas liquid

PV Gas Tổng Công ty Khí Việt Nam

PVE Tổng Công ty Tư Vấn Thiết kế Dầu Khí

AGRU Acid Gas Removal Unit – Cụm làm ngọt khí

PVN Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

FEED Thiết kế kỹ thuật tổng thể

FS Nghiên cứu khả thi (Feasibility Study)

IRR Internal Rate of Return

MỞ ĐẦU

Việt Nam bắt đầu khai thác dầu khí từ năm 1986 tại mỏ Bạch Hổ, Dầu khai thác được

xử lý và và đưa ra tàu chứa để xuất khẩu, còn khí được đốt bỏ ở ngoài mỏ Đến năm

1995, nguồn khí mỏ Bạch Hổ được thu gom, xử lý và vận chuyển vào bờ cung cấp cho Nhà máy điện Bà Rịa mở đầu cho ngành công nghiệp khí tại Việt Nam Tiếp theo đó với sự thành công của công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí tại các bể trầm tích trên thềm lục địa Việt Nam nên ngành công nghiệp khí đã phát triển nhanh chóng Trong hơn 20 năm qua, ngành công nghiệp khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng hệ thống thu gom, xử lý, vận chuyển khí cả ở khu vực Đông và Tây Nam Bộ, đang đầu tư xây dựng tại khu vực Bắc Bộ và tiếp theo đó sẽ là khu vực Trung Bộ Khí tự nhiên có vai trò ngày càng quan trọng trong cán cân năng lượng quốc gia và được sử dụng rộng rãi làm nhiên liệu cho phát điện, sản xuất đạm, sản xuất vật liệu xây dựng, giao thông vận tải, dân sinh và thương mại,… đóng góp một phần không nhỏ đến việc phát triển kinh

tế đất nước và góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia

Khuynh hướng phát triển công nghiệp hóa dầu đang phát triển mạnh mẽ ở Việt Nam

Để quy hoạch công nghiệp hóa dầu có tính hiệu quả thì nguồn nguyên liệu là một điều kiện tiên quyết Việt Nam có nguồn tài nguyên khí thiên thiên trung bình ở khu vực Đông Nam Á, đây là tiền đề để hình thành chuỗi dự án xử lý khí kết hợp hóa dầu nhằm mang lại hiệu quả kinh tế cao cho chuỗi dự án

Ngày 29 tháng 03 năm 2017, Tổng Công ty Khí Việt Nam và Công ty TNHH Hóa dầu Long Sơn đã tiến hành kí kết thỏa thuận sơ bộ cung cấp ethane và propane cho Tổ Hợp Hóa Dầu Long Sơn Dựa trên dữ liệu phát triển mỏ và nhu cầu của khách hàng, Tổng Công ty Khí Việt Nam đã quyết định đầu tư nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 tại khu vực Dinh Cố, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu nhằm tách ethane, propane, condensate và khí khô

từ nguồn khí thiên nhiên tại khu vực Đông Nam Bộ

Luận văn này sẽ trình bày chi tiết các công nghệ thu hồi lỏng từ nguồn khí thiên nhiên được sử dụng phổ biến hiện nay trên thế giới Thông qua đó luận văn sẽ tiến hành phân tích, tính toán để đưa ra công nghệ phù hợp với điều kiện thực tiễn tại Việt Nam Hy vọng những đóng góp của luận văn sẽ được sử dụng để hỗ trợ Tổng Công ty khí Việt Nam lựa chọn công nghệ tối ưu nhất cho nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

Luận văn này được thực hiện tại Tổng Công ty Tư vấn Thiết Kế Dầu khí và Phòng thí nghiệm tính toán – Khoa kỹ thuật Hóa học – Đại học Bách Khoa TP.HCM

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam

Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình và đứng hàng thứ 3 trong

khu vực (sau Indonesia và Malaysia) Trữ lượng và tiềm năng khí của Việt Nam tập

trung chủ yếu tại 4 bể trầm tích: Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay – Thổ

