Nghiên cứu đánh giá hệ thống xử lý khí đồng hành cụm mỏ sư tử block 15 1 (STDSW, STV, STDNE)

1.3 Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI ¾ Đánh giá và kiểm tra các sự cố có nguy cơ ngừng khai thác hoặc giảm sản lượng khai thác liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành ở mỏ STĐ

DƯƠNG MINH PHÚ

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG XỬ

LÝ KHÍ ĐỒNG HÀNH CỤM MỎ SƯ TỬ BLOCK 15-1 (STDSW, STV, STDNE)

Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan-khai thác và Công nghệ dầu khí

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP.HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2008

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS Lê Phước Hảo

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS Cù Xuân Bảo

Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày tháng năm 2008

Tp HCM, ngày 30 tháng 6 năm 2008

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: DƯƠNG MINH PHÚ Phái: NAM

Ngày, tháng, năm sinh: 24/ 10 / 1978 Nơi sinh: NGHỆ AN

Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan- khai thác và Công nghệ dầu khí

MSHV :03805654

I- TÊN ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG XỬ LÝ KHÍ ĐỒNG

HÀNH CỤM MỎ SƯ TỬ BLOCK 15-1 (STDSW, STV, STDNE)

II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Hệ thống hóa các phương pháp xử lý khí đồng hành có khả năng áp dụng tại VN

- Phân tích đánh giá hệ thống xử lý khí đồng hành hiện có tại mỏ Sư Tử Đen Tây

Nam và dự kiến tại mỏ Sư Tử Vàng

- Xây dựng các mô hình Hysys & CFD (Computerize Fluid Dynamic) để có thể:

• Đánh giá và kiểm tra các sự cố có nguy cơ ngừng khai thác hoặc giảm sản

lượng khai thác liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành ở mỏ STĐ và

STV Sự tạo thành hydrate và hiệu suất của các bình tách (liquild carryover)

• Đề xuất giải pháp khắc phục các sự cố của hệ thống xử lý khí đồng hành và

các phương án gia tăng hiệu quả sử dụng khí đồng hành như tận thu khí đồng

hành thấp áp và gia tăng lưu lượng khí gaslift

III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 12/2007

IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 6/2008

V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN:

1- PGS TS Lê Phước Hảo, Ban QLDA Trường Đại học Dầu Khí Việt Nam

2- TS Cù Xuân Bảo, Liên doanh Dầu Khí Cửu Long

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CN BỘ MÔN

PGS.TS Lê Phước Hảo TS Cù Xuân Bảo

Nội dung và đề cương luận văn thạc sĩ đã được Hội đồng chuyên ngành thông qua

Ngày tháng năm

LỜI CÁM ƠN

Luận văn được hoàn thành tại trường đại học Bách khoa Thành phố Hồ Chí Minh dưới sự hướng dẫn khoa học của:

• PGS TS Lê Phước Hảo, Trưởng ban QLDA trường Đại học Dầu khí Việt Nam

• TS Cù Xuân Bảo, Trưởng Phòng Phát triển mỏ, Liên doanh dầu khí Cửu Long

Xin chân thành cảm ơn PGS TS Lê Phước Hảo và TS Cù Xuân Bảo đã dành công sức hướng dẫn tận tình, chu đáo

Trong quá trình làm luận văn, tôi đã nhận được sự góp ý, giúp đỡ nhiệt tình của các giảng viên, cán bộ khoa Kỹ thuật Địa chất – Dầu khí, Phòng đào tạo sau đại học trường đại học Bách khoa Thành phố Hồ Chí Minh, cũng như công ty CLJOC Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đối với những giúp đỡ quý báu đó

Bản Luận văn này sẽ không thể hoàn thành nếu không có sự động viên, khích lệ của gia đình, các đồng nghiệp, bạn bè cũng như các học viên cao học khóa 2006 chuyên ngành “Kỹ thuật Khoan-khai thác và Công nghệ dầu khí”, “Địa chất Dầu khí ứng dụng”

Mặc dù đã cố gắng rất nhiều, song chắc chắn luận văn vẫn còn thiếu sót, tôi rất mong nhận được sự góp ý để bản luận văn được hoàn chỉnh và có hiệu quả tốt hơn

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Nghành công nghiệp dầu khí đã phát triển tại Việt Nam hơn 20 năm, đã có khá nhiều mỏ dầu-khí đồng hành được phát hiện như Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen…Tuy vậy, giá trị của khí đồng hành dường như chỉ được quan tâm đúng mức trong khoảng thời gian gần 10 năm trở lại đây

Cho tới thời điểm này (tháng 07/2008), khí đồng hành không chỉ có giá trị về mặt thương mại mà còn là một nhân tố quyết định đối với các hoạt động sản xuất và tối

ưu hóa sản lượng khai thác tại các mỏ dầu khí ngoài khơi Việt Nam

Trong khoảng thời gian 5 năm vận hành khai thác tại mỏ Sư Tử Đen (block 1), nhà điều hành Cửu Long JOC thường xuyên gặp phải các sự cố liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành, gây ảnh hưởng lớn đến hiệu quả sản xuất Đây là một vấn đề khó khăn không chỉ gặp ở công ty liên doanh điều hành Cửu Long (Sư Tử Đen) mà còn ở các nhà thầu khác như JVPC (Rạng Đông) và VSP (Bạch Hổ)

15-Trên cơ sở những nghiên cứu lý thuyết và kinh nghiệm thực tế vận hành tại mỏ

Sư Tử Đen kết hợp với các mô hình phần mềm chuyên dụng (Hysys, CFD), tác giả đã kiểm tra, dự đoán và đề ra các giải pháp khắc phục đối với các vấn đề liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành như hydrate, hiệu suất các bình tách Dựa trên các thông số thiết kế, tác giả cũng có một số phân tích và nhận định vềø ưu, nhược điểm của hệ thống này

MỤC LỤC

***

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN XỬ LÝ KHÍ ĐỒNG HÀNH TẠI CỤM

MỎ SƯ TỬ BLOCK 15.1 (STDSW, STV, STDNE)

# "

1.1 Mục tiêu của đề tài

1.2 Nhiệm vụ của đề tài

1.3 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

1.4 Cơ sở và phương pháp nghiên cứu

1.5 Phạm vi nghiên cứu

2 Chương 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ KHÍ ĐỒNG HÀNH

2.1 Các khái niệm của khí hydrocarbon

2.1.1 Khí thiên nhiên (Natural Gas)

2.1.2 Khí đồng hành (Associated Gas)

2.2 Các ứng dụng chính của khí đồng hành

2.2.1 Sử dụng khí đồng hành làm khí nhiên liệu (Fuelgas)

2.2.2 Sử dụng khí đồng hành làm khí bơm ép (Gaslift)

2.2.3 Sử dụng khí đồng hành làm khí thương mại (Sales/Export Gas)

2.2.4 Các ứng dụng khác của khí đồng hành (Sealgas, Pilotgas…)

2.3 Các vấn đề cần quan tâm khi nghiên cứu thiết kế hệ thống xử lý khí

2.3.1 Tính toán cân bằng vật chất của khí đồng hành đối với từng mỏ

(lượng khí cung cấp và lượng khí sử dụng/khí bán) 2.3.2 Phòng chống khả năng tạo thành hydrate trong đường ống

2.3.3 Các tiêu chuẩn, yêu cầu đối với khí đồng hành sau khi được xử lý

2.4 Tổng quan các qui trình xử lý khí đồng hành

2.4.1 Quá trình tách khí ra khỏi dầu

2.4.2 Quá trình nén ép và làm mát khí (đáp ứng yêu cầu áp suất, nhiệt độ

khí sau khi xử lý) 2.4.3 Quá trình làm khô khí (tách nước)

