Môn các sản phẩm dầu mỏ tìm hiểu khí thiên nhiên và khí đồng hành

BỘ CÔNG THƯƠNG
ĐẠI HỌC CÔNG NGHIỆP TP. HỒ CHÍ MINH
CƠ SỞ ĐÀO TẠO MIỀN TRUNG
KHOA CÔNG NGHỆ
MÔN CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ
ĐỀ TÀI: TÌM HIỂU KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH
GVHD: Ths. Vy Thị Hồng Giang
SVTH: Nhóm 5
Quảng Ngãi, tháng 10 năm 2014

MỤC LỤC
1. THÀNH PHẦN VÀ CÁC ĐẶC TÍNH
Thành phần chủ yếu: CH
4
chiếm chủ yếu 93 -99% còn lại gồm có C
2
H
6
, C
3
H
8
, C
4
H
10
,
CO
2
, N
2

, He, Ar, H
2
S… Khí tự nhiên được khai thác từ các mỏ khí, còn khí đồng hành
được lẫn cũng với dầu thô khi khai thác dầu khí.
Trong thành phần khí đồng hành thì hàm lượng khí metan vẫn chiếm đa số nhưng
ít hơn khí không đồng hành, các cấu tử propan và butan chiếm một lượng đáng kể.
Thành phần những cấu tử cơ bản trong khí thay đổi trong một phạm vi khá rộng tùy
theo các mỏ dầu khai thác khác nhau. Khí đồng hành thì có tỷ số so với không khí là lớn
hơn 1 Khí đồng hành và khí tự nhiên (khí không đồng hành) được khai thác từ trong
lòng đát là hỗn hợp các hydrocacbon của dãy metan gồm có: metan, etan, propan,
butan,… Ngoài ta còn có một số khí khác như CO
2
, H
2
S, He, N
2
,… số lượng và hàm
lượng, vì vậy nó nặng nên khi thoát ra ngoài thường tập trung ở sát mặt đất trong các
hốc rãnh.
Khí tự nhiên (còn gọi là khí không đồng hành) được khai thác từ các mỏ khí,
thành phần chủ yếu là khí metan (chiếm đến 99% theo thể tích), các mỏ khí tự nhiên
thường là các túi khí nằm sâu dưới lòng đất.
Khí condensate là phần cuối của khí và đầu của dầu nên tỷ lệ theo phần trăm thể
tích các cấu tử C3, C4 chiếm một lượng lớn, khí có màu vàng rơm.
2. CHẾ BIẾN SỬ DỤNG KHÍ TỰ NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH THẾ GIỚI VÀ
Ở VIỆT NAM
các cấu tử tử thay đổi theo những khoảng rộng.
Metan là thành phần chính trong khí tự nhiên, được sử dụng chủ yếu làm nhiên liệu
cho lò nung và nồi hơi. Etan, propan, butan và các hydrocacbon nặng dùng chủ yếu cho
công nghiệp hóa hữu cơ, Vì vậy cộng hòa liên bang Nga và các nước công nghiệp phát

