Lựa chọn và xây dựng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất LNG từ nguồn khí miền Trung

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
KHOA HÓA HỌC & CNTP Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
o0o
NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
Họ tên sinh viên: Lê Huy Hoàng MSSV: 1052010085
Ngày, tháng, năm sinh: 10/10/1992 Nơi sinh: Nghệ An
Ngành: Công nghệ kỹ thuật hóa học
I. TÊN ĐỀ TÀI: Lựa chọn và xây dựng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất LNG từ
nguồn khí miền Trung
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
 Nghiên cứu lựa chọn công nghệ phù hợp để tiến hành mô phỏng và xem xét hiệu quả
kinh tế của dự án.
 Nghiên cứu phương án sản xuất LNG phù hợp với nguồn khí.
 Tiến hành mô phỏng công nghệ.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN: 10/02/2014
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/06/2014
V. HỌ TÊN CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS. Nguyễn Hồng Châu


Bà Rịa –Vũng Tàu, Ngày… tháng… năm 2014
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN SINH VIÊN THỰC HIỆN
(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)






TRƯỞNG BỘ MÔN TRƯỞNG KHOA
(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)

-i-
LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan: Đồ án này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân tôi, được
thực hiện dưới sự hướng dẫn của TS. Nguyễn Hồng Châu.
Các số liệu và những kết luận nghiên cứu được trình bày trong luận văn này là trung
thực và chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào.
Tôi xin chịu trách nhiệm về nghiên cứu của mình.
Sinh Viên


Lê Huy Hoàng


-ii-
LỜI CẢM ƠN

Với lòng kính trọng và biết ơn sâu sắc, tôi xin chân thành cảm ơn
TS. Nguyễn Hồng Châu, người trực tiếp giao đề tài và tận tình hướng dẫn tôi trong suốt
thời gian làm đề tài tốt nghiệp. Thầy đã tận tình giúp đỡ, chỉ ra hướng giải quyết cũng như
cung cấp tài liệu để tôi có thể hoàn thành được bản báo cáo này, cũng nhờ đó mà tôi biết
thêm được nhiều điều bổ ích, cũng như hiểu rõ hơn những kiến thức đã học trên ghế nhà
trường.
Qua đây tôi cũng xin chân thành cảm ơn các Thầy Cô trong Khoa Hoá học và Công
nghệ thực phẩm Trường Đại Học Bà Rịa – Vũng Tàu đã trang bị cho tôi kiến thức trong
những năm tháng học tập tại trường để hôm nay tôi có thể hoàn thành bản báo cáo đề tài
tốt nghiệp của mình.
Trong quá trình nghiên cứu và hoàn thành đề tài này, chắc chắn không tránh được

những sai sót và khuyết điểm, rất mong sự góp ý của thầy cô để bản báo cáo này của tôi
được hoàn thiện hơn.
Một lần nữa tôi xin chân thành cảm ơn!

Vũng Tàu, ngày 30 tháng 06 năm 2014
Sinh Viên


Lê Huy Hoàng



-iii-
MỤC LỤC

TRANG
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT v
DANH MỤC BẢNG vi
DANH MỤC HÌNH x
LỜI MỞ ĐẦU 1
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ LNG VÀ NGUỒN KHÍ TẠI VIỆT NAM 3
1.1. Tổng quan về Liquefied Natural Gas (LNG) 3
1.1.1. Khái niệm và tính chất của LNG 3
1.1.2. Lịch sử phát triển của LNG 4
1.1.3. Thị trường LNG trên thế giới 5
1.2. Tổng quan nguồn khí Việt Nam 8
1.2.1. Cơ sở hạ tầng 8
1.2.2. Nguồn cung 14
1.2.3. Nhu cầu tiêu thụ khí 17
1.2.4. Khả năng cung cấp khí cho dự án sản xuất LNG 19

CHƯƠNG II. LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT LNG 24
2.1. Các loại công nghệ sản xuất LNG 24
2.2. Công nghệ một chu trình làm lạnh 25
2.2.1. Chu trình Nitrogen Expander 25
2.2.2. Công nghệ SMR 26
2.3. Công nghệ hai chu trình làm lạnh 28
2.3.1. Công nghệ C
3
MR 28
2.3.2. Công nghệ DMR 31
2.4. Công nghệ ba chu trình làm lạnh 33
2.4.1. Công nghệ AP-X
TM
33
2.4.2. Công nghệ CPOC 35

-iv-
2.5. Ðánh giá, lựa chọn công nghệ 37
2.5.1. Nguyên tắc lựa chọn công nghệ 37
2.5.2. Đề xuất công nghệ sản xuất LNG từ nguồn khí miền Trung 41
CHƯƠNG III. MÔ PHỎNG MÔ HÌNH CÔNG NGHỆ NHÀ MÁY SẢN XUẤT
LNG 43
3.1. Các quá trình chính trong mô hình công nghệ 44
3.1.1. Quá trình xử lý khí đầu vào 44
3.1.2. Quá trình hóa lỏng khí 49
3.1.3. Xử lý các sản phẩm lỏng 50
3.2. Mô hình nhà máy 52
3.2.1. Mô hình công nghệ chung của nhà máy 52
3.2.2. Cụm xử lý sơ bộ khí nguyên liệu 55
3.2.3. Hệ thống hóa lỏng khí 63