3.1.2 Tổng quan về công trình, cụm thiết bị tại mỏ Sư Tử

3.2 Hệ thống xử lý khí đồng hành tại mỏ Sư Tử Đen Tây Nam (SD-SW)

3.2.1 Giản đồ công nghệ xử lý dầu – khí - nước tại mỏ Sư Tử Đen Tây

Nam 3.2.2 Sơ đồ công nghệ hệ thống xử lý khí đồng hành tại mỏ Sư Tử Đen

3.3.1 Giản đồ công nghệ xử lý dầu – khí - nước tại mỏ Sư Tử Vàng

3.3.2 Sơ đồ công nghệ hệ thống xử lý khí đồng hành tại mỏ Sư Tử Vàng

3.3.2.1 Hệ thống xử lý khí bơm ép Gaslift 3.3.2.2 Hệ thống xử lý khí nhiên liệu Fuelgas 3.3.2.3 Hệ thống xử lý khí đồng hành làm khí chèn Sealgas

3.4 Hệ thống xử lý khí đồng hành mỏ Sư Tử Đen Đông Bắc

3.4.1 Giản đồ công nghệ xử lý dầu – khí - nước tại mỏ Sư Tử Đen Đông

trong vùng tạo hydrate (sử dụng phần mềm Hysys) 4.1.3 Đề nghị phương án khắc phục cho vấn đề hydrate tại vị trí sau Van

TRV

4.2 Vấn đề về hiệu suất các bình tách trong hệ thống xử lý khí đồng hành

(liquild carry-over vào đường khí)

4.2.1 Các sự cố liên quan đến khả năng xuất hiện hydrocarbon lỏng

trong đường khí ra tại cách bình tách lỏng ra khỏi khí trong quá trình xử lý khí đồng hành

4.2.2 Các nghiên cứu để xác định hiệu xuất của các bình tách lỏng và

khả năng xuất hiện hydrocarbon lỏng trong đường khí

4.2.2.1 Bình tách Inlet Gas Scrubber MBF-2305 4.2.2.2 Bình tách 1 st Suction Scrubber MBF-2310/2320 4.2.2.3 Bình Tách 2 nd Suction Scrubber MBF-2313/2323

4.3 Vấn đề về tận thu khí đồng hành từ mỏ Sư Tử Đen Tây Nam –

STDSW

4.4 Vấn đề gia tăng lượng khí bơm ép Gaslift cho mỏ STD

4.5 Các ưu điểm của hê thống xử lý khí đồng hành cụm mỏ Sư Tử:

CHƯƠNG 1

MỞ ĐẦU – GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI

1.1 MỤC TIÊU CỦA ĐỀ TÀI

Kỹ thuật xử lý khí đồng hành và các ứng dụng của nó luôn giữ một vai trò rất quan trọng đối với các dự án dầu khí ngoài khơi Các sự cố liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành tại cụm mỏ Sư Tử đã và đang được công ty Cửu Long đặc biệt quan tâm

Mục đích của luận văn này đó là góp phần làm sáng tỏ các nguyên nhân gây ra các vấn

đề liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành tại cụm mỏ Sư Tử và đề xuất một số giải pháp khắc phục các vấn đề này

1.2 NHIỆM VỤ CỦA ĐỀ TÀI

¾ Tìm hiểu cơ sở lý thuyết về khí hydrocarbon và hệ thống hóa các phương pháp xử

lý, khả năng áp dụng các qui trình, công nghệ này đối với các mỏ tại Việt Nam;

¾ Tìm hiểu thu thập các thông tin dữ liệu của các mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng, đặc biệt là liên quan đến hệ thống, công nghệ xử lý khí đồng hành tại mỏ Phân tích, đánh giá hệ thống xử lí khí đồng hành hiện có trên giàn khai thác Sư Tử Đen và dự kiến tại mỏ Sư Tử Vàng;

¾ Sử dụng phần mềm Hysys, CFD để xây dựng các mô hình xử lý khí đồng hành tại cụm mỏ;

¾ Dựa vào các dữ liệu, sự kiện thực tế và phần mềm Hysys, CFD để tính toán, đánh giá và dự báo các sự cố có thể xảy ra đối với hệ thống xử lý khí đồng hành tại các

mỏ Đề xuất các giải pháp khắc phục

1.3 Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI

¾ Đánh giá và kiểm tra các sự cố có nguy cơ ngừng khai thác hoặc giảm sản lượng khai thác liên quan đến hệ thống xử lý khí đồng hành ở mỏ STĐ và STV: Sự tạo thành hydrate và hiệu suất của các bình tách (liquild carry-over) ;

¾ Đề xuất giải pháp khắc phục các sự cố của hệ thống xử lý khí đồng hành và các phương án gia tăng hiệu quả sử dụng khí đồng hành như tận thu khí đồng hành thấp

áp, gia tăng lưu lượng khí gaslift ;

¾ Chỉ với một sự cố nhỏ xảy ra đối với hệ thống xử lý khí đồng hành tại cụm mỏ này

có thể làm giảm sản lượng khai thác hoặc dừng khai thác toàn giàn Với công suất hiện tại của mỏ Sư Tử Đen 60,000 thùng/ngày và 150,000 thùng/ngày cho cả cụm

mỏ (STD+STV) trong tương lai, chỉ cần dừng khai thác vài giờ là đã thất thoát hàng trăm ngàn USD;

¾ Tác giả cũng hy vọng đề tài có thể dùng làm tài liệu tham khảo, cho sinh viên năm cuối đại học, học viên cao học và các kỹ sư đang công tác trong lĩnh vực dầu khí, bổ sung tài liệu trong công tác giảng dạy, nghiên cứu và áp dụng một phần vào các dự

án dầu khí mới trong tương lai

1.4 CƠ SỞ VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

¾ Nghiên cứu sơ sở lý thuyết: tìm hiểu, phân tích, chọn lọc;

¾ Liên hệ thực tế: thông số thiết kế, kinh nghiệm vận hành;

¾ Sử dụng các phần mềm chuyên dụng (Hysys, CFD) để kiểm tra, tính toán

1.5 PHẠM VI NGHIÊN CỨU

Hệ thống xử lý khí đồng hành hiện có tại mỏ Sư Tử Đen và hệ thống xử lý dự kiến tại

mỏ Sư Tử Vàng (tháng 10/2008 đưa vào vận hành)

CHƯƠNG 2

CỞ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ KHÍ ĐỒNG HÀNH

2.1 CÁC KHÁI NIỆM CỦA KHÍ HYDROCARBON

2.1.1 Khí thiên nhiên (Natural Gas)

Khí thiên nhiên là hỗn hợp các hydrocarbon nhẹ, chủ yếu từ C1-C4 có thể chứa đến 85% CH4 và khoảng 10% C2H6 và cũng có chứa các hydrocarbon nặng hơn như C3H8,

C4H10, C5H12, và các alkan khác Khí thiên nhiên, thường tìm thấy cùng với các mỏ dầu ở trong vỏ trái đất, được khai thác và tinh lọc thành nhiên liệu cung cấp cho khoảng 25% nguồn cung năng lượng thế giới [1] Khí thiên nhiên chứa lượng nhỏ các tạp chất cơ học, hơi nước và các khí axít như CO2, H2S, và N2 Do các tạp chất này có trể làm giảm nhiệt trị

và đặc tính của khí thiên nhiên, chúng thường được tách ra khỏi khí thiên nhiên trong quá trình tinh lọc khí và được sử dụng làm sản phẩm phụ