triển, việc sử dụng hợp lý các hydrocacbon có ý nghĩa rất to lớn.
Khí đồng hành hay khí tự nhiên là nguồn cung cấp chính cung cấp các nguyên liệu
quan trọng cho công nghiệp hóa học và hóa dầu, ví dụ etan
Mỹ đã chế biến 40 % etylen phục vụ cho sản xuất nhựa tổng hợp, oxit etylen, chất hoạt
động bề mặt, nhiều sản phẩm và bán sản phẩm hóa học khác (Ngày nay người ta đánh
giá mức độ phát triển công nghiệp tổng hợp hữu cơ theo tổng sản lượng và nhu cầu
etylen). ở Mỹ sử dụng etylen với hiệu quả cao vào những năm 60 của thế kỷ trước nên
sản xuất etan đã tang 24 – 31 %. ở Mỹ và Canada, để vận chuyển etan người ta đã xây
dựng những hệ thống đường ống dẫn khí khổng lồ. Ví dụ năm 1977 đã hoàn thành việc
xây dựng đường ống dài gẫn 3000 km để vận chuyển etan, etylen, propan và butan từ
miền Tây sang miền Đông Canada và cả sang Mỹ (công suất của đường ống là 2,2 …
2,4 triệu tấn/năm, áp suất làm việc 10 MPa). Ở các nước Tây Âu, sau khi tìm được các
mỏ khí tự nhiên lớn đã tang cường sự quan tâm đến nguyên liệu nhiệt phân nhẹ, bởi vì
sử dụng etan trong công nghiệp hóa học và công nghiệp hóa dầu hiệu quả và có được sự
cân bằng giữa sản xuất và nhu cầu etylen.Mặt khác butadiene và các sản phẩm phụ khác
của quá trình nhiệt phân benzin cũng là nguyên liệu rất cần thiết.
Việc sử dụng etan cho phép giảm đầu tư và sản xuất etylen, rút ngắn dducowj
thời hạn xây dựng các dây chuyền công nghệ hóa học và hóa dầu khép kín (etylen –
polyetylen – etylen- rượu etylic…) bởi vì khi nhiệt phân etan cho hiệu suất sản phẩm
phụ tối thiểu( hiệu suất etylen từ etan là 70%, từ benzin là 27%, từ gasoline là 15%).
Thực tế nhiều nước trên thế giới cho thấy rang với trữ lượng dầu khí tự nhiên lớn,
có thể tổ chức sản xuất ở quy mô lớn có lợi nhuận cao các sản phẩm etan, khí hóa lỏng
LPG, LNG, các hydrocacban khác và nhiên liệu cho động cơ. Do hiệu quả cao của
nhiên liệu khí và sự quan tâm ngày càng đến các sản phẩm của nó trên thị trương thế
giới, nhiều nước khai thác dầu khí đã xây dựng, mở rộng và trang bị lại các nhà máy
chế biến khí.
Trong những năm gần đây các nước Trung Đông ( Iran, Ả rập Xeureut, Baren…)
dự định hoàn thành chương trình về khai thác chế biến và vận chuyển khí đồng hành
với tổng giá trị khoảng 33 tỷ USD. Người ta cho rằng điều đó cho phép xuất khẩu
khoảng 46 triệu tấn LPG mỗi năm.

Một trong những vấn đề của chương trình là xây dựng những nhà máy có công
suất lớn sản xuất etylen, polyetylen, styrene và các sản phẩm hóa dầu khác. Ả Rập Xeut
dự định sẽ đạt 8% tổng sản lượng thế giới về những sản phẩm đó. Trong những năm
1978, ở các nước tư bản (trừ Mỹ) đã đầu tư 3,2 tỷ USD cho các nhà máy chế biến khí,
chiếm khoảng 50% tổng số đầu tư cho công nghiệp chế biến dầu.
Khí tự nhiên và khí đồng hành không chỉ là nhiên liệu và nguyên liệu để sản xuất
etan , propan và các hợp chất khác. Khi làm sạch và chế biến khí người ta còn nhận
được một lượng lớn lưu huỳnh, heli và một số sản phẩm vô cơ khác cho nhiều ngành
kinh tế quốc dân. Canada là nước đứng thứ 2 trong số những nước phát triển về sản xuất
các hợp chất chứa lưu huỳnh từ công nghiệp chế biến khí tự nhiên. Mỹ đứng thứ đầu về
sản xuất heli, một trong những sản phẩm quan trọng trong nghiên cứu vũ trụ, nghiên
cứu khí quyển, kỷ thuật thâm lạnh,sắc ký, ….
Ở Mỹ có 12 nhà máy sản xuât khí heli với tổng sản lượng 135 triệu m
3
/năm. Nhu
cầu về heli năm 1980 là 35 triệu m
3
/năm, đến năm 1999 là 60 triệu m
3
/năm. Theo
chương trình quốc gia dài hạn, toàn bọ heli dư thừa từ các nhà máy chế biến khí được
bảo quản dưới lòng đất cho đến khi trữ lượng khí heli từ khí tự nhiên và đồng hành cạn
kiệt sẽ mang ra sử dụng, bởi vì tách heli từ không khí có chi phí cao hơn rất nhiều.
Trong những năm gần đây, ở những nước có xu hướng tang công suất các nhà
máy chế biến khí. Tại các nhà máy chế biến khí mới xây dựng, người ta đã lắp đặt các
thiết bị mới thực hiện đồng thời một vìa quá trình công nghệ chế biến khí. Có những
nhà máy tại đó có các quá trình công nghệ cơ bản được thực hiện trong một lock. ở Mỹ
và Canada đã có dây chuyền công nghệ với công suất 4 tỷ m
3
/năm nhờ đó đã giảm được

