Thiết kế nhà máy chế biến khí với nguồn nhiên liệu mỏ sư tử trắng và các

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

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

Trình độ đào tạo : Đại học

Chuyên ngành : Hóa dầu

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

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 các nguồn tin cậy

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 những kiến thức cơ bản cần thiết để thực hiện đồ án này

Vũng Tàu, tháng 7 năm 2017

Sinh viên thực hiện

Hoàng Văn Lãnh

MỤC LỤC

MỤC LỤC i

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT ii

DANH MỤC BẢNG iii

DANH MỤC SƠ ĐỒ, ĐỒ THỊ iv

LỜI MỞ ĐẦU v

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

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

3.2.4 Công nghệ loại bỏ CO 2 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

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

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

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 Trang

Bảng 1.3 Trữ lượng cấp 2P bao gồm 8% khí trơ Trang

Bảng 1.4 Trữ lượng cấp 2P hydrocacbon Trang

Bảng 3.1 Thành phần khí nguyên liệu theo dự báo Trang

Bảng 4.1 Ưu, nhược điểm của ba dung môi glycol Trang

Bảng 5.1 Thành phần dòng nguyên liệu Trang

Bảng 5.2 Sản lượng khí hằng năm theo dự báo Trang

Bảng 5.3 Tiêu chuẩn khí khô thương phẩm Trang

Bảng 5.4 Tiêu chuẩn Ethane thương phẩm Trang

Bảng 5.5 Tiêu chuẩn LPG thương phẩm Trang

Bảng 5.6 Tiêu chuẩn Condensate thương phẩm Trang

Bảng 5.7 So sánh giới hạn của phương trình trạng thái PR và SRK………Trang

Bảng 5.11 Tổng vốn đầu tư cho ba phương án công suất Trang

Bảng 5.12 Thời gian hoàn vốn Trang

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 C 2 , C 3 , NGL của AET Trang… Hình 3.3 Công nghệ thu hồi LPG của Black & Veatch Prichard Trang… Hình 3.4 Công nghệ loại bỏ CO 2 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…

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…

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, giá thành

rẻ hơn nhiều so với tổng hợp từ các chất vô cơ Ứng dụng phổ biến nhất có thể kể đến như:

Khí khô thương phẩm được sử dụng làm nhiên liệu trong các nhà máy điện, làm nguyên 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 hoạt động 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, hộ công 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 môi công nghiệp Ngoài ra còn có thể làm nguyên liệu cho quá trình chế biến hóa dầu, sản xuất Olefin, BTX, …

nhận dòng khí đầu tiên từ mỏ Sư Tử Trắng trong giai đoạn 1, PVN đã đặt mục tiêu lớn trong năm 2017 Sản lượng khai thác này dự kiến vẫn được duy trì trong các năm 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 – Ô Môn, 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 những hướng chính để gia tăng giá trị sử dụng của nguồn khí là thực hiện chế biến sâu để tách các sản phẩm Etan, LPG, Condensate Tuy nhiên thực tế hiện nay tỷ trọng nguồn khí được 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

m 3 /năm theo số liệu khai thác 2016), dự kiến vào Quý III/2017 Nhà máy Chế biến Khí Cà Mau với công suất thiết kế 2.0 tỷ m 3 /năm đi vào hoạt động sẽ nâng tổng công suất khí được đưa qua chế biến sâu để thu hồi LPG và Condensate lên 4.0 Tỷ m 3 /năm, tương đương với khoảng 40% sản lượng khí khai thác Hơn nữa hiện tại trong các nguồn khí của Việt Nam chứa rất nhiều Etan (từ 4-12% mol.) có giá trị kinh tế cao để cung cấp cho các dự án lọc hóa dầu vẫn chưa được chế biến sâu mà chỉ 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 cấp thiết nhằm mục tiêu gia tăng giá trị và sử dụng hiệu quả nguồn nguyên liệu khí đầu vào của Việt Nam Mục tiêu đầu tư Nhà máy phải đảm bảo được tiến độ của dự án đường ống 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 AspenONE vào 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 tính toán các chỉ tiêu về mặt kinh tế