Khí thiên nhiên được chia làm 3 loại chính:

¾ Khí khô: Khí thiên nhiên có thành phần chủ yếu là CH4, chiếm trên 80% về thể tích,

ở thể khí ngay trong điều kiện vỉa và không bị chuyển pha khi ở điều kiện bề mặt

¾ Khí ướt: Khí thiên nhiên có chứa một phần hydrocarbon nặng mà chúng sẽ hóa lỏng

khối lượng riêng nhỏ hơn dầu và lớn hơn khí Thành phần của khí condensate ngoài các khí hydrocarbon nặng còn có chứa nhiều hydrocarbon lỏng loại parafin, naptenic và aromatic Condensate là nguyên liệu qúi để sản xuất LPG, Naphta cho xăng hoặc làm nguyên liệu cho công nghiệp hóa dầu

2.1.2 Khí đồng hành (Associated Gas)

Khí đồng hành là khí tự nhiên được tìm thấy cùng dầu thô, có thể ở dạng hoà lẫn với dầu thô hoặc tích tụ phía trên lớp dầu thô trong mỏ dầu Khí đồng hành khi được tách khỏi dầu thô là hỗn hợp chủ yếu gồm C2H6, C3H8, C4H10 và C5H12 [1] Ngoài ra còn những tạp chất không mong muốn khác như hơi nước, H2S, CO2, Helium (He), và một số tạp chất khác

2.2 CÁC ỨNG DỤNG CHÍNH CỦA KHÍ ĐỒNG HÀNH

2.2.1 Sử dụng khí đồng hành làm khí nhiên liệu (Fuelgas)

Đây là một ứng dụng chính của khí đồng hành hiện nay đặc biệt là đối với các mỏ khí ngoài khơi (offshore)

dầu-Đối với các mỏ khí ngoài khơi, việc cung cấp nhiên liệu cho các thiết bị sử dụng tại giàn khai thác luôn là một vấn đề đáng quan tâm do khó khăn về mặt vận chuyển, chuyên chở nhiên liệu từ trong bờ

Khí đồng hành thường được sử dụng làm khí nhiên liệu (Fuelgas) cho các thiết bị (gas turbine) sau:

- Hệ thống máy phát điện (Generator) – Các máy phát điện này thường là loại Gas-Turbine, nhiên liệu cung cấp chính là khí đồng hành đã được xử lý Điện phát ra từ các máy phát điện Gas turbine này sẽ cung cấp điện năng để vận hành hầu hết các thiết bị khác trên giàn khai thác;

- Hệ thống máy nén khí (Lift Gas Compressor) dùng để tạo khí nén áp suất cao bơm ngược vào giếng khai thác/vỉa;

- Hệ thống Boiler dùng để cung cấp nước nóng cho hoạt động sản xuất và sinh hoạt toàn giàn

Các hệ thống thiết bị sử dụng khí đồng hành làm khí nhiên liệu như đã nói ở trên luôn luôn được thiết kế sử dụng thêm nhiên liệu Diezel trong trường hợp hệ thống khí nhiên liệu cung cấp có vấn đề

2.2.2 Sử dụng khí đồng hành làm khí bơm ép (Gaslift)

Như chúng ta đã biết, trong quá trình khai thác áp suất vỉa của mỏ sẽ giảm dần và tới một thời điểm nào đó giếng không thể khai thác tự nhiên (natural flowing) được nữa Một trong nhưng phương pháp hiệu quả và phổ biến nhất hiện này đó là sử dụng khí đồng hành (Gaslift) để bơm ngược lại vào giếng với mục đích khí hóa cột chất lỏng (thường là dầu và nước) nằm bên trên điểm bơm ép (Gaslift injection valve) Từ đó giúp khả năng khai thác của giếng tăng lên

2.2.3 Sử dụng khí đồng hành làm khí thương mại (Sales/Export Gas)

Thu gom, xử lý khí đồng hành từ các mỏ dầu-khí sẽ là một nguồn thu lớn cho nhà đầu

tư Trong trường hợp lượng khí đồng hành khai thác được ngoài mục đích sử dụng làm khí nhiên nhiệu, khí nén vẫn còn dư 1 lượng khá lớn, các nhà đầu tư cần quan tâm đến việc xử

lý khí đồng hành thành khí thương mại

2.2.4 Các ứng dụng khác của khí đồng hành (Sealgas, Pilotgas…)

Ngoài các mục đích trên khí đồng hành còn được sử dụng để làm:

- Sealgas: khí được sử dụng để làm kín các seal trong các thiết bị (máy nén khí….);

- Pilotgas: khí mồi, là loại khí dùng để đảm bảo duy trì ngọn lửa trên đuốc của giàn khai thác (flare) Để đảm bảo về mặt môi trường khí đồng hành không được xả thẳng ra môi trường mà phải được đốt bỏ

2.3 CÁC VẤN ĐỀ CẦN QUAN TÂM KHI NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ HỆ THỐNG

XỬ LÝ KHÍ ĐỒNG HÀNH

2.3.1 Tính toán cân bằng vật chất của khí đồng hành đối với từng mỏ (lượng khí

cung cấp và lượng khí sử dụng/khí bán)

Khi nghiên cứu, tính toán thiết kế hệ thống xử lý khí của mỏ dầu, vấn đề cần quan tâm

hàng đầu đó là cân bằng vật chất (năng lượng) của khí đồng hành

- Tổng lượng khí đồng hành có thể khai thác và sản lượng khí đồng hành khai thác trong từng năm

- Lượng khí đồng hành cần dùng để sử dụng làm khí nhiên liệu, Gaslift và các mục đích sản xuất khác

Biểu đồ bên dưới thể hiện sự dự đoán về nhu cầu sử dụng khí đồng hành và lượng khí đồng hành có thể khai thác tại cụm mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (đường màu đen là tổng lượng khí khai thác, màu đỏ là khí tiêu thụ và màu xanh là khí dư) Có thể thấy từ năm 2008-2014 cụm mỏ này sẽ dư ra một lượng khí đáng kể, nhưng sau đó sẽ thiếu khí

Hình 2.1: Biểu đồ cân bằng năng lượng theo khí đồng hành tại mỏ Sư Tử [5,9]

Do vậy, có thể thiết kế hệ thống xử lý khí đồng hành với 1 số đặc điểm chính sau:

- Khí đồng hành sử dụng làm Gaslift, nhiên liệu Fuelgas…

- Cần phải thiết kế cả hệ thống nhập khí cho giai đoạn sau năm 2014;

- Cân nhắc, tính toán về mặt kinh tế lượng khí dư trong các năm 2008-2014

để thiết kế xử lý khí đồng hành làm khí bán (khí thương mại)

2.3.2 Phòng chống khả năng tạo thành hydrate trong đường ống

2.3.2.1 Hydrate và điều kiện tạo thành hydrate

Hydrate là sự kết hợp của các phân tử nước với các phân tử hydrocarbon nhẹ, tạo ra chất rắn giống băng (đá) Sự kết hợp này hoàn toàn không phải do phản ứng hóa học mà là

do chúng liên kết với nhau ở dạng tinh thể

Thông thường, hydrate được tạo ra khi khí bị làm lạnh xuống dưới điểm tạo thành hydrate của nó Ở áp suất cao, hydrate có thể được tạo thành ở nhiệt độ khá cao, trên 32oF (0oC) Chúng ta không muốn hydrate bởi vì nó sẽ làm tắc các đường ống, các van, và các thiết bị điều khiển, làm giảm công suất của đường ống, hoặc có thể gây hư hỏng các thiết

bị Điều này đặc biệt đúng với trường hợp van tiết lưu, van điều khiển và các tấm cản dòng nhỏ nơi có sự giảm áp đột ngột xẩy ra Áp suất giảm gây ra sự giảm nhiệt độ và làm tắc các tấm cản dòng nhỏ (small orifice) nếu hydrate được tạo ra Sự tạo thành hydrate làm dòng chảy bị nghẽn lại thường được gọi là hiện tượng đông cứng (freezing)