vốn đầu tư, giảm nhân công phục vụ và tăng độ tin cậy lên của các nguyên công trong
các nhà máy chế biến khí. Tăng công suất các nhà máy chế biến khí đã tăng nhịp độ
phát triển của công nghiệp chế biến khí. Điều đó còn phụ thuộc rất nhiều vào nhiều yếu
tố như/; công nghệ, chế tạo thiết bị, vấn đề khai thác và vận chuyển khí, sử dụng
nguyên liệu và sản phẩm.Đó là những vấn đề rất phức tạp, để giải quyết cần phải xuất
phát từ điều kiện sử dungjhowpj lý nguồn tài nguyên khí.
Cho đến nay ở việt Nam đang khai thác 6 mỏ dầu và 1 mỏ khí hình thành 4 cụm
khai thác dầu khí quan trọng:
• Cụm thứ nhất nằm ở Đồng bằng Bắc Bộ, gồm nhiều mỏ khí lớn nhỏ,,, trong
đó có mẫu Tiền Hải – “C” trử lượng 250 tỷ m
3
khí đã bắt đầu khai thác từ
tháng 12 năm 1981 với trên 450 triệu mét khối khí phục vụ cho công nghiệp
địa phương. Với các phát triển trong khu vực này, đây là cơ sở nguyên liệu
cho công nghiệp khí ở các tỉnh phía Bắc.
• Cụm mỏ khí thứ 2 thuộc vùng biển Cửu Long, gồm 4 mỏ chính: Bạch Hổ,
Rồng, Rạng Đông và Ruby, đây là cụm quan trọng nhất hiện nay, cung cấp
đến 96% sản lượng dầu khí cả nước.
Hiện nay ở Bạch Hổ và Rồng đã có 21 giàn khoan khai thác lớn nỏ đang hoạt động
với hơn 100 giếng khoan và bơm ép. Khí đồng hành từ đố được thu gom và đương vào
bờ bằng đường ống dài 110 km.
- Tháng 4 năm 1995 cung cấp 1 triệu mét khối khí/ngày cho nhà máy Bà Rịa.
- Năm 1997 tăng lên 2 triệu, rồi đến 3 triệu mét khối khí/ngày cung cấp cho nhà
máy điện Phú Mỹ 2,1 và Phú Mỹ mở rộng .
- Tháng 10 năm 1998 nhà máy xử lý khí đầu tiên Dinh Cố ddath mức thiết kế 4,2
triệu mét khối khí/ngày.
- Tháng 112 năm 1998 bắt đầu sản xuất LPG. Hiện nay, mỗi ngày nhà máy Dinh
Cố gom, nén, xử lý khí đạt mức 4,6 – 4,7 triệu mét khối/ngày ( khoảng 1,5 tỷ mét
khối/năm) để sản xuất hớn 800 triệu tấn LPG, 350 tấn Condensate.
- Đồng thời ở khu vực này cũng đã và đang nghiên cứu tăng công suất ching của