Chu Tổng trữ lượng có thể thu hồi của 4 bể chưa tính đến cấu tạo tiềm năng POS tính

đến thời điểm 30/06/2014 khoảng 1116 tỷ m3 [1]

Hình 1- 1: Phân bố các bể dầu khí chính ở Việt Nam [1]

 Về phân bố theo khu vực:

- Trữ lượng thu hồi cấp 2P (P1+P2) đối với các mỏ đang khai thác (còn lại) đều

tập trung ở các bể thuộc khu vực thềm lục địa phía Nam, trong đó bể Nam Côn

Sơn chiếm 52%, bể Cửu Long 38%, bể Malay – Thổ Chu 10% Trữ lượng cấp

2P (P1+P2) đối với các mỏ chuẩn bị khai thác tập trung chủ yếu ở các bể Sông

Hồng, bể Malay – Thổ Chu Trong đó, bể Sông Hồng chiếm 57%, bể Malay –

Thổ Chu chiếm 36%, bể Nam Côn Sơn chiếm 6%, bể Cửu Long chiếm 1% Như

vậy, dự báo trong vòng 5 tới, khu vực phát triển sối động vẫn chủ yếu tập trung

ở miền Nam và miền Trung để tận dụng nguồn khí bể Nam Côn Sơn, bể Malay

– Thổ Chu, bể Sông Hồng [1]

- Trữ lượng thu hồi khí cấp P3 các mỏ đang khai thác và chuẩn bị khai thác chủ

yếu tập trung ở bể Malay – Thổ Chu chiếm 58%, bể Nam Côn Sơn chiếm 18%,

bể Cửu Long chiếm 23%, bể Sông Hồng chiếm 1% [1]

- Trữ lượng khí thu hồi tiềm năng (cấp P4+P5) với các phát hiện (có thể phát triển

và chưa thể phát triển) hiện chủ yếu tập trung ở bể Sông Hồng (chiếm 57%) và

khoảng 34% bể Nam Côn Sơn, các bể còn lại chiếm khoảng 9% [1]

- Trữ lượng tiềm năng chưa phát hiện đã tính POS chủ yếu tập trung ở bể Nam

Côn Sơn chiếm 60%, bể Sông Hồng chiếm khoảng 18%, bể Malay – Thổ Chu

chiếm khoảng 13%, bể Cửu Long chiếm 6%, bể trầm tích khác khoảng 3% [1]

Phú Khánh Tư

Chính-Vũng Mây

Phú Quốc Miền Vòng

Hà Nội P1+P2 P3 P4+P5 Tiềm năng chưa phát hiện ( Có tính POS)

Hình 1- 2: Tài nguyên khí có khả năng thu hồi theo bể trầm tích (tính đến tháng

12/2014) [1]

1.1.1 Nguồn khí bể Sông Hồng

Bể Sông Hồng với diện tích khoảng 153.000 km2 trải rộng từ đồng bằng hạ lưu Sông

Hồng vịnh Bắc bộ tới hết thềm lục địa miền Trung bao gồm khu vực các Lô từ 100 đến

121 Bể Sông Hồng bao gồm các mỏ như Bạch Long, Thái Bình, Báo Vàng, Báo Đen,

Hàm Rồng, Hắc Long, Địa Long, Cá Voi Xanh, Báo Vàng, Sư Tử Biển, Cá

Heo Trong đó mỏ khí Cá Voi Xanh là mỏ khí có trữ lượng lớn nhất của Việt Nam

được phát hiện cho đến nay Hiện tại, PVN và ExxonMobil đang xem xét, nghiên cứu

phát triển mỏ Cá Voi Xanh để cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ khu vực miền Trung,

dự kiến sản lượng khai thác mỏ khí Cá Voi Xanh đạt 8,68 tỷ m3/năm (40% khí trơ và

CO2) Tính đến tháng 6/2014, tổng lượng khí đã phát hiện của Bể Sông Hồng ước tính

khoảng 264 tỷ m3, trong đó tổng lượng khí có thể đưa vào phát triển khai thác tính đến