Hai điều kiện chính thúc đẩy sự hình thành hydrate là:

- Dòng khí ở điều kiện nhiệt độ áp suất thích hợp;

- Dòng khí có chứa nước tự do ở nhiệt độ bằng hoặc dưới nhiệt độ điểm sương (dew point)

Với một dòng khí bất kì (thành phần của khí là ngẫu nhiên) tại một áp suất cho trước, luôn có một nhiệt độ sao cho nếu dưới nó, hydrate sẽ được tạo thành, trên nó, hydrate sẽ không xảy ra Khi áp suất tăng, nhiệt độ tạo thành hydrate cũng tăng theo Nếu nước không

có mặt trong khí, hydrate cũng không thể xuất hiện

Hình 2.2: Biểu đồ điều kiện thành tạo hydrate [10]

Hydrates có 3 loại cấu trúc phân tử: SI, SII và SH (cấu trúc 1, cấu trúc 2 và cấu trúc H cho Hexagonal) Ba loại cấu trúc này cao hoặc ít ổn định hơn đầu tiên phụ thuộc vào thành phần của hỗn hợp hydrocarbon: phân tử kích thước nhỏ chủ yếu là SI, phân tử kích thước trung bình SII và phân tử kích thước lớn SH

Ba loại cấu trúc này đều hình thành do sự sắp xếp khác nhau của các phân tử nước:

- Loại I: bao gồm 46 phân tử nước và 6 phân tử khí, hệ số hydrate 5.75

ƒ Các phân tử nước hình thành 2 khoang nhỏ là khối 12 mặt ngũ giác và 6 khoang lớn

là khối 14 mặt gồm 12 mặt ngũ giác và 2 mặt lục giác;

ƒ Kích cỡ của khoảng không trong các khối nhỏ, methane và ethane bị giữ lại ở trong

- Loại II: bao gồm 136 phân tử nước và 24 phân tử khí, hệ số hydrate 5.67

ƒ Các phân tử nước hình thành 12 khoang nhỏ là khối 12 mặt ngũ giác và 8 khoang trung bình là khối 16 mặt gồm 12 mặt ngũ giác và 4 mặt lục giác;

ƒ Khối có kích thước lớn giữ lại propane, isobutane, cyclopentane và benzene…

- Loại III : bao gồm 34 phân tử nước và 6 phân tử khí, hệ số hydrate 5.67

ƒ Các phân tử nước hình thành 2 ô lục giác nhỏ nhỏ và 6 ô lục giác lớn;

ƒ Khối có kích thước lớn giữ lại những phân tử có kích thước lớn (lớn hơn ở hydrate loại I và loại 2)

Hình 2.3: Ba loại cấu trúc của hydrates [10]

2.3.2.2 Tác hại của hydrate và một vài phương pháp phòng chống thường áp

dụng

Các phương pháp để ngăn chặn sự hình thành hydrate bao gồm gia nhiệt để bảo đảm nhiệt độ cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate, sử dụng chất ức chế hóa học để làm giảm nhiệt độ tạo thành hydrate hoặc khử nước khỏi khí để bảo đảm hơi nước sẽ không ngưng tụ thành nước tự do Hoặc cách khác là thiết kế hệ thống sao cho khi hydrate xẩy ra, nó sẽ bị tan ra, cuốn đi theo dòng khí trước khi làm tắc nghẽn các thiết bị

Các phương pháp khắc chế có thể tóm tắt như sau:

¾ Thay đổi áp suất: Thiết kế và điều hành hệ thống ở áp suất thấp đủ để duy trì tình trạng bên ngoài khả năng hình thành hydrate Phương pháp này không thực tế do áp lực nhằm đẩy chất lưu trong hệ thống lớn hơn áp suất đủ để hình thành hydrate ở nhiệt độ thường

¾ Thay đổi nhiệt độ: Duy trì nhiệt độ của chất lưu bằng cách nung nóng để đảm bảo

hệ thống nằm ngoài điều kiện hình thành hydrate Sử dụng chất cách nhiệt để duy trì nhiệt độ dung dịch khai thác ở áp suất của hệ thống vận chuyển nằm ngoài ngưỡng hình thành hydrate là một lý thuyết đã được áp dụng trong các hoạt động thông thường, cụ thể trong hệ thống liên quan đến dầu nặng, nơi mà việc phòng chống hydrates lẫn wax phải xảy ra đồng thời

Tuy nhiên, thay đổi nhiệt độ bằng phương pháp cách nhiệt chỉ hiệu quả trong suốt quá trình hoạt động khi dòng sản phẩm là liên tục và ở nhiệt độ cao Khi hệ thống ngừng hoạt động, dòng sản phẩm ngừng di chuyển và nhiệt độ giảm đi, khi

đó hydrate hình thành Và lúc đó, như đã nói ở trên, hệ thống sẽ được giảm áp

¾ Loại bỏ yếu tố nước: Loại bỏ yếu tố nước sử dụng hệ thống tách và khử nước Phương pháp này được sử dụng nhiều trong công nghiệp xử lý phục vụ xuất khẩu nhưng hoàn toàn không thực hiện được khi xử lý dưới đáy biển

¾ Tách nước và khí: Phương pháp này dùng cho hoạt động khai thác dưới nước, với nước và khí được tách ra dưới biển và được vận chuyển đến hệ thống xử lý trong những ống dẫn riêng biệt Ống dẫn khí đòi hỏi vẫn phải có chất hóa học nhằm ức

chế sự hình thành hydrate Trong khi đó, đối với đường ống dẫn chất lỏng, bao gồm dầu và nước, không cần bất kì một biện pháp nào nhằm phòng chống sự xuất hiện của hydrate do đã loại bỏ yếu tố hình thành nên nó

¾ Bơm chất ức chế: Bơm chất hóa học để ức chế sự hình thành hydrate vào hệ thống, kết hợp với việc thay đổi nhiệt độ, hai phương pháp xử lý này đã được ứng dụng rộng rãi hiện nay

Chất ức chế nhiệt động học

ƒ Chất điện phân (muối) hình thành các liên kết ion với phân tử nước

-Muối: sodium chloride, 20-24%, potassium hoặc calcium chloride nhưng đắt tiền và không hiệu quả ;

ƒ Hợp chất phân cực (alcohols, Glycols), có tác dụng trong việc giành liên kết với các phân tử hydro:

- Alcohols – methanol, ethanol, isopropanol Hiệu quả giảm với tính bay hơi;

- Glycol – ethylene, triethylene

Hình 2.5: Ảnh hưởng của NaCl đối với sự tạo thành hydrate[10]

Trước khi lựa chọn phương pháp ngăn chặn hydrate hay khử hydrate, hệ thống làm việc phải được tối ưu hóa để giảm thiểu nhu cầu xử lý Một số nhân tố được xem xét là:

- Giảm sự tụt áp bằng cách giảm chiều dài đường ống và các cản trở trên đường ống;

- Nếu bắt buộc phải có giảm áp lớn thì nên để vị trí giảm áp này ở chỗ có nhiệt độ càng cao càng tốt;

- Kiểm tra tính kinh tế khi làm cách nhiệt đường ống ở vùng lạnh

Hình 2.6: Ảnh hưởng của methanol đối với sự tạo thành hydrate [10]