hệ thống lên trên 2 tỷ mét khối khí/năm.
• Cụm thứ 3 ở vùng biển Nam Côn Sơn gồm mỏ dầu Đại Hùng đang khai thác
và các mỏ khí đã phát hiện quang khu vực xung quanh là Lan Tây, Lan Đỏ,
Hải Thạch, Mộc Tinh và mỏ dầu khí Rồng Đôi Tây… đang được chuẩn bị đưa
vào khai thác.
Riêng mỏ Lan Tây, Lan Đỏ với trữ lượng xác minh là 58 tỷ mét khối khí sẽ cung
cấp lâu dài ổn định ở mức 2,7 tỷ mét khối khí/năm.
Trong vài năm tới đây khu vực này sẽ là cụm khai thác và cung cấp khí lớn nhất
Việt Nam, đảm bảo cung cấp đến 5- 6 tỷ mét khối khí /năm.
Cum mỏ dầu khí CỬu Long và Nam Côn Sơn có thể cung cấp hơn 6 8 tỷ mét
khối khí/năm cho cụm công nghiệp dầu khí Bà Rịa – Phú Mỹ và Dung quất.
• Cụm khai thác thứ 4 là tại thềm lục địa tây Nam bao gồm Bunga Kekwa- Cái
Nước đang được khai thấc dầu, mỏ Bunga Orkid, Bunga Parkma, Bunga RaYa
tại khu vực thỏa thuận thương mại giữa Việt Nam- Malaysia sẽ là khu vực
khai thác và cung cấp khí lớn thứ 2 và là cơ sở đảm bảo cho sự phát triển công
nghiệp dầu khí ở Cà Mau- Cần Thơ.
Nói chung khí tự nhiên và đồng hành ở Việt Ban chứa rất H
2
S (0,02 g/m
3
) nên là
loại khí sạch, rất thuận lợi cho chế biến và sử dụng, annn toàn với thiết bị sử dụng và
không gây ô nhiễm môi trường.
Với tiềm năng về khí khá phong phú như vậy nước ta có điều kiện phát triển công
nghiệp dầu khí trên toàn diện tích lành thổ. Khai thác và sử dụng hợp lý nguồn tài
nguyên thiên nhiên quý giá này, trong tương lai ngành công nghiệp dầu khí sẽ là ngành
phát triển mạnh, đống góp đáng kể vào sự phát triển của đất nước.
3. CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT LPG, LNG, CNG
Từ nguồn nguyên liệu khí có thể nhận được các sản phẩm khí khô, khí tự nhiên nén
(CNG), khí tự nhiên hóa lỏng (LNG), khí đồng hành hóa lỏng (LPG) và condensate.

Sau đây là một số tìm hiểu về công nghệ sản xuất LPG, CNG, LNG
3.1. Công nghệ sản xuất LPG
3.1.1. Tính chất của LPG
Khí đồng hành hóa lỏng (Liquefied Petroleum Gas) được viết tắt là LPG có thành
phần chủ yếu là các hydrocacbon dạng paraffin: propan, propylene, butan, butylene.
Bên cạnh đó xuất hiện dạng viết vết của etan, etylen, pentan…ngoài ra còn có thể có 1
số hydrocacbon olefin, tùy thuộc vào nguyên nguyên liệu chế biến.
Ở điều kiện thường LPG tồn tại ở trạng thái hơi. LPG có tỷ số giãn nở lớn: Một đơn
vị thể tích gas lỏng có thể tạo ra tương đương 250 đơn vị thể tích gas hơi.do trong thực
tế việc tồn trữ và bao quản, vận chuyển LPG được hóa lỏng bằng cách nén vào các bình
chịu áp ở nhiệt độ thường hay hóa lỏng bằng làm lạnh ở áp suất thường.
Propan và butan ở dạng khí ở điều kiện thông thường, thường được nén thành trạng
thái lỏng để vận chuyển và dự trữ. Sự giãn nỡ nhiệt của LPG lỏng rất lớn (lớn gấp 15-
20 lần so với nước và lớn hơn rất nhiều so với sản phẩm dầu mỏ khác). Do đó các bình
chứa, bồn chứa LPG chỉ được chứa khoảng 80-85% dung tích toàn phần để có không
gian cho LPG lỏng giãn nỡ khi nhiệt độ tăng. Khi hóa lỏng LPG luôn luôn sôi ở nhiệt
dộ thường. Nếu giảm áp suất hoặc tăng nhiệt độ đều có thể làm cho LPG sôi và tạo hơi.
Khi chuyển pha 1 đơn vị thể tích lỏng có thể tạo ra được 250 đơn vị thể tích hơi.
Điều nay mang một ý nghĩa kinh tế rất lớn so với các loại khí nén khác, vì chỉ cần 1 ít
không gian tồn trữ và vận chuyển một đơn vị thể tích LPG hơi có tốc độ bay hơi nhanh
và lan tỏa trong không khí. Giới hạn cháy nổ của hơi gas trong không khí là rất hẹp tử
1,5 -10 % thể tích. Chính vì vậy vấn đề an toàn chống cháy nổ LPG cần đặc biệt chú
trọng.
Giới hạn cháy nổ của LPG trong hỗn hợp không khí – khí nhiên liệu được trình bày
ở bảng 2:
STT Nhiên liệu Giới hạn cháy nổ
dưới (% Thể tích)
Giới hạn cháy nổ
trên (% Thể tích)
1