3.2.4. Hệ thống xử lý các sản phẩm 71
3.3. Thuyết minh mô hình công nghệ nhà máy LNG 75
CHƯƠNG IV. TÍNH TOÁN CÂN BẰNG VẬT CHẤT VÀ MÔ HÌNH KINH TẾ
NHÀ MÁY 81
4.1. Cân bằng vật chất 81
4.2. Tính toán mô hình kinh tế của nhà máy 82
4.2.1. Tính toán sơ bộ chi phí phân phối khí miền Trung vào thị trường miền Nam 82
4.2.2. Kết quả tính toán 83
CHƯƠNG V. TÍNH TOÁN CHU TRÌNH PROPAN 85
5.1. Giới thiệu chu trình làm lạnh 85
5.2. Tính toán chu trình propan 89
5.2.1. Tính toán lưu lượng propan 89
5.2.2. Tính toán năng lượng cho chu trình 91
CHƯƠNG VI. KẾT LUẬN 94
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 96


-v-
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

C
3
MR Propane precooled Mixed Refrigerant
CAPEX Capital Expenditure Tổng vốn đầu tư
CNG Compressed Natural Gas Khí tự nhiên nén
CPOC ConocoPhillips Optimized Cascade
CPP Compression Platform Plant Giàn nén trung tâm
DMR Dual Mixed Refrigerant
GDC Gas Distriubation Center Trung tâm phân phối khí
GPP Gas Processing Plant Nhà máy xử lý khí

IRR Internal Rate Of Return Tỷ suất hoàn vốn nội bộ
KCN Khu công nghiệp
KV Khu vực
LPG Liquefied Petroleum Gas Khí dầu mỏ hóa lỏng
LNG Liquefied Natural Gas Khí tự nhiên hóa lỏng
MR Mixed Refrigerant Dung môi làm lạnh hỗn hợp
NGL Natural Gas Liquids
OPEX Operational Expenses Chi phí vận hành
SMR Single Mixed Refrigerant
% wt Phần trăm khối lượng
MMBtu Million British Thermal Unit Triệu BTU



-vi-
DANH MỤC BẢNG
TRANG
Bảng 1.1. Tiêu chuẩn cho LNG thương phẩm 3
Bảng 1.2. Tổng nhu cầu khí thiên nhiên tại miền Nam năm 2012 17
Bảng 3.1. Thành phần các cấu tử của dòng khí nguyên liệu 43
Bảng 3.2. Tính chất dòng khí nguyên liệu 55
Bảng 3.3. Thành phần dòng khí nguyên liệu 55
Bảng 3.4. Thông số công nghệ tháp tách lỏng 55
Bảng 3.5. Tính chất dòng khí ra 56
Bảng 3.6. Thành phần dòng khí ra 56
Bảng 3.7. Tính chất dòng lỏng ra 56
Bảng 3.8. Thành phần dòng lỏng ra 56
Bảng 3.9. Thông số công nghệ hệ thống màng 57
Bảng 3.10. Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi loại CO
2

57
Bảng 3.11. Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi loại CO
2
57
Bảng 3.12. Tính chất dòng CO
2
được tách ra 57
Bảng 3.13. Thành phần dòng CO
2
được tách ra 57
Bảng 3.14. Thông số công nghệ tháp hấp thụ khí axit 59
Bảng 3.15. Tính chất dòng DEA dùng để hấp thụ 59
Bảng 3.16. Thành phần dòng DEA dùng để hấp thụ 59
Bảng 3.17. Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi làm ngọt 59
Bảng 3.18. Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi làm ngọt 59
Bảng 3.19. Tính chất dòng DEA sau khi hấp thụ CO
2
60
Bảng 3.20. Thành phần dòng DEA sau khi hấp thụ CO
2
60
Bảng 3.21. Tính chất dòng khí được thu hồi do bị mất mát từ tháp hấp thụ 60
Bảng 3.22. Thành phần dòng khí được thu hồi do bị mất mát từ tháp hấp thụ 60
Bảng 3.23. Thông số công nghệ tháp nhả hấp thụ 60
Bảng 3.24. Tính chất dòng khí axit được tách ra khỏi dòng DEA 61

-vii-
Bảng 3.25. Thành phần dòng khí axit được tách ra khỏi dòng DEA 61
Bảng 3.26. Tính chất dòng dung dịch DEA sau khi được nhả hấp 61
Bảng 3.27. Thành phần dòng dung dịch DEA sau khi được nhả hấp 61

Bảng 3.28. Tính chất dòng bổ sung thêm DEA 61
Bảng 3.29. Thành phần dòng bổ sung thêm DEA 61
Bảng 3.30. Tính chất dòng bổ sung thêm nước 62
Bảng 3.31. Thành phần dòng bổ sung thêm nước 62
Bảng 3.32. Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi được loại nước 62
Bảng 3.33. Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi được loại nước 62
Bảng 3.34. Tính chất dòng nước được tách ra từ khí tự nhiên 62
Bảng 3.35. Thành phần dòng nước được tách ra từ khí tự nhiên 62
Bảng 3.36. Tính chất dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 63
Bảng 3.37. Thành phần dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 63
Bảng 3.38. Tính chất dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 64
Bảng 3.39. Thành phần dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 64
Bảng 3.40. Tính chất dòng khí khô 64
Bảng 3.41. Thành phần dòng khí khô 64
Bảng 3.42. Tính chất dòng MR Cool 65
Bảng 3.43. Thành phần dòng MR Cool 65
Bảng 3.44. Tính chất dòng MR Cold 65
Bảng 3.45. Tính chất dòng khí tự nhiên đi vào hệ thống làm lạnh bằng MR 66
Bảng 3.46. Thành phần dòng khí tự nhiên đi vào hệ thống làm lạnh bằng MR 66
Bảng 3.47. Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn đầu tiên 67
Bảng 3.48. Tính chất dòng LNG sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn thứ 2 67
Bảng 3.49. Tính chất dòng LNG sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn thứ 3 67
Bảng 3.50. Tính chất dòng LNG sau khi giảm áp xuống áp suất khí quyển 68
Bảng 3.51. Tính chất dòng MR nóng đi vào thiết bị trao đổi nhiệt 68
Bảng 3.52. Tính chất dòng MR sau khi qua giai đoạn làm lạnh đầu tiên 68
Bảng 3.53. Tính chất dòng MR sau khi qua giai đoạn làm lạnh thứ 2 68