Hình 2.7: Quan hệ giữa nhiệt độ bắt đầu hydrate hóa và áp suất theo tỉ khối khí [12]

2.3.3 Các tiêu chuẩn, yêu cầu đối với khí đồng hành sau khi được xử lý

- Nhiệt độ điểm sương (HC dew point) và hàm lượng nước (water content) còn lại trong khí: Trong hầu hết các hợp đồng mua bán khí, chỉ số hàm lượng nước tối đa trong khí luôn được xác định cụ thể Giá trị đó đối với thị trường Nam Mỹ là 7 lb/MMscf, thị trường Bắc Mỹ là 4 lb/MMscf và 2-4 lb/MMscf đối với thị trường Canada Những giá trị này tương ứng với các điểm sương là 32oF (0oC) cho 7 lb/MMscf, 20oF (-6,67oC) cho 4 lb/MMscf

và 0oF (-17,78oC) cho 2 lb/MMscf ở áp suất đường ống là 1000 psi

- Hàm lượng khí tạp chất còn lại (CO2,N2, H2S…): Tùy từng ứng dụng cụ thể

mà yêu cầu về hàm lượng khí tạp chất sẽ khác nhau Ảnh hưởng chính của khí tạp chất đối với khí đồng hành đó là giảm nhiệt trị và có thể gây ăn mòn đường ống, thiết bị (khí chua CO2, H2S…)

- Áp suất, nhiệt độ khí sau khi xử lý: Tùy theo các ứng dụng của khí đồng hành yêu cầu về nhiệt độ và áp suất sẽ khác nhau

2.4 CÁC QUI TRÌNH XỬ LÝ KHÍ TỰ NHIÊN

2.4.1 Quá trình tách khí khỏi dầu

Tùy theo áp suất vỉa, có thể thiết kế nhiều cấp bình tách khác nhau để quá trình tách khí

ra khỏi dầu được thực hiện triệt để

Đối với các mỏ dầu khí đồng hành tại Việt Nam, thông thường 3 hay 4 cấp bình tách được thiết kế Khí đồng hành từ các bình tách này được thu gom lại và đưa về hệ thống xử

lý khí đồng hành

Sơ đồ qui trình tách khí khỏi dầu:

Hình 2.8: Sơ đồ qui trình tách khí ra khỏi dầu

2.4.2 Quá trình nén ép và làm mát khí (đáp ứng yêu cầu áp suất, nhiệt độ khí sau

Sơ đồ quá trình nén ép và làm mát khí:

Hình 2.9: Sơ đồ qui trình nén ép và làm mát khí

2.4.3 Quá trình làm khô khí (tách nước)

Trong quá trình tách dầu và condensate từ khí ẩm, việc cần thiết là phải lọai bỏ nước có trong khí Khí đồng hành và khí thiên nhiên khai thác từ lòng đất thường bão hòa hơi nước Hàm lượng hơi nước này phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần hỗn hợp khí

Hàm lượng hơi nước trong khí thiên nhiên và khí đồng hành cần phải được xác định cụ thể, bởi vì hơi nước có thể bị ngưng tụ trong các hệ thống, thiết bị xử lý gây khó khăn cho việc vận hành, vận chuyển và tiêu thụ

- Khí thiên nhiên có thể kết hợp với chất lỏng hay nước ngưng tụ tự do để tạo thành hydrate Sự tạo thành hydrate này có thể làm kín các van, các chi tiết nối thậm chí có thể gây nghẹt đường ống;

- Sự có mặt của hơi nước và các chất khí axit (khí chua) như H2S, CO2 có thể làm gia tăng tốc độ ăn mòn kim loại, giảm tuổi thọ của thiết bị, đường ống;

- Nước ngưng tụ trong các đường ống là nguyên nhân tạo ra các nút khí, gây xâm thực, ăn mòn phá hủy thiết bị, đường ống;

- Hơi nước có thể làm tăng thể tích và làm giảm nhiệt trị của khí;

- Sự tách nước từ khí làm cho các thiết bị làm lạnh vận hành mà dòng khí làm việc không bị đóng băng

Các phương pháp thường sử dụng:

2.4.3.1 Phương pháp hấp thụ

Hấp thụ là quá trình hòa tan giữa chất hút ẩm lỏng (chất hấp thụ) và hơi nước trong khí tạo thành dung dịch Chất hấp thụ sau khi bão hòa nước được tái chế bằng cách gia nhiệt

để loại nước Các chất lỏng dùng để tách nước phải đạt hiệu quả kinh tế và thỏa mãn một

số yêu cầu sau:

- Hiệu quả hấp thụ cao;

- Tái sinh dễ, kinh tế;

- Không ăn mòn và không gây độc hại;

- Không gây sự cố vận hành khi dùng với nồng dộ cao;

- Không tương tác với các thành phần hydrocarbon khí và không bị khí acid làm nhiễm bẩn

Các chất hấp thụ thường dùng hiện nay là EG (Etylen Glycol),TEG (TriEtylen Glycol), DEG (DiEtylen Glycol)

nước, glycol sẽ lấy nước ra ngoài khỏi dòng khí ẩm Về cơ bản, việc làm khô khí bằng glycol thường sử dụng các chất làm khô sau đây như: EG, DEG, TEG…

Dung dịch glycol sẽ hấp thụ nước từ khí ẩm trong tháp hấp thụ Khi trải qua một lần hấp thụ các phân tử glycol sẽ trở nên nặng hơn và rơi xuống đáy của tháp hấp thụ nơi mà chúng được loại bỏ Khí thiên nhiên có trong thiết bị chưng cất phân ly chứa nước sẽ được dung dịch glycol mang đi tất cả ra ngoài, đặt trong nồi hơi đặc biệt được thiết kế làm bốc hơi nước ra ngoài khỏi dung dịch Bởi vì nước có nhiệt độ sôi là 212 0F và glycol là 400

0F Do nhiệt độ sôi khác nhau như vậy nên dễ dàng loại bỏ nước từ glycol, tiếp theo đó quá trình được lặp lại như cũ

Việc lựa chọn một loại glycol nào đó (EG, DEG, TEG…) phụ thuộc vào nhiệt độ đông đặc của dung dịch nước của chúng, độ nhớt, độ hạ nhiệt độ tạo hydrate đối với nồng độ glycol đã cho, khả năng hòa tan của glycol trong hydrocacbon ngưng tụ, nhiệt độ phân ly

và thành phần khí Nhiệt độ đông đặc của dung dịch glycol (tạo thành sau khi trộn glycol phần ẩm tách ra từ khí) cần phải thấp hơn nhiệt độ cực tiểu có trong hệ

b Một số tính chất hóa lý quan trọng của các glycol

Bảng 2.1: Các thông số của glycol Các thông số hóa lý EG DEG TEG TREG

Khối lượng phân tử

Tỷ trọng tương đối

Nhiệt độ sôi ở 760mmHg, 0C

Nhiệt độ nóng chảy, 0C

Nhiệt độ bắt đầu phân hủy, 0C

Nhiệt độ tái sinh, 0C

Nhiệt dung riêng, kJ/kg. 0K

62.07 1.116 197.3 -13

-

165 2.35

106.12 1.118 244.8 -8

164

164 2.09

150.18 1.125 278.3 -7.3

206

206 2.2

76.09 1.034 188.2 -60

-

- 2.47

c Ưu nhược điểm của một số loại glycol

Bảng2.2: Đặc điểm của một số loại glycol DEG TEG DEG 60-80% & MEA

CO2… -Dung dịch đậm đặc không bị đông đặc

-Độ hút ẩm cao

-Khi tái sinh dễ dàng thu được dung dịch nồng độ cao, không bị đông đặc

- Độ bay hơi của TEG thấp hơn DEG

-Chất hấp thụ này có thể tách nước,H2S,

CO2 ra khỏi khí, tức

là đồng thời vừa sấy khô vừa làm sạch khí

-Khả năng tạo màng thấp

-Giá thành cao

-Chi phí đầu tư cao

-Độ hòa tan của hydrocacbon trongTEG cao hơn DEG

-TEG có khả năng tạo màng

-Độ thất thoát lớn hơn so với khi sử dụng TEG

-Chỉ sử dụng để sấy khô khí có tính acid

-Gây ăn mòn kim loại

ở nhiệt độ tái sinh

Từ những đặc điểm trên người ta thường chọn TEG nhất vì nó có những ưu điểm nổi trội như sau:

¾ Độ ổn định nhiệt độ cao Nhiệt độ phân hủy theo lý thuyết là 404 0F, trong khi đó

EG chỉ có 3280F

¾ TEG là chất dễ tái sinh bằng nhiệt độ cao trong nồi đun lại, có thể đạt 98–99,95

% Điều này cho phép giảm nhiệt độ điểm sương của khí cân bằng tốt hơn

¾ Tổn thất do bốc hơi thấp hơn nhiều so với EG , DEG , TREG…

¾ TEG không quá nhớt khi nhiệt độ trên 700F

¾ Chi phí trang thiết bị, vận hành thấp

d Nguyên lý công nghệ sấy khô khí bằng TEG (tháp glycol contactor)

Hình 2.10: Qui trình xử lí khí bằng glycol đơn giản [12]

Cho glycol đặc và khí tiếp xúc với nhau trong contactor Khả năng chuyển nước từ khí sang glycol tăng lên do chúng chảy ngược chiều nhau và qua nhiều khay tiếp xúc

Khi glycol rơi từ khay này sang khay kia, chúng trở nên loãng hơn tức chứa nhiều nước hơn (thường gọi là rich glycol) Trong khi đó, khí dâng lên và bị mất nước, ngày càng khô hơn (xem hình glycol contactor chi tiết bên dưới) Thông thường các contactor có từ 6 đến

12 khay, tùy theo yêu cầu chất lượng khí Để đạt tiêu chuẩn 7 lb/MMscf, cần có khoảng

6-8 khay

Ngoài ra, có thể bơm glycol vào đường khí để chúng cùng chảy với nhau, nhưng cách này không hiệu quả bằng kiểu chảy ngược chiều nhau ở trên vì khi chảy ngược chiều nhau glycol sẽ hấp thụ cả các hydrocacbon nặng dạng lỏng có trong khí, do đó, trước khi khí đi vào contactor, nó phải qua một bình tách thường gọi là Inlet Gas Scrubber để loại bỏ chất lỏng và chất rắn lẫn trong khí Bình tách này nên đặt càng gần contactor càng tốt

Khí khô từ đỉnh gas/glycol contactor sẽ chảy qua một thiết bị trao đổi nhiệt gọi là gas/glycol heat exchanger Tại đây, nó sẽ làm nguội glycol đậm đặc (lean glycol cho vào contactor) để tăng khả năng hấp thụ nước của glycol và làm giảm khả năng glycol bốc hơi trong contactor, giảm sự mất mát glycol theo dòng khí đi ra

Hình 2.11: Hệ thống tái tạo glycol [11]

Hình 2.12: Bình contactor nơi glycol lấy nước của khí [10]

Hình trên (hình 2.11) là hệ thống tái tạo lại glycol đậm đặc (glycol reconcentration system) Glycol loãng (chứa nhiều nước) từ đáy của contactor sẽ chảy qua bộ reflux condenser tới bộ gia nhiệt sơ cấp glycol/glycol, ở đây glycol loãng được làm nóng bởi sự trao đổi nhiệt với glycol đặc tới nhiệt độ khoảng 170 – 200oF (76,67 – 93.33oC) Sau khi nóng lên, glycol sẽ chảy tới bình tách thấp áp (glycol/condensate separator) hoạt động ở áp

suất 35 – 50 psig Tại đây, glycol sẽ được tách khí và các hydrocacbon lỏng Bình tách này

là loại bình tách 3 pha, loại đứng hay nằm ngang, được thiết kế sao cho thời gian lưu lại trong bình của glycol trước khi chảy tới thiết bị khác là 15 – 30 phút Sự gia nhiệt cho glycol trước khi nó chảy đến bình này là quan trọng vì nó giúp giảm độ nhớt của glycol và giúp tách condensate và khí ra được dễ dàng

Khí thoát ra từ bình tách này sẽ được sử dụng như khí nhiên liệu, thường được sử dụng

để cung cấp nhiệt cho hệ thống làm đặc glycol (glycol concentration system)

Glycol loãng từ bình tách này sẽ chảy qua bộ lọc tinh (sock filter) để loại bỏ chất rắn và qua bộ lọc than hoạt tính (charcoal filter) để hấp thụ nốt lượng nhỏ hydrocacbon còn trong glycol Thông thường bộ lọc tinh này được thiết kế để loại bỏ được các hạt có kích thước đến 5 µm Ở các thiết bị lớn (lưu lượng glycol lớn hơn 10 galon/phút), thông thường người

ta chỉ cho 10 – 50% lượng glycol chảy qua bộ lọc than hoạt tính Các bộ lọc này sẽ làm giảm sự tạo bọt và sự lắng đọng tạp chất trong bình reconcentrator

Sau đó, glycol sẽ chảy qua bộ trao đổi nhiệt glycol/glycol heat exchanger tới still column được gắn trên reconcentrator Các thiết bị này làm việc ở áp suất khí quyển Khi glycol rơi qua các khay trong still column, nó được làm nóng lên do hơi thoát ra từ chất lỏng đang được đun sôi trong reboiler Still column làm việc như bình ổn định condensate (condensate stabilizer) Trong quá trình rơi xuống, chất lỏng này sẽ ngày càng nóng lên Chất khí thoát ra từ chất lỏng này chủ yếu là hơi nước và một ít glycol Do đó, khi chất lỏng này rơi qua các khay từ trên xuống dưới, nó sẽ trở nên đậm đặc hơn Trước khi hơi này rời khỏi still column, nó sẽ được chảy qua reflux condenser Glycol nguội, loãng đi ra

từ contactor sẽ hạ nhiệt độ của hơi này xuống, làm ngưng tụ hơi glycol và khoảng 25 – 50% hơi nước đang bốc lên Kết quả là tạo ra một dòng chất lỏng chảy xuống, chính điều này làm giảm lượng mất mát glycol ra môi trường xuống gần bằng 0 Hơi nước thoát ra từ đỉnh của still column sẽ vẫn chứa một ít hydrocacbon nhẹ, do đó thông thường nó sẽ được

xả ra môi trường ở một nơi an toàn Nếu cần thiết, hơi nước này sẽ được ngưng tụ lại và đưa vào hệ thống xử lí nước khai thác để bảo đảm không xả hydrocacbon ra môi trường

Vì có sự khác biệt lớn giữa điểm sôi của Triethylene Glycol (546oF hay 285.56oC) và nước (212oF hay 100oC), nên still column không cần cao lắm (chỉ cần khoảng 10 – 12 ft) Glycol lỏng trong reboiler được làm nóng đến 340 – 400oF để cung cấp nhiệt cần thiết cho still column hoạt động Nhiệt độ càng cao, hơi nước bốc ra càng nhiều, nhưng nó cũng làm giảm chất lượng của glycol (glycol cũng thoát ra nhiều)