2
3
4
5
6
7
Propan
Butan
Khí than
Khí than ướt
Hydro
Axetylen
Xăng
2,2
1,8
4,0
5,0
4,0
2,5
0,5
10,0
9,0
29,0
46,0
75,0
80,0
7,0
Thành phần hóa học của LPG chhur yếu là propan và butan, sẽ quyết
định đến nhiệt trị của LPG. Hàm lượng propan càng nhiều thì áp suất
càng cao và nhiệt trị càng lớn. Nhiệt trị của LPG so với một số nhiên

liệu khác được trình bày ở bảng 3:
Bảng 3: Nhiệt trị của LPG và một số nhiên liệu khác
STT Nhiên liệu,
năng lượng
Nhiệt lượng có
ích, kcal/kg
Nhiệt lượng toàn
phần, kcal/kg
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Propan
Butan
Axetylen
Hydro
Dầu FO
Dầu DO
Dầu hỏa
Xăng
Than củi
Than cốc
Điện năng

11.080
10.930
11.530
28.800
9.880
10.250
10.400
10.500
7.900
5.800
8.600 kcal/kWh
12.030
11.830
11.950
34.000
10.500
10.900
11.100
11.300
8.050
5.850
8.600 kcal/kWh
Trong đó:
- Nhiệt lượng toàn phần; tổng nhiệt lượng sinh ra trong quá trình cháy hoàn toàn
- Nhiệt lượng có ích = nhiệt lượng toàn phần – Nhiệt lượng cần cung cấp để hóa
hơi sản pahamr phụ của phản ứng cháy (nước).
Một cách tương đối có thể so sánh: Nhiệt lượng của 1 kg hơi LPG cung cấp bằng
14 kWh điện năng, bằng nhiệt lượng của 1,5 lít dầu hỏa.
Nhiệt độ tự bốc cháy đặc trưng của một số loại nhiên liệu tại áp suất khí quyển
(Trong không khí hoặc oxy) được trình bày ở bảng 4:

Bảng 4: Nhiệt độ tự bắt cháy của một số nhiên liệu tại áp suất khí quyển
STT Cấu tử Trong không khí Trong oxy
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Propan
Butan
Axetylen
Hydro
Dầu DO
Xăng
Dầu hỏa
Than cốc
metan
400-580
410-550
305-500
550-590
250-340
280-430
>250
425-650
630-750
470-575

280-550
295-440
560
>240
>240
>240
>240
800
Nhiệt độ của ngọn lửa của LPG và một số nhiên liệu khác đươc trình bày ở bảng
5:
Bảng 5: Nhiệt độ ngọn lửa của một số loại nhiên liệu
STT Nhiên liệu Nhiệt độ ngọn lửa
Trong không khí Trong oxy
Tính toán Đo Tính toán Đo
1
2
3
4
5
Propan
Butan
Axetylen
Hydro
Metan
2.000
2.000
1.960
1.990
1.930
1.900