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 phát triển ngành công nghiệp Khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035 Quyết định này đã mở ra năm 2017 khẩn trương và nhiều trọng trách đối với toàn ngành Công thương 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 vực công 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 Phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam sẽ gắn liền với chiến lược và quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, nhằm sử dụng hiệu quả nguồn nhiên liệu sạch, góp phần bảo đảm 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 trong nước 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 cho các 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 lý khí trên nguyên tắc sử dụng tối đa công suất hệ thống hạ tầng hiện hữu, từng bước xây dựng và hoàn thiện

cơ sở hạ tầng hệ thống kho chứa, nhập khẩu, phân phối LNG; Đẩy mạnh đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên, đa dạng hóa sản phẩm nhằm nâng 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 bộ tất cả các khâu, từ khai thác - thu gom - vận chuyển - chế biến - dự trữ - phân phối khí và xuất nhập khẩu sản phẩm khí; đảm bảo thu gom 100% sản lượng khí của các lô/mỏ mà PVN và các nhà thầu dầu khí khai thác tại Việt Nam Phấn đấu sản lượng khai thác khí cả nước giai đoạn 2016 - 2035 như sau:

Giai đoạn 2016 - 2020: Sản lượng khai thác khí đạt 10 - 11 tỷ m 3 /năm;

Giai đoạn 2021 - 2025: Sản lượng khai thác khí đạt 13 - 19 tỷ m 3 /năm; Giai đoạn 2026 - 2035: Sản lượng khai thác khí đạt 17 - 21 tỷ m 3 /năm

Về nhập khẩu, phân phối LNG, Chính phủ chỉ đạo nghiên cứu, tìm kiếm thị trường

và đẩy nhanh việc xây dựng hệ thống cơ sở hạ tầng kho cảng để sẵn sàng tiếp nhận, nhập khẩu LNG với mục tiêu cho từng giai đoạn như sau:

Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 1 - 4 tỷ m 3 /năm;

Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 6 - 10 tỷ m 3 /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 xuất điện Ngoài ra, Việt Nam cũng định hướng phát triển lĩnh vực hóa dầu từ khí, tăng cường đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm khí, tạo ra các 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 thống phân phối khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp, giao thông vận tải, sinh hoạt đô thị nhằm mục đích bảo vệ môi trường và nâng cao giá trị sử dụng của khí Phát triển đồng 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 thông vận tải Phấn đấu phát triển thị trường khí với quy mô:

Giai đoạn 2016 - 2020 đạt 11 - 15 tỷ m 3 /năm

Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 13 - 27 tỷ m 3 /năm

Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 23 - 31 tỷ m 3 /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 kho LPG mới để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước với quy mô khoảng 3,5 - 4,0 triệu tấn/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 đáp ứng 70% thị phần LPG toàn quốc

Đối với khu vực Bắc Bộ, định hướng phát triển của Quy hoạch sẽ nghiên cứu các giải pháp, đẩy mạnh việc thu gom khí từ các mỏ nhỏ, nằm phân tán trong khu vực nhằm tăng cường khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vực Bắc 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 khu vực Bắc Bộ suy giảm, phát triển các nhà máy điện sử dụng LNG theo Quy hoạch điện 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 hệ thống

cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, xử lý khí từ mỏ khí Cá voi xanh để cung cấp cho các nhà máy điện sử dụng khí thuộc khu vực Trung Bộ theo Quy hoạch điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Phát triển công nghiệp hóa dầu sử dụng khí từ mỏ khí Cá voi xanh sau khi đã đáp ứng đủ nhu cầu khí cho các nhà 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 trong khu 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, vận chuyển các mỏ khí tiềm năng nhằm duy trì nguồn khí cung cấp cho các hộ tiêu thụ hiện hữu, đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ để đảm bảo duy trì đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí trong khu vực Triển khai xây dựng hệ thống kho, cảng nhập khẩu LNG để bổ sung cho nguồn khí trong nước suy giảm và cung cấp cho các nhà máy điện theo Quy hoạch điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Đối với khu vực Tây Nam Bộ, cần hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, 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 điện lực mới theo Quy hoạch điện lực quốc gia được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; bổ sung cho các

hộ tiêu thụ hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ Xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG

để duy trì khả năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ, phát triển các nhà máy điện sử dụng LNG mới