đến năm 2035 khoảng 157,26 tỷ m3, sản lượng khí đã khai thác là 0,66 tỷ m3, khả năng

khai thác giai đoạn 2016-2035 khoảng 84,75 tỷ m3 [1]

1.1.2 Nguồn khí 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 khẳng định

tiềm năng chủ yếu của bể Cửu Long là dầu và khí đồng hành Bể Cửu Long gồm các

mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng – Đồi Mồi, Thỏ Trắng, Gấu Trắng, Rạng Đông,

Phương Đông, Ruby, Pearl, Topaz, Diamond, Emerald, Jade, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng,

Sư Tử Nâu, Sư Tử Trắng, Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng, …Tổng lượng khí đã phát hiện

có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 vào khoảng 157,45 tỷ m3 trong đó sản lượng

khí đã khai thác là 54,23 tỷ m3, trữ lượng khí thu hồi còn lại khoảng 103 tỷ m3 Xét về

tỷ lệ, trữ lượng khí đã phát hiện thu hồi còn lại chiếm khoảng 66% trong tổng lượng

khí đã phát hiện ở Bể Cửu Long Trong giai đoạn tới, hầu hết các Nhà thầu đều đã có

kế hoạch để đưa các mỏ đang phát triển vào khai thác, chắc chắn sẽ bổ sung bù đắp

được lượng khí đang suy giảm từ các mỏ đang khai thác hiện tại và gia tăng nguồn cấp

khí từ Bể Cửu Long cho thị trường khu vực Đông Nam Bộ [1]

1.1.3 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 60

giếng) Nguồn khí thuộc Bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên Công tác tìm kiếm

thăm dò ở Bể này đã phát hiện được nhiều mỏ khí tự nhiên khá lớn như Lan Tây, Lan

Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Mộc Tinh và các mỏ dầu như Đại Hùng,

Chim Sáo, Dừa, mỏ dầu và khí Cá Rồng Đỏ, Sao Vàng – Đại nguyệt…[1]

Tổng lượng khí đã phát hiện có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 là 237,82 tỷ

m3; trong đó sản lượng khí đã khai thác là 54,7 tỷ m3, khả năng khai thác từ 2014-2035

khoảng 73,1 tỷ m3 [1]

1.1.4 Bể Malay – Thổ Chu

Bể trầm tích Mã Lai – Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam thềm lục địa Việt Nam trong

vịnh Thái Lan với diện tích khoảng 400.000 km2 Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí

được bắt đầu từ những năm đầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng

kể, hơn 63% các giếng khoan thăm dò đã phát hiện thấy dầu, khí và đến nay đã ký hợp

đồng phân chia sản phẩm (PSC) ở các Lô như PM3-CAA; Lô B, 48/95, 52/97, 46–Cái

Nước, 46/2, 50, 51 Tính đến tháng 6/2014, tổng lượng khí đã phát hiện của Bể Mã Lai

– Thổ Chu khoảng 215,89 tỷ m3, trong đó tổng lượng khí có thể đưa vào phát triển khai

thác từ 2016-2035 ước tính khoảng 170 tỷ m3, sản lượng khí đã khai thác khoảng 8,21

tỷ m3, khả năng khai thác từ năm 2016-2035 khoảng 89,08 tỷ m3 [1]

1.1.5 Tài nguyên khí chưa phát hiện

Các Bể trầm tích Phú Khánh, Hoàng Sa, Trường Sa, Tư Chính – Vũng Mây, Phú Quốc,

Miền Võng Hà Nội, Đồng Bằng Sông Cửu Long cho đến nay vẫn còn ít được nghiên

cứu Công tác tìm kiếm thăm dò ở các Bể đang được đánh giá phát triển trong đó khu

vực bể Tư Chính-Vũng Mây là khu vực triển vọng, cần tiếp tục tăng cường công tác

thăm dò/thẩm lượng nhằm đánh giá tiềm năng, trữ lượng dầu khí Hy vọng với những

kết quả cập nhật trong quá trình tìm kiếm thăm dò, đây sẽ là các bể giàu tiềm năng dầu

khí của Việt Nam trong thời gian tới [1]

Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò năm 2014 của Bể Tư Chính-Vũng Mây có một phát

hiện khí Condensate là Cá Kiếm Đen thuộc lô 136/03, đây là một phát hiện dầu khí

quan trọng và đầu tiên ở khu vực nước sâu, xa bờ Các cấu tạo đồng dạng khác trong

diện tích lô có khả năng chứa dầu khí cao Đây là tiền đề quan trọng để đẩy mạnh công

tác thăm dò thẩm lượng trong lô, cũng như tăng cơ hội phát triển khai thác dầu khí từ

lô hợp đồng và các lô lân cận Chương trình thăm dò, thẩm lượng tiếp theo cần được

xây dựng một cách tối ưu trên cơ sở kết hợp các yếu tố như yêu cầu thu thập đủ thông

tin dữ liệu và chi phí hiệu quả (ví dụ kết hợp Mini DST/DST, giếng khoan nhiều mục

đích ) [1]

Nguồn khí của bể Phú Khánh, mức độ thăm dò thẩm lượng còn ít, chưa có giếng

khoan, cần đẩy nhanh việc minh giải 5.000 km 2D khu vực lô 144-145; xử lý minh giải

địa chấn 3D lô 148-149 xác định vị trí để có thể khoan trong năm 2016-2017 Đây là

vùng nhạy cảm, cần các hoạt động thăm dò linh hoạt nhằm khẳng định tiềm năng dầu

khí và khẳng định chủ quyển biển đảo [1]

1.2 Đặc điểm thành phần khí tại các Bể trầm tích của Việt Nam

1.2.1 Bể Cửu Long

Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long được trình bày ở bảng sau:

Bảng 1- 1: Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long (% Mol) [1]

Thành phần cấu tử Bạch Hổ Rạng

Đông

Sư Tử Đen/Vàng

Sư Tử Trắng

Khí Cửu Long

Từ bảng trên cho thấy, khí từ các mỏ của bể Cửu Long có hàm lượng Methane khoảng

80%, trong khi đó hàm lượng Ethane trong khí khá cao (trên 10%) do hầu hết các mỏ

khí của bể này đều là khí đồng hành

1.2.2 Bể Nam Côn Sơn

Thành phần khí của Bể Nam Côn Sơn được trình bày trong bảng sau:

Bảng 1- 2: Thành phần khí Bể Nam Côn Sơn (% Mole) [1]

Thành phần cấu tử Lan Tây Hải Thạch Đại Hùng Thiên Ưng

Carbon Dioxide, CO2 1,87 4,5 3,53 5,60

Thành phần khí của Bể Nam Côn Sơn với các mỏ đang khai thác chủ yếu thành phần là

các Hydorocacbon nhẹ (chiếm trên 90%) thể tích khí, thích hợp trong sản xuất điện,

công nghiệp hóa chất, dân dụng, thương mại

Với mỏ khí mới như Đại Hùng, Thiên Ưng thành phần cũng chủ yếu là Hydrocacbon

nhẹ, cung cấp thêm cho các hộ tiêu thụ thuộc khu vực Đông Nam Bộ Tuy nhiên thành

phần khí dự kiến của mỏ Sao Vàng/Đại Nguyệt (do Nhà điều hành Idemitsu cung cấp)

với thành phần khí không có Hydrocacbon nhẹ mà chủ yếu là các cấu tử nặng, dưới

đây là thành phần của mỏ Sao Vàng/Đại Nguyệt:

Bảng 1- 3: Thành phần khí mỏ Sao Vàng/Đại Nguyệt [1]

Carbon dioxide 0,000 Nitrogen 0,000 Methane 0,000 Ethane 0,016 Propane 0,305 Iso-Butane 0,348 N-Butane 0,997 Neo-Pentane 0,008 Iso-Pentane 1,346 N-Pentane 1,448 Hexanes 4,089 Methyl-cyclopentane 3,152 Benzene 3,524 Cyclohexane 3,539 Heptanes 4,218 Methyl-cyclohexane 5,328 Toluene 7,536 Octanes 4,843 Ethyl-Benzene 0,967