2.325
2.045
1.925
2.850
2.850
3.200
2.980
2.800
2.740
3.150
2.660
2.720
Trị số octan của LPG là rất cao. Trị số octan của propan và butan theo tiêu chuẩn
ASTM được trình bày ở bảng 6.
Bảng 6: trị số octan của propan và butan
Thành phần LPG Trị số octan ASTM
Phương pháp động cơ
D- 357
Phương pháp nghiên
cứu D-980
Propan
Butan
99,5
89,1
111,4
94,0
LPG có độ nhớt rất thấp, ở 20
o
C độ nhớt của LPG là 0,3 cSt. Do vậy LPG có tính
linh động cao, có thể bị rò rỉ, thẩm thấu ở những nơi mà nước và xăng không rò

rỉ nên dễ làm hỏng dầu mỡ bôi trơn tại các vị trí làm kín không tốt,
LPG hoàn toàn không gây độc cho con người, không gây ô nhiễm môi trường.
Khi bị rò rỉ ra ngoài môi trường sẽ chiếm chỗ không khí và gây ngạt do thiếu oxi.
LPG còn là nhiên liệu rất sạch,: Hàm lượng lưu huỳnh thấp (dưới 0,02%) khi
cháy chỉ tạo ra CO2 và hơi nước, lượng khí độc SO2,H2S, CO của quá trình cháy
là rất nhỏ, không gây ảnh hưởng đến môi trường.
LPG ở thể lỏng và hơi đều không màu, vì lý do an toàn nên trộn vào LPG đuợc
pha them chất tạo mùi để dễ phát hiện khi rò rỉ. Các nhà sản xuất trộn vào LPG
những chất tạo mùi đặc trưng. Theo đa số các tiêu chuẩn về an toàn, chất tạo mùi
và nồng độ pha chế phải thích hợp sao cho có thể phát hiện được trước chổ hơi rò
đạt nồng độ 1/5 giới hạn nổ dưới. Khi trong không khí có khoảng 5% hơi LPG đã
có thể ngửi được thấy mùi. LPG thương phẩm thường được pha them chất tạo
mùi etyl mecaptan vì khí này có mùi đặc trưng,hòa tan tốt trong LPG,không độc,
không gây ăn mòn kim loại và tốc độ bay hơi của nó gần giống LPG.
LPG được sử dụng trong nhiều lình vực công nghiệp và dân dụng:
- Sử dụng trong dân dụng: nhiên liệu cho các bếp gas, lò nướng thay thế cho điện
trong các bình đun nước nóng trong gia đình, trong các hệ thống sưởi ấm nhà ở,
chiếu sang, giặt là….
- Sử dụng LPG trong các nhà hàng: sử dụng cho các bếp gas công nghiệp, lò
nướng, đun nước nóng,…cho các lò nướng công nghiệp với công suất lớn, cho
các bình nước nóng trung tâm ( cung cấp nước nóng cho hệ thống).
- LPG được sử dụng rộng rãi trong rất nhiều ngành công nghiệp: Gia công kim
loại, hàn cắt ghép.nấu và gia công tủy tinh, lò nung sản phẩm silica. Khử trùng đồ
hộp,lò đốt rác, sấy màng sơn, bản cực ắc quy.
- Sử dụng sấy nông sản, ngủ cốc thuốc lá, sấy chè, sấy café, lò ấp trứng, đốt cỏ,
sưởi ấm nhà kính,
- LPG là một nhiên liệu lý tưởng thay thế cho xăng cho động cơ đốt trong vì trị số
octan rất cao mà giá thành lại rẻ hơn, ít ô nhiễm môi trường hơn, đơn giản hóa
cấu tạo động cơ.
- LPG được sử dụng rỗng rãi trong công nghiệp tổng hợp hữu cơ và hóa dầu như:

sử dụng trong công nghiệp tinh chế và sản xuất dầu nhờn, làm nguyên liệu cho
sản xuất các monomer để tổng hợp các polymer trung gian như Polyetylen,
Polyvinylclorua, polypropylene,…
Theo số liệu thống kê nhu cầu LPG ở Việt Nam đang tăng với tốc độ khá nhanh.
Bảng 7: Chỉ tiêu chất lượng LPG thương phẩm
Các chỉ tiêu chất lượng thương phẩm Phương pháp thử Mức quy định
1. Tỷ trọng
Speccific Gravity 60/60
o
F max
ở 15/4
o
F max
ASTM – D.1657
0,5531
0,5533
2. Áp suất hơi 37,8
o
C, kPa ASTM – D.2598 480-820
3. Thành phần, % mol
Etan
Propan
Butan
ASTM – D.2163
0,2 – 1
30 – 40
60 – 70
4. Ăn mòn đồng 37,8
0
C ASTM – D.1838 N-1

5. Nhiệt trị, kcal/kg ASTM – D2598 9,552 – 13,134
6. Lưu huỳnh, ppm, max ASTM – D.2784 170
7. Nước tự do KHÔNG
Công nghệ sản xuất LPG
LPG được sản xuất theo 2 nguồn nguyên liệu chính :
• Từ khí tự nhiên và khí đồng hành. Trong trường hợp này các cấu tử chính
trong LPG chủ yếu là các Hydrocacbon no: propan, n-butan và isobutan. Trên
thế giới tổng sản lượng LPG thu được từ khí đồng hành chiếm 62%.
• LPG nhận được từ các quá trình chế biến dầu thô. Thành phần LPG bao gồm
cả những hợp chất no (propan, n- butan, isobutan) và cả những hợp chất
không no như propen và buten.
a. Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp nén
Sản phẩm hơi từ đỉnh tháp cất phân đoạn được nén đến 1,2 đến 1,5 MPa
nhờ máy nén và kết hợp với các sản phẩm ngưng tụ đỉnh tháp. Những dòng
này được làm mát đến 40
o
C bằng không khí hoặc nước, sau đó được
chuyển trực tiếp đến tháp phân ly. Pha khí ở tháp phân ly có thành phần
chủ yếu là etan được dùng khí nhiên liệu. Pha lỏng từ tháp phân ly đi qua
tháp tách etan, sản phẩm từ đỉnh tháp tách etan tuần hoàn lại tháp phân
ly.Còn sản phẩm lỏng từ tháp tách etan là LPG được chưng tách thành hai
sản phẩm propan và butan trong tháp tách propan,
b. Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp làm lạnh
Một phần của khí nguyên liệu được trao đổi nhiệt tại reboier của tháp tách
etan, phần còn lại được trao đổi nhiệt với sản phẩm khí từ tháp tách etan.
Hai dòng khí nguyên liệu sau đó kết hợp với nhau và đi vào tháp phân ly.
Dòng lỏng từ tháp phân ly được đi qua van tiết lưu giảm áp suất , nhiệt độ
được giảm xuống và đi vào tháp tách etan. Dòng khí đi từ tháp phân ly
được giảm áp nhờ tuoocsbin. Sự giản nỡ qua tuoocsbin làm giảm nhiệt độ
dòng khí xuống đến -90