Việc quy hoạch ngành còn xác định xây dựng hệ thống cơ chế chính sách để từng bước chuyển đổi mô hình quản lý ngành công nghiệp khí Việt Nam, cơ chế kinh doanh khí theo hướng thị trường khí tự do, hội nhập với thị trường khí trong khu vực, thế giới Việc thát triển thị trường tiêu thụ khí sẽ được định hướng theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước, khuyến khích các nhà thầu, nhà đầu tư nước ngoài 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 hiện chính sách phát triển bền vững

Thủ tướng đã giao Bộ Công thương chỉ đạo triển khai thực hiện Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2025, định hướng đến năm 2035, trước mắt cần tập trung triển khai có hiệu quả các dự án đầu tư trong giai 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 xuất với Chính phủ các nội dung sửa đổi phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi cho ngành công 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 khẳng định tiềm năng chủ yếu của bể Cửu Long là dầu và khí đồng hành Cơ cấu trữ lượng của

Bể Cửu Long chủ yếu là trữ lượng cấp P1 và P2 Trữ lượng P4+P5, tiềm năng không nhiều và phần lớn là các mỏ/cấu tạo nhỏ Vì vậy khả năng gia tăng sản lượng khí 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 đưa

mỏ, các cấu tạo tiềm năng như Hà Mã Xám, Dơi Nâu, cấu tạo tiềm năng thuộc lô

09-1, lô 15-1 sẽ gia tăng sản lượng khí cộng dồn giai đoạn 2019-2035 lên khoảng 37,15

tỷ m 3 khí

Tổng trữ lượng khai thác của các mỏ giai đoạn 2019-2035 của các mỏ đang khai thác, chuẩn bị phát triển, các mỏ chưa có kế hoạch phát triển và các cấu tạo tiềm năng 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

Trữ lượng khai thác giai đoạn 2019-2035 (Tỷ m 3 /năm)

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 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, …

Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang khai thác, đang phát triển và chuẩn bị đưa

mỏ, các cấu tạo tiềm năng bể Nam Côn Sơn gồm Rồng Vĩ Đại, 12-C, Thiên Nga, 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 m 3 khí

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

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

Trữ lượng khai thác giai đoạn

2019 – 2035 (Tỷ m 3 /năm)

tích khoảng 400.000 km 2 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 năm đầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng kể Hơn 63% các giếng thăm 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,

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 Việt Nam)

và Hoa Mai, lô 46/02, trữ lượng cấp 2P của PM3-CAA là lượng có khả năng khai 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

Tên mỏ, lô Trữ lượng khí tại

chỗ (cấp 2P)

Trữ lượng khí thu hồi (cấp 2P)

Trữ lượng Hydrocarbon (không tính N 2 , CO 2 ) của lô B, 48/95 và 52/97 như sau:

Trữ lượng HC tại chỗ (P50) Trữ lượng HC thu hồi (P50)

Cấp trữ

lượng

Xác minh (P1)

Có khả năng (P2)

Có thể

Xác minh (P1)

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, cùng với việc công nghệ khai thác dầu khí ngày một phát triển, trình độ quản lý ngày một tăng, việc thăm dò khai thác trong khu vực vẫn đang được tiếp tục thúc đẩy thì tiềm năng gia tăng sản lượng khí của khu vực hi vọng sẽ được tiếp tục gia tăng

Chương 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ [1]

2.1 Các phương pháp chế biến khí:

2.1.1 Ngưng tụ khí nhiệt độ thấp:

Quá trình ngưng tụ khí có thể coi là quá trình làm đẳng áp (nếu bỏ qua một vài tổn thất áp suất khi khí di chuyển trong đường và các thiết bị công nghệ) cho tới nhiệt độ tương ứng với áp suất đó sẽ xuất hiện pha lỏng Khí đồng hành và khí thiên nhiên là hỗn hợp nhiều cấu tử, do đó quá trình chuyển pha và các vùng tới hạn của chúng khác nhiều so với các quá trình tương ứng của cấu tử khí tinh khiết

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 sẽ tồn 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 bằng phương 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 một khoảng rộng các thông số và phụ thuộc vào thành phần của khí