-viii-
Bảng 3.54. Tính chất dòng MR sau khi qua giai đoạn làm lạnh thứ 3 69
Bảng 3.55. Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan thứ 3 69

Bảng 3.56. Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan thứ 2 69
Bảng 3.57. Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan đầu tiên 69
Bảng 3.58. Tính chất dòng MR sau khi làm lạnh cho khí tự nhiên 70
Bảng 3.59. Tính chất dòng bổ sung dung môi làm lạnh hỗn hợp 70
Bảng 3.60. Thành phần dòng bổ sung dung môi làm lạnh hỗn hợp 70
Bảng 3.61. Thông số công nghệ máy nén cấp 1 để nén dòng MR 70
Bảng 3.62. Thông số công nghệ máy nén cấp 2 để nén dòng MR 70
Bảng 3.63. Tính chất sản phẩm LNG thương phẩm 71
Bảng 3.64. Thành phần sản phẩm LNG thương phẩm 71
Bảng 3.65. Tính chất dòng khí giàu N
2
71
Bảng 3.66. Thành phần dòng khí giàu N
2
71
Bảng 3.67. Tính chất dòng khí Nitơ sau khi thu hồi lượng metan 72
Bảng 3.68. Thành phần dòng khí Nitơ sau khi thu hồi lượng metan 72
Bảng 3.69. Tính chất dòng Metan được thu hồi từ dòng giàu Nitơ 72
Bảng 3.70. Thành phần dòng Metan được thu hồi từ dòng giàu Nitơ 72
Bảng 3.71. Thông số công nghệ tháp DeButhane 73
Bảng 3.72. Tính chất dòng nạp liệu vào đỉnh tháp 73
Bảng 3.73. Thành phần dòng nạp liệu vào đỉnh tháp 73
Bảng 3.74. Tính chất dòng đỉnh tháp DeButhane 74
Bảng 3.75. Thành phần dòng đỉnh tháp DeButhane 74
Bảng 3.76. Tính chất dòng đáy tháp DeButhane 74
Bảng 3.77. Thành phần dòng đáy tháp DeButhane 74
Bảng 4.1. Cân bằng lượng khí đầu vào và đầu ra của nhà máy 81
Bảng 4.2. Các thông số giả định của nhà máy sản xuất LNG 82
Bảng 4.3. Các chỉ tiêu của mô hình 83
Bảng 4.4. Tổng chi phí phân phối khí miền trung vào miền Nam theo phương án sản xuất

LNG 84

-ix-
Bảng 5.1. So sánh các thông số của chu trình propan giữa kết quả tính toán và kết quả
trong mô hình hysys 93
Bảng 5.2. Các thông số của chu trình propan theo tính toán 93

-x-
DANH MỤC HÌNH
TRANG
Hình 1.1. Kim ngạch xuất nhập khẩu LNG của các nước từ năm 1980 đến 2011 5
Hình 1.2. Lượng LNG xuất khẩu của các nước năm 2011 6
Hình 1.3. Lượng LNG nhập khẩu của các nước trong năm 2011 7
Hình 1.4. Giá LNG trung bình tháng 1 từ năm 2007 – 2013 7
Hình 1.5. Bể Sông Hồng 8
Hình 1.6. Các bể KV Nam Trung bộ 10
Hình 1.7. Sản lượng cung cấp khí Cửu Long giai đoạn 2012 – 2025 14
Hình 1.8. Sản lượng cung khí tiềm năng từ KV bể Cửu Long và Phú Khánh 15
Hình 1.9. Sản lượng cung cấp khí Nam Côn Sơn giai đoạn 2012 – 2025 15
Hình 1.10. Sản lượng cung cấp khí Malay – Thổ Chu giai đoạn 2012 – 2025 16
Hình 1.11. Sản lượng cung cấp khí cho KV Bắc Bộ giai đoạn 2012 – 2025 17
Hình 1.12. Nhu cầu tiêu thụ khí KV Đông Nam Bộ (2012-2025) 18
Hình 1.13. Nhu cầu tiêu thụ khí KV Tây Nam Bộ (2012 – 2025) 18
Hình 1.14. Cân đối cung cầu khí cho KV Đông Nam Bộ theo kịch bản cơ sở (2012 –
2025) 20
Hình 1.15. Cân đối cung cầu khí cho KV Đông Nam Bộ theo kịch bản tiềm năng ( 2012 –
2025) 20
Hình 1.16. Cân đối cung cầu khí cho KV Tây Nam Bộ theo kịch bản cơ sở, (2012-2025)
21
Hình 1.17. Cân đối cung cầu khí cho KV Tây Nam Bộ theo kịch bản tiềm năng, (2012-