Thành phần Mol %

Meta+para-Xylene 3,727 Ortho-Xylene 1,666 Nonanes 4,654 1,2,4-Trimethylbenzene 1,088

Decanes 5,912 Undecanes 4,723 Dodecanes 4,479 Tridecanes 5,600 Tetradecanes 4,016 Pentadecanes 4,546 Hexadecanes 2,681 Heptadecanes 1,978 Octadecanes 3,238 Nonadecanes 1,699 C20+ 8,330 Tổng Cộng 100,000

1.2.3 Bể Malay – Thổ Chu

Thành phần khí của Bể Malay – Thổ Chu được trình bày trong bảng sau:

Bảng III-1: Thành phần khí Bể Malay – Thổ Chu (% Mol) [1]

Neo-Pentane, i-C5 N/A N/A

Thành phần khí Bể Malay-Thổ Chu có hàm lượng CO2 hơn nhiều so với thành phần

khí của Bể Cửu Long và Nam Côn Sơn điều này đã dẫn đến thành phần Hydorocacbon

nhẹ, đặc biệt là Methane giảm đi khá nhiều (dưới 80%)

1.3 Tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2

Dự án đầu tư xây dựng công trình Đường ống dẫn khí NCS2 được Thủ tướng Chính

phủ chấp thuận chủ trương đầu tư tại công văn số 19/VPCP-KTN ngày 04/01/2011,

Hội đồng thành viên Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phê duyệt dự án đầu tư xây dựng

công trình tại Quyết định số 801/QĐ-DKVN ngày 27/01/2011 Dự án được đầu tư

nhằm mục đích vận chuyển khí từ các mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh (thuộc lô 2,

05-3), mỏ Thiên Ưng – Mãng Cầu (thuộc lô 04-3) và các mỏ khí khác của bể Nam Côn

Sơn và bể Cửu Long vào bờ cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ tại khu vực miền Đông

Nam Bộ

Một số thông tin chung về dự án:

 Tên dự án: Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2;

 Chủ đầu tư: Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP (PVGAS);

 Nội dung và quy mô đầu tư:

+ Hệ thống Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 vận chuyển 2 pha có công suất

thiết kế 18,4 triệu m3 khí và 1.320 tấn Condensate/ngày đêm (công suất vận

chuyển khí khô sẽ là 7,0 tỷ m3/năm) có chiều dài khoảng 325 km, đường kính

ống ngoài 26”, xuất phát từ Hải Thạch – Mộc Tinh đi qua Thiên Ưng – Mãng

Cầu, Bạch Hổ và tiếp bờ tại Long Hải Đường ống có đầu chờ nhận khí nhập

khẩu gần giàn Hải Thạch, kết nối với giàn Thiên Ưng, có đầu chờ cho các mỏ

tương lai gần khu vực mỏ Thiên Ưng, Đại Hùng và đầu chờ kết nối tại khu vực

Bạch Hổ [2]

+ Đường ống trên bờ bao gồm khoảng 9 km tuyến ống có đường kính ống ngoài

26” từ Long Hải tới Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (GPP2) và khoảng

30km tuyến ống có đường kính ống ngoài 30” dẫn khí từ GPP2 đến Phú Mỹ,

Trạm van ngắt tuyến tại Phước Hòa, phần mở rộng của Trung tâm Phân phối

khí Phú Mỹ [2]

+ Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (GPP2) có công suất 10 triệu m3 khí/ngày

đêm (1 train) đặt tại Dinh Cố, khoảng 25 km tuyến ống dẫn các sản phẩm lỏng

từ GPP2 đến Kho cảng Thị Vải và 03 trạm van ngắt tuyến dọc các tuyến ống

dẫn sản phẩm lỏng [2]