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

+ 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 có thể 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 hỗn hợp Đường cong phía bên trái từ 0 cho tới điểm C biểu diễn cho đường cong điểm sôi Còn đường cong phía bên phải tử 100 cho tới điểm M biểu diễn cho đường cong 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 khi giảm áp suất tới điểm B bắt đầu quá trình ngưng tụ Tiếp tục giảm áp suất lượng lỏng hình thành nhiều hơn từ điểm A đến D nằm trong miền được tạo bởi các điểm thay đổi độ dốc của các đường pha Khi tiếp tục giảm áp suất ra khỏi miền đi từ D tới E thì lượng lỏng giảm dần cho tới khi đạt điểm sương E phía dưới điểm E hệ không 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 bắt đầu ngưng tụ Các cấu tử có nhiệt độ ngưng tụ lớn nhất sẽ ngưng tụ đầu tiên Nhưng khí hydrocacbon có một đặc điểm là chúng hòa tan vào hydrocacbon lỏng Vì vậy trong 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 ra theo: 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

Theo nguồn nhiệt lạnh chu trình làm lạnh trong, chu trình làm lạnh ngoài, và chu trình 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 nhân lạnh riêng Phụ thuộc vào loại tác nhân lạnh chu trình làm lạnh ngoài có thể chia thành hai nhóm: tác nhân lạnh một cấu tử và tác nhân lạnh nhiều cấu tử (thường là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ) Chu trình làm lạnh ngoài hai hoặc nhiều tác nhân lạnh một cấu tử gọi là chu trình lạnh nhiều bậc

lạnh 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 cụm phân tách hỗn hợp hai pha

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 -

20 o C ÷ - 30 o C trong thiết bị trao đổi nhiệt số 4, 5 nhờ nguồn lạnh từ dòng khí khô và chất lỏng ngưng tụ từ thiết bị tách 7 Sau đó trong thiết bị bay hơi propan 6, khí sẽ được ngưng tụ một 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 tại thiết bị số 5, tại đây dòng này sẽ được gia nhiệt lên 20 ~ 30 o C và được đưa vào tháp tách etan số 8 Sản phẩm đỉnh cảu tháp tách etan là hỗn hợp etan

và một phần nhỏ propan (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

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 phẩm khí 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 chất lỏng 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

khi sử dụng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp phải dùng nguồn lạnh và thiết bị làm lạnh kiểu tuabin để có thể tách triệt để các cấu tử chính: etan, propan và hydrocacbon nặng

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 (chu trình làm lạnh ngoài bằng propan và tiết lưu dòng lỏng) để thu được các phân đoạn

C 3 trở lên

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 lỏng ngưng

tụ từ thiết bị phân li 11 Theo sơ đồ, khí đồng hành sau khi được nén tới 2Mpa sẽ lần lượt đi vào thiết bị gia nhiệt 13, tháp khử etan, thiết bị ngưng tụ không khí 3 và một loạt các thiết bị trao đổi nhiệt tuần hoàn 4, 6, 7, 9 và dàn bốc hơi lạnh 5,8 của chu trình làm lạnh ngoài, được ngưng tụ một phần -10 o C và sau đó được đưa 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 ở phía dưới thiết bị phân li sẽ đi qua thiết bị tiết lưu 10, tại đây áp suất và nhiệt độ chất lỏng ngưng tụ sẽ

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 suất 1MPa sẽ xảy ra quá trình khử etan Dòng sản phẩm hydrocacbon nặng sẽ được lấy ra ở đáy tháo và đem chế biến tiếp Những hydrocacbon nhẹ đi ra từ đỉnh tháp 12

sẽ qua thiết bị trao đổi nhiệt 4 và được máy nén 2 nén tới áp suất bằng áp suất dòng

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

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 các phân đoạn C 3 trở lên Đặc điểm của sơ đồ này là khí được làm lạnh ở bậc ngưng tụ 1 nhờ chu trình làm lạnh ngoài bằng propan, còn ở bậc 2 nhờ quá trình tiết lưu chất lỏng ngưng tụ từ thiết bị phân li bậc 2 và một phần chất lorngg ngưng tụ từ thiết bị phân li bậc 1 Khí đồng hành được nén tới áp suất 3.7MPa sau đó được làm lạnh ở thiết bị ngưng tụ không khí 2, được trao đổi nhiệt ở thiết bị 3,4 và làm lạnh đến -30 o C, ngưng tụ một phần tại thiết bị bay hơi propan 5 Hỗn hợp hai pha được làm lạnh đến -64 o C nhờ trao đổi nhiệt lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt 7 với dòng khí khô đi từ thiết