2025) 22
Hình 2.1. Mô hình công nghệ một chu trình làm lạnh 25
Hình 2.2. Chu trình Nitrogen Expander 26
Hình 2.3. Mô hình đơn giản của quá trình SMR 27
Hình 2.4. Mô hình công nghệ hai chu trình làm lạnh 28
Hình 2.5. Mô hình đơn giản của chu trình C
3
MR 29
Hình 2.6. Mô hình cơ bản của quá trình DMR 32

-xi-
Hình 2.7. Mô hình công nghệ ba chu trình làm lạnh 33
Hình 2.8. Mô hình AP-X
TM
đơn giản 34
Hình 2.9. Mô hình công nghệ CPOC 36
Hình 2.10. So sánh hiệu suất năng lượng giữa các công nghệ 38
Hình 2.11. So sánh công suất nhà máy của các công nghệ 39
Hình 2.12. Tỷ lệ theo công suất của các công nghệ sản xuất LNG (2011) 40
Hình 3.1. Sơ đồ khối các quá trình chính của mô hình 44
Hình 3.2. Mô hình thiết bị màng 47
Hình 3.3. Mô hình làm lạnh bằng Propan 49
Hình 3.4. Sơ đồ công nghệ chung 54
Hình 3.5. Sơ đồ hệ thống loại khí axit bằng DEA 58
Hình 3.6. Sơ đồ hệ thống làm lạnh bằng Propan 63
Hình 3.7. Sơ đồ hệ thống làm lạnh và hóa lỏng khí tự nhiên 66
Hình 5.1. Sơ đồ quy trình làm lạnh và giản đồ P-H 85
Hình 5.2. Mô hình hệ thống làm lạnh với ba giai đoạn 89
Hình 5.3. Mô hình dòng vào-ra tháp tách thứ 2 và 3 91
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT

Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 1 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
LỜI MỞ ĐẦU
Hiện nay, các quốc gia trên thế giới đang tìm kiếm cho mình những nguồn lực để
phát triển đất nước như nhân lực, tài chính, năng lượng, tài nguyên, ,… Trong số đó,
năng lượng là một trong những nguồn lực cực kỳ quan trọng không thể thiếu. Cuộc
chạy đua kinh tế giữa các quốc gia hiện nay càng làm tăng nhanh nhu cầu về năng
lượng, nhất là nhu cầu năng lượng từ dầu mỏ tại các quốc gia đang phát triển. Tuy
nhiên, trữ lượng dầu mỏ trên thế giới ngày càng suy giảm và cạn kiệt, do vậy trong
những năm gần đây, việc sử dụng nguồn khí tự nhiên làm năng lượng bổ sung để đáp
ứng nhu cầu năng lượng của con người ngày càng được quan tâm. Không giống như
dầu mỏ ở dạng lỏng, khí tự nhiên ở dạng khí nên gây khó khăn, tốn kém trong việc vận
chuyển và bảo quản. Hiện nay, có nhiều cách để vận chuyển khí tự nhiên từ nơi khai
thác đến nơi tiêu thụ như sử dụng đường ống dẫn khí, nén hay hóa lỏng khí tự nhiên.
Việc vận chuyển khí thiên nhiên giữa các vùng hoặc giữa các quốc gia gần nhau có thể
được thực hiện bằng đường ống hay dưới dạng khí tự nhiên nén (CNG). Tuy nhiên,
việc vận chuyển khí giữa các quốc gia, khu vực có khoảng cách địa lý xa thì hóa lỏng
khí tự nhiên là giải pháp đem lại hiệu quả kinh tế hơn so với các phương pháp khác.
Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) có thể được vận chuyển dễ dàng bằng tàu như
các sản phẩm lỏng khác (xăng, dầu,…), tiết kiệm được chi phí so với việc làm đường
ống hoặc vận chuyển khí dưới dạng CNG khi thị trường tiêu thụ nằm xa nguồn khí.
Ngày nay, LNG được xem là nguồn năng lượng sạch, có nguồn cung dồi dào từ các
quốc gia giàu tài nguyền khí tự nhiên như Qatar, Úc,… Việc phát triển ngành công
nghiệp LNG giúp kìm hãm sự leo thang giá cả của các sản phẩm từ dầu mỏ, giảm sự
phụ thuộc vào dầu mỏ và giải quyết được phần nào vấn đề an ninh năng lượng của các
quốc gia. Ngoài ra, LNG cũng là lựa chọn tốt tại những khu vực có yêu cầu nghiêm
ngặt về khói thải như Châu Âu, Bắc Mỹ[20].
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 2 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
Tại Việt Nam, nhu cầu tiêu thụ khí tại khu vực Đông Nam Bô ngày càng tăng
cao, trong khi đó lượng khí khai thác tại khu vực này đang trên đà giảm sút. Theo chiến

lược phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đến năm 2017 Việt Nam sẽ nhập khẩu
LNG để bổ sung nguồn khí cung cấp cho thị trường miền Nam nhằm đảm bảo nhu cầu
về năng lượng. Còn đối với khu vực miền Trung, hiện nay đã phát hiện được những mỏ
khí mới tiềm năng và sớm đưa vào khai thác trong thời gian tới. Tuy nhiên, thị trường
tiêu thụ khí tại khu vực miền Trung vẫn chưa được phát triển. Do đó, việc xem xét
phương án tiêu thụ lượng khí khai thác được tại miền Trung cần phải được quan tâm
ngay từ bây giờ. Trong số các phương án, việc vận chuyển khí từ miền Trung cung cấp
bổ sung cho thị trường miền Nam là một phương án hay cần được xem xét. Trong báo
cáo này sẽ tập trung nghiên cứu phương án sản xuất LNG từ nguồn khí tự nhiên tại
miền Trung, LNG này sẽ được vận chuyển vào miền Nam và cung cấp bổ sung cho thị
trường miền Nam [2].
Báo cáo này được chia làm 6 chương:
- Chương I: Tổng quan về LNG và nguồn khí tại Việt Nam.
- Chương II: Lựa chọn công nghệ để sản xuất LNG.
- Chương III: Mô phỏng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất LNG.
- Chương IV: Tính toán cân bằng vật chất và Mô hình kinh tế nhà máy.
- Chương V: Tính toán chu trình Propan.
- Chương VI: Kết luận.

Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 3 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ LNG VÀ NGUỒN KHÍ TẠI VIỆT NAM
1.1. Tổng quan về Liquefied Natural Gas (LNG)
1.1.1. Khái niệm và tính chất của LNG [1],[21],[22]
a) Khái niệm:
Liquefied Natural Gas (được viết tắt là LNG) là khí tự nhiên với thành phần
metan lên đến trên 99%, được hóa lỏng bằng cách làm lạnh dòng khí xuống nhiệt độ
dưới -162
o

C ở áp suất khí quyển để dễ dàng tồn chứa và vận chuyển.
b) Tính chất:
Những sản phẩm LNG đầu tiên được tạo thành vào cuối thế kỷ XIX, đầu thế kỷ
XX có hàm lượng metan chiếm khoảng 80%, còn lại là các hydrocacbon nặng hơn và
các hợp chất phi hydrocacbon. Ngày nay, với các công nghệ hiện đại LNG được sản
xuất với hàm lượng metan đạt trên 99%, các hydrocacbon nặng và phi hydrocacbon có
hàm lượng rất thấp. Dưới đây là một số chỉ tiêu và tính chất của LNG thương phẩm:
* Tiêu chuẩn:
Bảng 1.1. Tiêu chuẩn cho LNG thương phẩm [21]
CHỈ TIÊU
GIÁ TRỊ
Metan, %
94 (min)
Etan, %
2,73 (max)
Propan , %
0,9
Butan, %
0,1
C
5
+
, %
0,1
Nitơ, %
0,5
CO
2
, ppm
50

Hơi nước, ppm
1
H
2
S, ppm
3 – 3,5
Lưu huỳnh tổng, mg/Sm
3

30
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 4 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
Thủy ngân, mg/ Sm
3

0,01
Benzen, ppm
1
Nhiệt trị ở 0
o
C và 101,325 kPa(tối thiểu), MJ/m
3
(kcal/kg)
32,5 (11500)
* Tỷ trọng: (tại áp suất khí quyển)
+ d = 422 kg/m
3
(97% methane, trọng lượng phân tử là 16,7 kg/kg.mol)
+ d = 495 kg/m
3

(80% methane, trọng lượng phân tử là 20,9 kg/kg.mol)
* Nhiệt độ sôi: (tại áp suất khí quyển)
+ T = -162
o
C (97% methane, trọng lượng phân tử là 16,7 kg/kg.mol)
+ T = -160
o
C (80% methane, trọng lượng phân tử là 20,9 kg/kg mol)
* Giới hạn nổ với không khí: 4 – 16% wt.
* Nhiệt độ hóa lỏng hoàn toàn tại áp suất khí quyển: -162
o
C
Sau khi được hóa lỏng thì LNG giảm được khoảng 600-625 lần về thể tích so với
khí tự nhiên ở điều kiện tiêu chuẩn.
1.1.2. Lịch sử phát triển của LNG [23]
Khí tự nhiên hóa lỏng xuất hiện lần đầu vào thế kỷ 19 khi nhà hóa học và vật lý
người Anh Michael Faraday đã tiến hành thí nghiệm hóa lỏng các loại khí khác nhau,
trong đó có khí tự nhiên. Năm 1873, kỹ sư người Đức Karl Von Linde đã chế tạo ra
máy nén và được ứng dụng lần đầu tiên để làm lạnh khí tại Munich. Nhà máy LNG đầu
tiên được xây dựng tại miền tây Virginia vào năm 1912 và bắt đầu hoạt động vào năm
1917. LNG được thương mại hóa lần đầu tiên tại Cleveland bang Ohio vào năm 1941
và nó được chứa trong các bồn ở áp suất khí quyển.
Vào tháng 01 năm 1959, tàu chở LNG đầu tiên The Methane Pioneer đã vận
chuyển 7000 thùng LNG từ Lake Charles, Louisiana, Mỹ đến đảo Canvey, Vương
Quốc Anh. Sự kiện này đã chứng minh rằng một lượng lớn khí tự nhiên hóa lỏng có
thể được vận chuyển một cách an toàn trên biển. Trong vòng 14 tháng sau đó, 7 chuyến
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 5 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
vận chuyển LNG bổ sung đã được thực hiện mà chỉ có một vài lỗi nhỏ. Với sự thành
công đó của The Methane Pioneer, Hội đồng British Gas đã tiếp tục xem xét kế hoạch