Nếu cần glycol đậm đặc, người ta sẽ dùng thêm khí stripping gas để lấy nước (stripping gas là khí nóng được sục vào glycol để lấy nước ra khỏi glycol ở dạng hơi) Một lượng nhỏ khí ướt (wet natural gas) được trích ra từ dòng khí nhiên liệu hay từ đường vào của contactor rồi đưa vào reboiler Stripping gas bão hòa nước ở điều kiện nhiệt độ, áp suất tại đường vào contactor, nhưng bị “khát” nước ở điều kiện áp suất khí quyển và nhiệt độ cao của reboiler (điều kiện hoạt động của reboiler) Khí sẽ hấp thụ nước từ glycol bằng cách giảm áp suất riêng phần của hơi nước trong reboiler Stripping gas thoát khỏi still column cùng với hơi nước

Glycol đậm đặc chảy từ reboiler sang bình ổn định (surge tank) (thông thường được kết hợp vào reboiler) Bình ổn định phải đủ lớn để cho phép glycol giãn nở nhiệt cũng như

đủ thời gian để tiếp thêm glycol cho hệ thống, bù lại lượng đã bị hao hụt Một hệ thống được thiết kế và hoạt động tốt khi lượng hao hụt glycol (glycol mất mát ở bình contactor

và still column) trong khoảng 0,01 – 0,05 gal/MMscf khí được xử lý)

Glycol đậm đặc từ bình ổn định (áp suất khí quyển) sẽ được bơm ngược trở lại bình contactor để hoàn tất 1 chu trình Tùy thuộc vào thiết kế của bơm mà glycol này bắt buộc phải được làm nguội đến 200 – 250oF (93,33 – 121,1oC) bằng hệ thống glycol/glycol heat exchanger và glycol/glycol preheater, trước khi đưa tới bơm

e Các yếu tố cần quan tâm khi thiết kế hệ thống hấp thụ nước bằng glycol

* Nhiệt độ khí đường vào contactor

Ở điều kiện đẳng áp, khả năng chứa nước của khí tăng lên khi nhiệt độ khí tăng lên Ví

dụ ở 1000 psia, tại 80oF khí sẽ giữ khoảng 34 lb/MMscf, tại 120oF khí sẽ chứa khoảng 104

lb/MMscf Rõ ràng là tại nhiệt độ cao hơn này, Glycol sẽ cần phải lấy một lượng nước gấp

3 lần để đạt tiêu chuẩn 7 lb/MMscf Vậy nhiệt độ khí đầu vào tăng sẽ đòi hỏi phải gia tăng kích thước của bình contactor

Nhiệt độ khí đầu vào lớn hơn 120oF sẽ dẫn đến mất nhiều glycol Ở nhiệt độ cao, có thể dùng Tetraethylene Glycol nhưng nó thường được dùng để làm nguội khí xuống dưới

120oF trước khi khí vào contactor Càng nhiều khí được làm nguội, trong khi vẫn ở trên nhiệt độ tạo thành hydrate, kích cỡ của hệ thống càng nhỏ

Nhiệt độ tối thiểu của khí thường lớn hơn nhiệt độ tạo thành hydrate, và nên giữ trên

50oF Dưới 50oF, glycol trở nên quá sệt Dưới 60 – 70oF, glycol có thể tạo thành nhũ tương bền với hydrocacbon lỏng có trong khí và tạo ra bọt trong contactor

Có một vấn đề về kinh tế ở đây: mối tương quan giữa kích thước của bộ làm mát khí với kích thước của hệ thống glycol Bộ làm mát càng lớn thì ta càng có khả năng giảm kích thước của hệ thống glycol Thông thường, với hệ thống sử dụng Triethylene Glycol, nhiệt

độ thiết kế sẽ là 80 – 100oF

* Áp suất contactor

Áp suất contactor ít ảnh hưởng đến sự hấp thụ nước của glycol miễn là áp suất duy trì dưới 3000 psi Ở điều kiện đẳng nhiệt, khả năng chứa nước của khí giảm khi áp suất tăng,

do đó chắc chắn sẽ ít nước phải lấy ra hơn nếu khí được khử hydrate ở áp suất cao hơn

Áp suất thấp sẽ cần thành bình mỏng, do đó cần phải xem xét giữa áp suất hoạt động của bình với chi phí chế tạo nó Thông thường áp suất hoạt động từ 500 – 1200 psi là hiệu quả kinh tế nhất

* Số lượng khay trong contactor

Glycol và khí không đạt trạng thái cân bằng ở mỗi khay Trong thiết kế, hiệu suất của 1 khay thường lấy 25% Do đó nếu tính toán cần 1 khay là đạt trạng thái cân bằng thì trong thực tế phải làm 4 khay

Với cùng một lưu lượng tuần hoàn glycol, càng nhiều khay lượng nước được lấy ra càng nhiều Càng nhiều khay thì càng làm tăng chiều cao của contactor nhưng bù lại sẽ tiết

kiệm được nhiên liệu đốt ở reboiler (vì vẫn cùng một lượng glycol nhưng hiệu suất hấp thu nước lại cao hơn) Để đạt tiêu chuẩn 7 lb/MMscf, thông thường cần 6 – 8 khay

Hình 2.13: Ảnh hưởng của số khay lên độ suy giảm điểm sương [12]

* Nhiệt độ của glycol đậm đặc

Nhiệt độ của glycol đặc vào contactor có ảnh hưởng đến khả năng làm giảm điểm sương của khí và nên được giữ thấp để giảm thiểu lượng glycol tuần hoàn Lượng lớn glycol mất đi theo khí thoát ra khỏi contactor có thể xẩy ra nếu nhiệt độ của glycol quá cao Nhiệt độ của glycol chỉ nên giữ lớn hơn nhiệt độ khí trong contactor một chút để ngăn chặn sự ngưng tụ của hydrocacbon trong contactor, kéo theo sự tạo bọt với glycol Hầu hết các thiết kế cho nhiệt độ glycol lớn hơn nhiệt độ khí thoát ra khỏi contactor là 10oF

* Độ đậm đặc của glycol (glycol concentration)

Glycol càng đặc sẽ càng lấy được nhiều nước với cùng một lượng glycol tuần hoàn qua

hệ thống và cùng số khay trong contactor

Biểu đồ duới đây cho thấy khi tăng độ đậm đặc của glycol lên sẽ cho hiệu quả giảm điểm sương tốt hơn nhiều so với khi tăng lượng tuần hoàn glycol qua hệ thống

Hình 2.14: Ảnh hưởng độ đậm đặc của glycol lên độ suy giảm điểm sương [12]

* Nhiệt độ của glycol reboiler

Nhiệt độ của reboiler kiểm soát độ tinh khiết của glycol Nhiệt độ càng cao, glycol càng đậm đặc nhưng nó cũng làm mất glycol nhiều do glycol sẽ bay hơi theo hơi nước Thông thường trong thực tế, nhiệt độ của reboiler sẽ nằm trong khoảng 370 – 390oF để giảm thiểu

sự mất mát glycol

Khi cần glycol rất đậm đặc, người ta sẽ phải sử dụng stripping gas cho vào reboiler hoặc reboiler được cho hoạt động ở áp suất chân không

* Áp suất reboiler

Nếu áp suất reboiler lớn hơn 0 (áp suất khí trời), nó sẽ làm giảm đáng kể độ đậm đặc của glycol và hiệu suất khử hydrate Do đó, still column cần được xả khí một cách đầy đủ