 Nguồn khí vận chuyển: Khí vận chuyển từ các mỏ Hải Thạch – Mộc Tinh (thuộc lô

05-2, 05-3), các mỏ Thiên Ưng – Mãng Cầu (thuộc lô 04-3) và các mỏ khác thuộc bể

Nam Côn Sơn vào bờ

 Địa điểm xây dựng: Tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu

 Tổng mức đầu tư của dự án: 1305,98 triệu USD

ơ đồ tổng thể

ự án đường

ng khoảng

P 207+474)iến độ gas-

an khác

hu cầu vậnnăng khác

ưa vào hoạtống Bạch Hiết phải đầu

xử lý khí Sư

ăm 2019, đPVN phê d

đoạn 1[3, 4

giai đoạn 2

ửu Long JO

ận hành vàonăm 2019 Hải và đườ

ạn 2 – Dự

g, Sao Vànoàn chỉnh m

4]

2

OC thực

o Quý 4 với sản ờng ống

án Nam

ng – Đại mục tiêu

Phạm vi đầu tư của giai đoạn 2 – dự án Nam Côn Sơn 2 bao gồm những nội dung

chính cụ thể như sau [3, 4]:

+ Tuyến ống kết nối từ KP 207+474 của Nam Côn Sơn 2 về bờ dài 117 km;

+ Tuyến ống từ Hải Thạch về đường ống Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 1 dài

khoảng 60 km;

+ Đường ống trên bờ bao gồm khoảng 9 km tuyến ống có đường kính ống ngoài

26” từ Long Hải tới Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (GPP2) và khoảng 30

km tuyến ống có đường kính ống ngoài 30” dẫn khí từ GPP2 đến Phú Mỹ,

Trạm van ngắt tuyến tại Phước Hòa, phần mở rộng của Trung tâm Phân phối

khí Phú Mỹ;

+ Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (GPP2) có công suất 10 triệu m3 khí/ngày

đêm (1 dây chuyền) đặt tại Dinh Cố, khoảng 25 km tuyến ống dẫn các sản

phẩm lỏng từ GPP2 đến Kho cảng Thị Vải và 03 trạm van ngắt tuyến dọc các

tuyến ống dẫn sản phẩm lỏng

1.3.3 Tổng quan về dự án nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

Dự án nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 hoàn thành thiết kế FEED vào năm 2013

Ban đầu, nhà máy được thiết kế để xử lý nguồn khí từ các mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh,

Thiên Ưng, Mãng Cầu và một vài mỏ khí khác ở khu vực bể Nam Côn Sơn Sản phẩm

của nhà máy bao gồm khí khô thương phẩm, LPG và condensate Cấu hình công nghệ

nhà máy bao gồm [2]:

+ Hệ thống Slug Catcher: phân tách sơ bộ lỏng khí

+ Hệ thống condensate De-ethanizer: phân tách cấu tử nhẹ C2- ra khỏi

condensate

+ Hệ thống làm ngọt khí (ARGU): sử dụng công nghệ nghệ làm ngọt bản quyền

của UOP để loại bỏ CO2 để thành phần khí thương phẩm có tổng nồng độ CO2

và khí trơ dưới 6%mol Hệ thống ARGU của UOP sử dụng quá trình hấp thụ

hoá học với dung môi là Ucarsol

+ Hệ thống tách loại nước: sử dụng công nghệ hấp phụ bằng zeolite nhằm giảm

hàm lượng nước trong khí, tránh tạo hydrate trong cụm thu hồi lỏng (NGL)

+ Hệ thống tách loại thuỷ ngân: dung chất hấp phụ để loại bỏ thuỷ ngân trong khí,

tránh hư hỏng thiết bị truyền nhiệt có cấu tạo từ vật liệu nhôm

+ Hệ thống thu hồi lỏng (NGL): sử dụng quy trình SCORE bản quyền Ortloff,

ứng dụng quá trình giãn nở khí thông qua turbo-expander và hệ thống làm lạnh

ngoài để thu hồi các cấu tử C3+

+ Hệ thống phân tách LPG: phân tách LPG ra khỏi condensate

Hiện nay, dự báo về sản lượng khí từ các mỏ thay đổi dẫn đến thay đổi kế hoạch phát