thực hiện một dự án thương mại nhập khẩu LNG từ Venezuela đến Đảo Canvey. Tiếp
sau đó, một mỏ khí khổng lồ đã được phát hiện ở Hassi R' Mel, Angeria. Vào năm
1964, Vương quốc Anh chính thức trở thành nước nhập khẩu LNG đầu tiên và Algeria
trở thành nước xuất khẩu LNG đầu tiên trên thế giới. Năm 1969, lần đầu tiên Mỹ xuất
khẩu LNG đến Châu Á khi LNG được đưa từ Alaska đến Nhật Bản. Thị trường LNG ở
cả châu Âu và châu Á tiếp tục tăng trưởng nhanh chóng từ thời điểm đó.
1.1.3. Thị trường LNG trên thế giới [12]
Vào năm 2006 chỉ có 13 nước xuất khẩu LNG: Algeria, Australia, Bruney, Ai
Cập, Indonesia, Libya, Malaysia, Nigeria, Oman, Qatar, Trinidad & Tobago, Các tiểu
vương quốc Ả rập thống nhất, Hoa Kỳ và chỉ có 10 nước nhập khẩu LNG. Đến năm
2011 thì nhu cầu LNG tăng mạnh hơn dự đoán. Nhu cầu LNG đạt đỉnh trong năm
2011, chủ yếu do sự gia tăng mạnh nhu cầu khí từ các nước như Nhật, Anh, Trung
Quốc, Ấn Độ và các thị trường mới nổi. Từ năm 2006 đến năm 2011, khối lượng LNG
giao dịch đã tăng từ 159,1 triệu tấn đến 241,5 triệu tấn, phản ánh tốc độ tăng trưởng
khoảng 52%.

Hình 1.1. Kim ngạch xuất nhập khẩu LNG của các nước từ năm 1980 đến 2011
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 6 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
a) Xuất khẩu LNG:
Đến cuối năm 2011, có 18 quốc gia xuất khẩu LNG và có 5 quốc gia khác, cụ thể
là Bỉ, Brazil, Mexico, Tây Ban Nha và Hoa Kỳ tái xuất khẩu LNG sau khi nhập khẩu
từ các nước khác. Qatar đến nay là nước xuất khẩu LNG lớn nhất thế giới. Trong năm
2011, nước này cung cấp 75,5 triệu tấn LNG cho thị trường, chiếm 31% tổng lượng
LNG xuất khẩu toàn cầu. Malaysia đã vượt qua Indonesia trở thành nước xuất khẩu
LNG lớn thứ hai trong năm 2011. Cùng với Úc, 3 nước xuất khẩu thuộc khu vực Thái
Bình Dương chiếm khoảng 27% nguồn cung LNG cho thế giới.

Hình 1.2. Lượng LNG xuất khẩu của các nước năm 2011
b) Nhập khẩu LNG:

Nhật Bản và Hàn Quốc là 2 quốc gia nhập khẩu LNG lớn nhất thế giới, tiêu thụ
48% tổng lượng LNG cung cấp cho thị trường trong năm 2011. Con số này cao hơn so
với năm 2010 do việc tăng cao nhu cầu của Nhật Bản, nguyên nhân là do thảm họa
động đất và sóng thần tại tỉnh Fukushima hồi tháng 3/2011 khiến điện hạt nhân của
nước này phải thay thế bằng điện từ khí đốt. Một nguyên nhân nữa khiến kim ngạch
nhập khẩu LNG toàn cầu tăng trong năm 2011 là do sự xuất hiện nhiều quốc gia nhập
khẩu LNG với lượng nhỏ hơn.
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 7 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm

Hình 1.3. Lượng LNG nhập khẩu của các nước trong năm 2011
c) Giá cả:
Mặc dù khí tự nhiên là một mặt hàng có nhu cầu ngày càng tăng trên toàn cầu,
nhưng vẫn chưa có “lĩnh vực riêng” cho thị trường khí đốt. Giá của nó được thiết lập
bởi các yếu tố như vị trí địa lý, điều khoản thỏa thuận trong các bản hợp đồng và thời
gian có ảnh hưởng lớn trong việc xác định giá của LNG toàn cầu. Trong thực tế, giá
LNG không đồng nhất trên toàn bộ thị trường, giá nhập khẩu LNG tùy thuộc vào từng
bản hợp đồng nhập khẩu nhiều hay ít, trong thời gian bao lâu mà sẽ có mức giá riêng
biệt, được xác định theo giá trị của mỗi hợp đồng.

Hình 1.4. Giá LNG trung bình tháng 1 từ năm 2007 – 2013
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 8 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
1.2. Tổng quan nguồn khí Việt Nam [2],[3]
1.2.1. Cơ sở hạ tầng
Được hình thành và phát triển từ năm 1995, ngành công nghiệp khí Việt Nam đã
đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển của đất nước. Hiện nay, Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam đã và đang triển khai đồng bộ tất cả các khâu trong dây chuyền công
nghiệp khí từ khai thác, vận chuyển, chế biến và từng bước đa dạng hóa các hộ tiêu thụ
khí.

a) Khu vực miền Bắc:
Khí thiên nhiên từ bể Sông Hồng là nguồn cung cấp chính cho toàn khu vực miền
Bắc. Nguồn khí này tuy có tiềm năng lớn về trữ lượng nhưng với đặc điểm chứa nhiều
CO
2
nên các mỏ khí tại đây vẫn chưa được phát triển, khai thác. Do đó, cơ sở hạ tầng
công nghiệp khí tại khu vực miền Bắc hiện nay chỉ mới được đầu tư ở mức cơ bản
phục vụ cho việc phân phối sản phẩm nhiên liệu khí (CNG, LPG) cho một số hộ tiêu
thụ công nghiệp.