để tránh tình trạng gia tăng áp suất trong reboiler

Ở áp suất thấp hơn áp suất khí quyển, nhiệt độ sôi của hỗn hợp nước/glycol trong reboiler sẽ giảm xuống, do đó với cùng một nhiệt độ cung cấp, ta sẽ có được glycol đậm đặc hơn Tuy nhiên, reboiler hiếm khi hoạt động ở áp suất âm vì nó sẽ làm tăng độ phức tạp của thiết bị và nếu bị không khí xâm nhập vào sẽ làm giảm chất lượng của glycol Ngoài ra, việc sử dụng stripping cũng gas rẻ hơn Nếu yêu cầu chất lượng glycol đến trên 99.5%, người ta sẽ xem xét sử dụng kết hợp cả stripping gas và áp suất âm (khoảng 10 psia)

* Stripping gas:

Để tăng độ đậm đặc của glycol, người ta sẽ sử dụng thêm stripping gas Thông thường, khí bão hòa nước ở nhiệt độ thường và áp suất khoảng 25 – 100 psig được sử dụng Ở áp suất 25 psig và nhiệt độ 100oF, khí bão hòa nước chứa khoảng 1500 lb/MMscf hơi nước Ở

áp suất khí quyển và nhiệt độ của reboiler, khí có thể hấp thụ trên 100.000 lb/MMscf

Trong hầu hết các trường hợp, lượng khí nhiên liệu cần cung cấp thêm để tăng độ đậm đặc của glycol sẽ cần ít hơn so với dùng stripping gas Do đó, người ta chỉ dùng stripping gas khi yêu cầu chất lượng glycol trên 98,5 – 98,9% (điều này dễ dàng đạt được với nhiệt

độ và áp suất hoạt động bình thường của reboiler)

* Mức độ tuần hoàn glycol trong hệ thống

Khi số lượng khay hấp thụ và độ đậm đặc của glycol cố định, lượng nước bị hấp thụ sẽ phụ thuộc vào lượng glycol tuần hoàn qua hệ thống Khuyến cáo cho thiết kế và vận hành

là khoảng 3 gal glycol/lb nước được lấy ra

Hình 2.15: Ảnh hưởng của stripping gas đối với độ đậm đặc của glycol [12]

* Nhiệt độ của stripping still:

Nhiệt độ cao ở đỉnh của still column có thể làm tăng mất mát glycol do bay hơi Điểm sôi của nước là 212oF và của TEG là 546oF Nhiệt độ của still column nên khoảng 225oF Khi nhiệt độ vượt quá 250oF, glycol sẽ bay hơi và mất đáng kể

Nếu nhiệt độ ở đỉnh của still column quá thấp, nhiều nước sẽ bị ngưng tụ và rơi trở lại reboiler

2.4.3.2 Phương pháp hấp phụ

Phương pháp này sử dụng 2 hay nhiều tháp hấp phụ được chứa đầy chất rắn làm khô Khí ẩm sau khi đi qua các tháp này rơi từ đỉnh xuống đáy, trong quá trình đó chúng sẽ đi

xuyên qua các phân tử của chất rắn sấy khô (chất hấp phụ), nước được giữ lại trên bề mặt

của các chất này, bị hấp phụ và sấy khô bởi các chất làm khô trước khi rời khỏi đáy tháp

Quá trình hấp phụ là quá trình chất chứa tập trung vật chất trên bề mặt của một chất rắn

do sự không cân bằng về lực tương tác của các phân tử tại bề mặt chất hấp phụ Các chất

hấp phụ thường có bề mặt tiếp xúc rất lớn từ 500-800 m2/g

Làm khô khí bằng chất hấp phụ thường được sử dụng khi có yêu cầu về chất lượng khí

rất cao: chẳng hạn như yêu cầu dew point -50oC trước khi vào nhà máy NGL, LNG hay

phải loại bỏ các khí tạp chất không có lợi như CO2, H2S… để làm ngọt khí

a Chất hấp phụ:

Chất hấp phụ có thể chia thành các lọai sau:

- Boxit: là các khoáng chất thiên nhiên chứa chủ yếu là oxit nhôm Al2O3;

- Alumina oxit nhôm hoạt hóa, đó là các Boxit nhôm đã làm sạch;

- Gel: là các hợp chất cấu tạo từ SiO2 hay alumina gel;

- Rây phân tử là các zeolit của postassium, sodium, calcium;

- Charcoal là than họat tính

Việc lựa chọn loại chất hấp phụ phụ thuộc vào nhiều yếu tố như nhiệt độ điểm sương,

hàm lượng các khí axit, yêu cầu kinh tế…

Theo nhiệt độ điểm sương, ta có thể tham khảo một vài chất hấp phụ phổ biến như

b Một số đặc tính yêu cầu đối với chất hấp phụ

- Thường có dạng hình cầu, cục, que hay hình trụ với đường kính thủy động

lực học từ 0.5 đến 10mm, có khả năng chịu nhiệt cao, đường kính vi lỗ rỗng nhỏ;

- Diện tích bề mặt riêng lớn, để có hiệu suất cao, từ 500-800 m2/g;

- Khử hiệu quả nhất trong thời gian sử dụng lâu dài, chất hấp phụ tốt phải khử nước khỏi khí xuống khoảng 1ppm;

- Tốc độ khử cao;

- Tái sinh dễ và kinh tế;

- Ít cản trở dòng khí, tổn thất áp suất qua hệ thống khử nhỏ;

- Sức bền cơ học cao để không dễ bị vỡ hay tạo bụi;

- Rẻ, không an mòn, không độc, không tham gia phản ứng hóa học, mật độ khối cao, thể tích thay đổi ít sau 1 chu kỳ và giải hấp

Sự hấp phụ kèm theo sự tỏa nhiệt, do vậy trong quá trình hấp phụ các chất hấp phụ được đốt nóng lên Sự tỏa nhiệt phụ thuộc vào khối lượng chất bị hấp phụ và các tính chất hóa lý của chất hấp phụ

* Silica Gel

Có dạng bột, được tạo thành từ phản ứng tổng hợp sodium silicate và H2SO4 Là hợp chất trơ về mặt hóa học, không độc hại, dễ phân cực, dễ cháy Diện tích bề mặt lớn khỏng 800m2/g cho phép hấp thụ nước dễ dàng Nó có thể giảm bớt độ ẩm tương đối cao khoảng 40% Khi bão hòa nước có thể tái sinh bằng cách gia nhiệt ở nhiệt độ 150oC

* Zeolites

Là chất thiên nhiên hay tổng hợp từ aluminum silicate với mạng lưới tinh thể đều đặn cho phép lọai nước khi nhiệt độ cao Zeolites phân cực trong thiên nhiên Chúng được tạo

ra khi tổng hợp thủy nhiệt sodium aluminosilicate trogn tủ hấp bởi sự trao đổi cations Na+,

Li+, Ca2+, K+ Đường kính các phân tử khoảng 2-9Ao Zeolites được ứng dụng trong quá trình làm khô khí (với số lượng rất nhỏ), lọai CO, CO2 từ khí thiên nhiên Theo nghiên cứu thì zeolites có thể hạ nhiệt độ điểm sương đến -100oC, khả năng hấp phụ ẩm rất tốt hơn cả TEG và DEG…

* Carbon hoạt hóa:

Carbon hoạt hóa có độ lỗ rỗng cao, hạt rắn, là hợp chất không phân cực và có giá thành

rẻ Carbon họat hóa có thể được tạo ra từ than đá, gỗ… Quá trình tạo ra nó gồm 2 bước:

carbon hóa và họat hóa Quá trình carbon hóa gồm giai đọan làm khô và sau đó gia nhiệt đến 400-600oC

Bảng 2.3 Tính chất các chất hấp phụ được sử dụng để sấy khí thiên nhiên