tiển mỏ từ các chủ mỏ Theo kế hoạch, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 sẽ sử dụng

khí từ mỏ Sư Tử Trắng và mỏ Đại Nguyệt – Sao Vàng Điều này dẫn đến thành phần

khí vào bờ sai lệch với thành phần khí được sử dụng để thiết kế FEED cho nhà máy xử

lý khí Nam Côn Sơn 2 vào năm 2013 Với thành phần khí mới này, để đảm bảo nhà

máy hoạt động hiệu quả thì cần phải thực hiện thiết kế lại từ giai đoạn ban đầu Vì vậy,

Tổng Công ty Khí Việt Nam đã đề xuất thực hiện lại công tác nghiên cứu khả thi

(Re-FS) và thiết kế kỹ thuật tổng thể (Re-FEED)

Bảng 1- 4: Thành phần khí đầu vào nhà máy (Thành phần mới)[4]

Cấu tử High

C2

High LPG

Rich Gas

High Inert

Lean Gas

Cấu tử High

C2

High LPG

Rich Gas

High Inert

Lean Gas

Cấu tử High

C2

High LPG

Rich Gas

High Inert

Lean Gas

1.4 Tổng quan về hướng nghiên cứu của đề tài

Qua quá trình nghiên cứu thành phần khí mới có thể thấy rằng thành phần khí mỏ Sư

Tử Trắng, Sao Vàng – Đại Nguyệt có hàm lượng cấu tử C2, C3, C4 cao Đồng thời

trong thời gian tới khu vực miền nam sẽ hình thành các tổ hợp hoá dầu lớn như tổ hợp

hoá dầu Long Sơn, nhà máy sản xuất nhựa Poly Propylene nên nhu cầu nguồn nguyên

liệu C2, C3 rất lớn Vì vậy, PVGas đề xuất tiến hành phân tách sâu các cấu tử nhẹ này

để mang lại hiệu quả kinh tế cao

Thực hiện phân tích thành phần khí mới và nhu cầu thị trường khí tại Việt Nam, đề tài

sẽ tiến hành nghiên cứu đánh giá tính kinh tế kĩ thuật các quy trình công nghệ thu hồi

lỏng để lựa chọn quy trình công nghệ phù hợp cho nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

đáp ứng các yêu cầu về thành phần khí đầu vào và cơ cấu sản phẩm

Quá trình phân tách cấu tử C3 và C4 từ hỗn hợp LPG được thực hiện bằng phương

pháp chưng cất thông thường ở áp suất cao Quá trình tách cấu tử C2 đòi hỏi công nghệ

phức tạp hơn, vì vậy đề tài sẽ tập trung nghiên cứu công nghệ tách C2 phù hợp để ứng

dụng vào nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2

Đề tài nghiên cứu được thực hiện bằng các phần mềm mô phỏng quá trình và tính toán

thiết bị như HYSYS và bảng tính

Tiến hành quá trình mô phỏng sơ bộ như phân tách pha lỏng khí và tách nước xuống

mức 0.1 ppmv để xác định thành phần khí đầu vào cụm thu hồi lỏng, kết quả được

trình bày ở bảng dưới:

Bảng 1- 5: Thành phần khí đầu vào cụm NGL Recovery

Cấu tử High C2 High LPG Rich case Hign Inert Lean case Bạch Hổ

Cấu tử High

C2

High LPG

Rich case

Hign Inert

Lean case

Theo bảng trên, các thành phần khí đầu vào đều cho kết quả độ béo > 150 g/m3, vì vậy,

khí đầu vào hoàn toàn là khí béo

1.5 Mục tiêu và nội dung nghiên cứu

1.5.1 Mục tiêu nghiên cứu

Đề xuất lựa chọn quy trình công nghệ thu hồi lỏng để nhà máy hoạt động hiệu quả nhất

với thành phần khí mới hiện nay

1.5.2 Nội dung nghiên cứu

Nội dung 1: Tổng quan về lĩnh vực nghiên cứu