Nguồn:VietNam Acreage Map - Korea National Oil Coporation
Hình 1.5. Bể Sông Hồng
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 9 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
Trong giai đoạn đến năm 2025, theo quy hoạch chung cho ngành công nghiệp
khí, việc đầu tư xây dựng cơ sở hạ tầng phục vụ khai thác, vận chuyển, chế biến khí tại
khu vực miền Bắc là cần thiết, nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng khí ngày càng tăng cao.
Theo đó, hệ thống thu gom khí và vận chuyển khí từ các lô 102 – 106 về tỉnh Thái
Bình sẽ được nghiên cứu và triển khai xây dựng trong giai đoạn sau 2018. Đồng thời,
nhà máy xử lý khí tại tỉnh Thái Bình và hệ thống tuyến ống phân phối cho các hộ tiêu
thụ trong các KCN cũng được triển khai xây dựng trong giai đoạn trên. Ước tính, hệ
thống sẽ cung cấp khoảng 1 – 3 tỷ m
3
khí/năm cho khu vực miền Bắc.
b) Khu vực miền Trung:
Cho đến nay, khu vực Trung Bộ vẫn chưa được đầu tư nhiều về cơ sở hạ tầng cho
ngành công nghiệp khí. Nhận biết được tầm quan trọng của ngành công nghiệp này đối
với sự phát triển kinh tế của vùng, “Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp
khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm 2025” của Thủ tướng
Chính phủ đã quy hoạch khu vực Quảng Trị – Quảng Ngãi/Quảng Nam trở thành một

trong những KCN khí lớn của cả nước trong giai đoạn 2016 – 2025.
Trên cơ sở đánh giá trữ lượng và khả năng khai thác các mỏ phía Nam bể Sông
Hồng, Quy hoạch đã xác định nguồn cung khí thiên nhiên chính cho khu vực miền
Trung bao gồm: mỏ Báo Vàng, Sư Tử Biển, Cá Voi Xanh và một số mỏ khác. Các mỏ
này cung cấp chủ yếu cho tỉnh Quảng Trị và khu vực Quảng Ngãi/Quảng Nam. Khí
thiên nhiên sẽ được vận chuyển vào bờ và tách Condensate, LPG, Ethane tại nhà máy
xử lý khí với mục đích sử dụng các phân đoạn này làm nguyên liệu cho chế biến sâu,
gia tăng giá trị nguồn tài nguyên khí.
Trong tương lai, khi đường ống kết nối khu vực Quảng Trị với Quảng
Nam/Quảng Ngãi đi vào hoạt động, khu vực Nam Trung bộ sẽ được bổ sung một lượng
khí nhằm bảo đảm an toàn về nguồn cung khí cho khu vực này.
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 10 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
c) Khu vực miền Nam:
Trong những năm gần đây, khu vực Nam Bộ là thị trường tiêu thụ khí lớn nhất cả
nước. Nguồn cung cấp chính hiện nay cho khu vực này là khí đồng hành và khí thiên
nhiên được khai thác từ ba bể trầm tích: Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay – Thổ
Chu. Sau khi được khai thác, khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn được vận chuyển
vào bờ thông qua hai hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Dinh Cố và Nam Côn
Sơn 1 cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ. Khí từ bể Malay – Thổ
Chu được hệ thống đường ống PM3 – Cà Mau dẫn vào bờ để cung cấp cho các hộ tiêu
thụ khu vực Tây Nam Bộ. Mỗi năm, ba hệ thống đường ống này vận chuyển gần 10,5
tỷ m
3
khí cung cấp cho khu vực Nam Bộ.

Nguồn: VietNam Acreage Map - Korea National Oil Coporation
Hình 1.6. Các bể KV Nam Trung bộ
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 11 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm

* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Cửu Long:
Là hệ thống vận chuyển và xử lý khí đầu tiên của Việt Nam, giữ nhiệm vụ thu
gom khí đồng hành bể Cửu Long, xử lý và phân phối đến hộ tiêu thụ trong khu vực
Đông Nam Bộ bao gồm:
- Tuyến ống thu gom khí ngoài khơi với tổng chiều dài gần 180 km, công suất
2 – 4 triệu m
3
/ngày thu gom khí từ các mỏ Rạng Đông/Phương Đông, Sư Tử
Đen/Sư Tử Vàng, Rồng/Đồi Mồi, Cá Ngừ Vàng … hòa trộn với khí Bạch Hổ, xử
lý sơ bộ tại giàn nén trung tâm (CPP) và dẫn về Dinh Cố theo tuyến ống 16 inch
Bạch Hổ - Dinh Cố dài 117 km, công suất vận chuyền khoảng 2 tỷ m
3
/năm.
- Nhà máy xử lý khí Dinh Cố (GPP Dinh Cố) đang tách khí khô, LPG và
condensat từ khí Cửu Long với công suất 2 – 2,2 tỷ m
3
khí nguyên liệu/năm. LPG
và condensat sẽ được vận chuyển đến cảng Thị Vải theo 3 đường ống 6 inch dài
25 km.
- Mạng lưới phân phối khí thấp áp đến các đơn vị sản xuất trong các KCN Phú
Mỹ, Gò Dầu như: Nhà máy Vedan Việt Nam, Nhà máy sản xuất gạch men
Taicera, Nhà máy sản xuất thép Bluescope…
Từ năm 2001, do nhu cầu sử dụng khí tăng cao tại khu vực Đông Nam Bộ, hệ
thống cung cấp khí Cửu Long được nâng công suất lên 2,0 – 2,2 tỷ m
3
/năm đảm bảo
cung cấp đủ cho các hộ tiêu thụ trong khu vực này.
* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 1:
Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 1 vận chuyển khí thiên nhiên
bể Nam Côn Sơn vào bờ cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ bao gồm:

- Tuyến ống dẫn khí Lan Tây – Dinh Cố dài 370 km (vận hành từ 2003) vận
chuyển khí thiên nhiên thu gom từ các mỏ Lan Tây, Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây,
Chim Sáo về GPP Nam Côn Sơn với công suất thiết kế 7 tỷ m
3
/năm;
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 12 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
- GPP Nam Côn Sơn vận hành từ năm 2003 được thiết kế với công suất khoảng
7 tỷ m
3
/năm. Hiện tại, nhà máy đang xử lý tách khí khô và Condensate để cung
cấp cho các hộ tiêu thụ trong khu vực Bà Rịa, Phú Mỹ…
- Nguồn cung khí từ đường ống Nam Côn Sơn số 1 hiện nay giữ vai trò ngày
càng quan trọng khi sản lượng khai thác khí Cửu Long suy giảm nhanh. Ước tính,
mỗi năm hệ thống Nam Côn Sơn số 1 cung cấp khoảng 7 tỷ m
3
khí thiên nhiên
cho các hộ tiêu thụ trong giai đoạn đến năm 2024.
* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 2:
Hệ thống đường ống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 2 dự kiến sẽ được
đưa vào vận hành từ năm 2018 với ba mục đích chính:
- Giải quyết sự thiếu hụt công suất vận chuyển tại khu vực Đông Nam Bộ khi
sản lượng khai thác khí Cửu Long suy giảm. Theo đó, công suất vận chuyển và
xử lý khí sẽ được bổ sung khoảng 3,5 tỷ m
3
khí/ năm;
- Đảm bảo khả năng thu gom, vận chuyển khí Hải Thạch/Mộc Tinh, Thiên Ưng/
Mãng Cầu, Đại Hùng vào bờ. Cung cấp bổ sung cho thị trường khí nội địa
khoảng 3 tỷ m
3

khí/năm từ năm 2018;
- Hoàn thiện cơ sở hạ tầng khí khu vực Đông Nam Bộ, phát triển đồng bộ từ
khâu đầu tới khâu cuối của hệ thống khí.
Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn số 2 bao gồm 325 km tuyến ống dưới biển
vận chuyển khí từ khu vực lô 04-3, 05-2&3 đến GPP Nam Côn Sơn số 2 tại Long Hải,
tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu. Khí sau khi được xử lý sẽ được vận chuyển theo tuyến ống
Dinh Cố - Phú Mỹ dài 10 km đến GDC Phú Mỹ phân phối cho các hộ tiêu thụ trong
khu vực.


Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 13 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
* Hệ thống vận chuyển khí PM3 – Cà Mau:
Hệ thống đường ống dẫn khí PM3 – Cà Mau vận chuyển nguồn khí từ lô PM3–
CAA về Cà Mau với sản lượng khí đưa vào bờ khoảng 2 tỷ m
3
khí/năm cung cấp khí
cho các nhà máy điện Cà Mau 1&2 và Nhà máy Đạm Cà Mau. Quy mô đường ống dài
298 km ngoài biển và 27 km trong bờ, công suất thiết kế 2 tỷ m
3
khí/năm, đường kính
ống 18 inch. Hệ thống này đã hoàn thành và đi vào hoạt động từ năm 2007.
Nhu cầu tiêu thụ khí trung bình của nhà máy điện Cà Mau 1&2 và Nhà máy Đạm
Cà Mau khoảng hơn 2 tỷ m
3
/năm. Do đó, từ sau năm 2014, nguồn khí cấp cho Nhà
máy điện Cà Mau 2 sẽ được lấy từ hệ thống đường ống Lô B – Ô Môn.
* Hệ thống vận chuyển khí Lô B – Ô Môn:
Hệ thống vận chuyển khí Lô B – Ô Môn dự kiến sẽ được đưa vào vận hành từ
2018 với công suất thiết kế khoảng 6,4 tỷ m

3
/năm với mục đích:
- Đảm bảo khả năng vận chuyển khí Lô B và các mỏ tiềm năng trong khu vực
lân cận vào bờ, cung cấp bổ sung trên 5 tỷ m
3
khí/năm cho thị trường tiêu thụ khí
khu vực Tây Nam Bộ. Góp phần đạt được mục tiêu chiến lược về sản lượng cấp
khí, đảm bảo cung cấp ổn định nguồn khí cho Trung tâm Điện Lực Ômôn (Nhà
máy Điện Ômôn 1, 2, 3, 4 và Trà Nóc) và Cà Mau 2 với tổng công suất khoảng
3.600 MW;
- Hoàn thiện cơ sở hạ tầng khí khu vực Tây Nam Bộ, phát triển đồng bộ từ khâu
đầu tới khâu cuối của hệ thống khí. Đồng thời, tạo tiền đề cho phát triển hệ thống
đường ống nối mạng Đông Tây;
- Tạo cơ sở hạ tầng để kích thích phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên nhằm bảo
đảm nguồn khí cho thị trường nội địa.
Hệ thống đường ống bao gồm tuyến ống dưới biển dài 246 km vận chuyển khí từ
Lô B48&52 vào bờ. Sau đó, khí sẽ được xử lý tại GPP Cà Mau rồi theo tuyến ống trên
bờ dài 152 km đến các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vực Cần Thơ.