20

bị phân li 10 của bậc phân li II và nhiệt lạnh của chất lỏng ngưng tụ của bậc II và một phân chất lỏng ngưng tụ của bậc phân li I tại thiết bị trao đổi nhiệt 8, 9 sau khi các dòng chất lỏng ngưng tụ này được tiết lưu ở thiết bị tiết lưu 19, 20 tới áp suất 0.3MPa 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 của chất 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 tách khí 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 trình khuếch tán là sự chênh lệch áp suất riêng phần giữa các cấu tử có trong pha lỏng và pha khí Nếu áp suất riêng phần của các cấu tử trong pha khí lớn hơn trong pha lỏng thì 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 trong các thiết bị hấp thụ và chưng cất loại mâm hoặc đệm Thông thường hai thiết bị trên được kết hợp với nhau tạo thành chu trình kín Dung môi sau khi hấp thụ khí (tại tháp hấp thụ), sẽ qua tháp chưng cất Tại đây sẽ xảy ra quá trình giải hấp phần khí thu được

ở đỉnh tháp được đem đi chế biến, phần dung môi hấp thụ ở đáy tháp được đưa 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 C 3 + ra khỏi khí

Áp dụng hiệu quả với khí béo có hàm lượng C 3 + lớn hơn 100g/m 3

Sơ đồ chế biến khi bằng phương pháp hấp thụ khí ngoài các công đoạn chính như: 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

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

và các hydrocacbon nặng từ khí đồng hành và khí tự nhiên Khí ban đầu sau khi tách

sơ bôn lỏng và các tạp chất cơ học, được nén và sấy đến điểm sương sau đó đưa vào nhập liệu tại mâm cuối của tháp hấp thụ 1 Tại mâm trên cùng của tháp 1 sẽ đưa dung môi tái sinh vào Trong thiết bị này các cấu tử từ C 3+ và một phần methane sẽ bị hấp thụ Khí khô 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 C 1 , C 2

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 tại mâm trên cùng của tháp 2 và đáy sẽ được gia nhiệt Sản phẩm đỉnh của tháp số 2 bao gồm methane, ethane và một lượng nhỏ propane còn ở đáy là dung môi bão hòa đã khử ethane 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

hợp propan và các hydrocacbon nặng và được ngưng tụ tại thiết bị số 7, sau đó đi đến 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 định nhiệt

độ nhờ thiết bị gia nhiệt đáy tháp số 10 Sản phẩm đáy ở tháp số 3, được làm nguội tại các thiết bị trao đổi nhiệt 4, 5, 6, 8 sau đó được đưa đến tháp hấp thụ 1 và tháp khử methane 2

và các hydrocacbon nặng hơn ở đáy

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 được cho vào phần giữa của nó Tháp hoạt động hoàn toàn giống với tháp chưng cất trong thực

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

Hình 2.7 Tháp chưng cất - bay hơi Hình 2.8 Tháp ngưng tụ - bay hơi Chú thích:

+ Hình 2.7.: 1 - Thiết bị trao đổi nhiệt; 2 - Tháp chưng bay hơi; 3 - Chu trình làm lạnh ngoài; 4 - Thiết bị tách

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

IV - Hydrocacbon nặng; V - Hồi lưu

+ Hình 2.8.: 1 - Thiết bị trao đổi nhiệt; 2 - Tháp chưng bay hơi; 3 - Chu trình làm lạnh ngoài; 4 - Thiết bị tách;

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

IV - Hydrocacbon nặng; V - Hồi lưu

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 nghệ chế 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 cầu việc 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 Hiệu suất 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 độ chỉ tách LPG và Condensate hoặc tách cả Etan, LPG và Condensate tùy thuộc vào nhu cầu của hộ tiêu thụ

+ Xây dựng nhanh để đáp ứng được tiến độ của dự án đường ống dẫn khí Nam 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 chế biến

là khí nguyên liệu đầu vào được làm lạnh bằng cách tận dụng nhiệt lạnh từ hệ thống

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 được tách ra được đưa đến bình tách V-03 Dòng khí ra từ V-08 đi vào V-06 A/B để tách nước

Khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06 A/B đi tới phần giãn nở của Turbo Expander CC-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 26 o C xuống -35 o C nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp

C-05 có nhiệt độ -50 o C, dòng khí này tiếp tục qua van giảm áp FV-1001 rồi được đưa vào 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 -42 o C, nhiệt độ đáy -42.5 o C được xử dụng làm lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14, trước khi nén 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 vào tháp 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 44 o C, nhiệt độ đáy 40 o C Khí sau khi ra khỏi tháp C-04 được nén lên áp xuất 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19 Dòng khí này được trộn lẫn với dòng khí ra từ V-03, tiếp tục được nén lên 109 bar bằng máy nén K-03 sau đó được làm lạnh tại thiết bị trao đổi bằng không khí E-13 và nhập vào dòng khí nguyên 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 sau khi được gia nhiệt từ 40 o C lên 86 o C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04, bởi tác nhân

việc 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 trò như 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 đổi nhiệt

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 14 o C, nhiệt độ đáy 109 o C Các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane được tách ra khỏi pha lỏng nhờ thiết bị gia nhiệt đáy E-01 A/B và duy trì ở 109 o C

Sản phẩm đáy của C-01 chủ yếu là C 3 + được đưa đến tháp C-02 Tháp C-02 hoạt động ở áp xuất là 10 bar nhiệt độ đáy tháp duy trì ở 135 o C nhờ thiết bị gia nhiệt E-03,

được tách ra ở đáy tháp

Sản phẩm đáy của C-02 là Condensate thương phẩm được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt E-04 nhằm tận thu nhiệt và hạ nhiệt độ từ 134 o C xuống 60 o C Dòng Condensate này tiếp tục được làm mát bởi thiết bị làm mát bằng không khí E-09 và hạ nhiệt độ từ

60 o C xuống 45 o C rồi đưa đến bồn chứa TK-21

Hình 3.1 Công nghệ thu hồi Sales Gas của NOVA Tech Pig Receiver – Đầu nhận Pig; Slug Catcher – Cụm tách khí – lỏng; De-Ethansier – Tháp tách Etan; Stabiliser – Tháp tách LPG; K-01,02,03,1011 – Máy nén; Rectifer – Tháp tách tinh; E-14 – Thiết bị trao đổi nhiệt; E-02,04,10,11 – Thiết bị gia

nhiệt; V-03 – Bình tách 3 pha

3.2.2 Công nghệ AET NGL Recovery của hãng Advanced Extraction Technologies:

Hình 3.2 Công nghệ thu hồi C 2 , C 3 , NGL từ dòng khí thiên nhiên

Sales Gas – Khí khô thương phẩm; Inlet Gas – Khí nguyên liệu; NGL Absorber – Tách NGL; Rich solvent – dòng giàu dung môi; Lean solvent – Dòng dung môi sau

khi tái sinh; Solvent Regenerator – Tháp tái sinh dung môi

Công nghệ này được tối ưu hóa dựa trên sơ đồ lí thuyết làm lạnh ngoài bằng propane Ứng dụng vào việc thu hồi C 2 , C 3 , NGL từ dòng khí thiên nhiên

Hoạt động của công nghệ được mô tả như sau: Dòng khí nhập liệu sau khi trao đổi nhiệt sẽ đi vào tháp hấp thụ NGL Sản phẩm đỉnh của tháp hấp thụ là khí khô thương phẩm và chứa một ít dung môi được làm mát đi tới thiết bị tách số 4 (nhằm thu hồi dung môi) sau đó trao đổi nhiệt với dòng nhập liệu và vào đường ống dẫn khí Sản phẩm đáy của tháp hấp thụ là dòng giàu dung môi Dòng này sẽ được đưa đến tháp số 2 (tháp tái sinh dung môi) Dòng sản phẩm NGL sẽ đi ra từ đỉnh tháp, sau đó được làm mát và ngưng tụ rồi đến thiết bị chứa sản phẩm đỉnh số 3 Tại đây một phần

sẽ được hồi lưu lại tháp tái sinh phần còn lại đi theo đường ống dẫn sản phẩm Dung

môi sau khi được tái sinh (thu tại đáy tháp) sẽ được hòa cùng dòng sản phẩm đỉnh của tháp hấp thụ rồi được làm mát và vào thiết bị tách số 4 Lỏng tại tháp số 4 chính

là dung môi sau đó được nhập liệu tại đỉnh tháp hấp thụ và tiếp tụ quá trình hấp thụ Điều kiện hoạt động:

+ Áp suất dòng nguyên liệu (chưa nén): 200-1200 psiG

+ Chi phí đầu tư ít

+ Nhiệt độ khi vận hành là thấp nhất so với các công nghệ tương đương

+ Không cần thiết phải loại bỏ CO 2 trong dòng nguyên liệu

+ Sử dụng ít năng lượng hơn (khoảng 70-90MW so với lean oil)

3.2.3 Công nghệ thu hồi LPG của Black & Veatch Pritchard:

dầu và khí thiên nhiên ở áp suất thấp Tỉ lệ thu hồi propane có thể đạt xấp xỉ 100% Hoạt động của công nghệ này được mô tả như sau: Dòng khí hydrocacbon ở áp suất thấp được nén và làm khô trước khi đưa vào làm lạnh bằng thiết bị trao đổi nhiệt chéo dòng với chất làm lạnh propane Dòng nhập liệu lạnh sau đó được trộn với một phần sản phẩm đáy trước khi đi vào tháp hấp thụ propane Sản phẩm đáy của tháp được bơm tới tháp tách ethane Sản phẩm đỉnh được ngưng tụ bằng cách sử dụng propane như chất làm lạnh để tạo thành dòng sản phẩm có thành phần chính là ethane Một phần của dòng sản phẩm được tái sinh quay trở lại tháp Phần đáy của tháp tách ethane chứa C 3 và các cấu tử nặng hơn cho các quá trình xử lí tiếp theo nếu cần thiết Giá trị kinh tế: So với các công nghệ thu hồi LPG khác, thì PRO-MAX sử dụng ít năng lượng hơn (khoảng 10% ÷ 25%)

Hình 3.3 Công nghệ thu hồi LPG của Black & Veatch Prichard

Feed Gas from dehydration – Dòng khí nguyên liệu sau khi tách nước; Propane absorber – Tháp hấp thụ Propane; Deethanzier – Tháp tách C 2 ; Sales Gas/Fuel

Gas - Khí khô thương phẩm

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

năng loại bỏ CO 2 cao nên công nghệ này có thể ứng dụng vào quy trình LNG, lọc dầu

và các quá trình sản xuất các sản phẩm từ dầu mỏ

quá trình đi từ dưới lên ở tháp Absorber và khí tinh khiết đi ra ở đỉnh tháp Dòng Rich-solution ở đáy tháp Absorber được tái sinh trong reboiler hoặc trực tiếp trong

liệu chứa khoảng 20% CO 2 sẽ được xử lí triệt để, xuống khoảng 1%, tùy thuộc vào quy trình, 500-1000ppm

Hiệu quả về mặt kinh tế: Một sơ đồ sử dụng 3% LRS10 trong K 2 CO 3 , như Benfield,

+ Tăng sản lượng khí đầu ra thêm 10%

+ Năng lượng tiêu tốn cho quá trình giảm 10%

+ Giảm lượng CO 2 trong khí đi ra 50%

Absorber – Tháp hấp thụ; Feed Gas – Khí nguyên liệu; Cooling Water – Nước làm

lạnh; Regenerator – Tháp tái sinh; Purified Gas – Khí ngọt

3.2.5 Công nghệ thu hồi Ethane, LPG của Orloff:

Công nghệ Single Column Overhead Recycle (SCORE) của Orloff là quá trình xử

lí khí bằng cách làm lạnh sâu để thu hồi C 3 + từ dòng khí thiên nhiên Công nghệ này

cao

Dòng hồi lưu cho tháp chính được sinh ra bằng cách ngưng tụ một phần dòng side draw của tháp Dòng lỏng side draw được sử dụng để tối ưu quá trình làm lạnh Với