o
C. Khí nhận được từ đỉnh của tháp tách etan có
thành phần chủ yếu là etan và metan, qua máy nén và dẫn vào đường ống
dẫn khí chính.
Sản phẩm nhận được là khí khô, LPG và xăng tự nhiên, nhờ quá trình
chưng cất phân đoạn tiếp theo sẽ thu được các sản phẩm theo yêu cầu.
c. C
ô
n
g
nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp hấp phụ
Các chất hấp phụ thường dùng là silicagel, than hoạt tính, oxit nhôm,
Hệ thống gồm 3 tháp hấp phụ, làm việc theo chu kì. Tháp có cấu trúc
gồm 3 phần: tháp số 1 là tháp hấp phụ, tháp thứ hai là tháp làm nguồn,
tháp thứ 3 là tháp tái sinh chất hấp phụ. Ba tháp này sẽ làm việc luân
phiên trong các chu kì tiếp theo.
Dòng khí nguyên liệu đi qua tháp đựng chấp hấp phụ, tịa đó hydro-
cacbon nặng được hấp phụ. Một dòng khí khác được nén ở máy nén và
đi vào đáy của cột đựng chất hấp phụ, cột này được làm nguội. dòng khí
từ tháp làm nguội được chuyển đến lf đốt và được làm nóng đến 300
o
C
rồi chuyển trực tiếp vào nhả hấp phụ để tách hydrocacbon nặng, khí tái
sinh từ tháp nhả hấp phụ được quay trở lại sau khi làm lạnh trong tháp
phân ly. Từ đây thực hiện quá trình chưng cất phân đoạn để được LPG
và sản phẩm xăng tự nhiên.
i. Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp hấp thụ
Nguyên liệu đươc đưa vào tháp chưng cất phân đoạn, tại đây phần nhẹ
(C2, C3, C4) đi lên trên đỉnh tháp, được nén đến ngưng tụ, qua tháp
tách etan. Phần LPG (C3,C4) được tách ra ở đáy tháp. Tại đỉnh tháp thu

được etan còn lẫn C3, C4 tiếp tục qua tháp hấp thụ, phần C2+ được tách
ra ở đáy tháp và tuần hoàn trở lại tháp chưng cất phân đoạn. Từ đỉnh
tháp hấp thụ nhận được sản phẩm etan.
ii. Công nghệ thu hồi LPG ở nhà máy LNP
Trong các nhà máy sản xuất LNP, sản phẩm đỉnh tách C1 đưa đi hóa
lỏng sản xuất LNG, còn sản phẩm đáy của quá trình chưng cất C1 được
đưa qua tháp chưng cất tách C2 nhằm thu được sản phẩm LPG từ đáy
tháp.
3.1.2. Công nghệ sản xuất LNG
Khí tự nhiên hóa lỏng (Liquefied Natural Gas viết tắt là khí LNP) nhận được
bằng cách làm lạnh khí đến nhiệt độ -260
O
F ở áp suất khí quyển. LNG nhận
được từ quá trình hóa lỏng là một dạng khí tự nhiên rất sạch, trong thành phần
của nó không có nước, không có hoặc rất ít các tạp chất như H2S, CO2, thủy
ngân, các hydrocacbon nặng bởi vì điều kiện nhiệt độ này, sự có mặt các tạp
chất tỏng LNG sẽ làm cho sản phẩm có chất lượng xấu, quá trình sản xuất sẽ
gặp rất nhiều khó khăn,
LNG có nhiệt trị gấp 600 lần nhiệt trị của khí tự nhiên bình thường khi so
sánh ở cùng một đơn vị thể tích, điều này nghĩa là 1 mét khối LNG tương
đương với 600 mét khối khí tự nhiên ở cùng điều kiện bình thường. Nhờ tính
chất này mà người ta chọn giải pháp hóa lỏng khí tự nhiên thành LNG trước
khi vận chuyển nó đến những vùng mà không có đường ống đi qua, lúc này
LNG sẽ được chứa trong các bình đông lạnh sẽ được vận chuyển dễ dàng bởi
xe tải hay tàu thủy tới các vùng có nhu cầu sử dụng khí tự nhiên. LNG được
sử dụng làm nguyên liệu cho ngành tổng hợp hữu cơ, làm nguyên liệu đốt lò
cho các nhà máy công nghiệp và làm nhiên liệu cho các phương tiện giao
thông vận tải. Hiện nay, LNG còn được sủ dụng làm nguyên liệu cho sản xuất
CNG – một dạng nhiên liệu vận tải thay thế khác đang được sử dụng phổ
biến.

Tùy thuộc vào quảng đường vận chuyển khí mà người ta lựa chọn vận
chuyển khí phù hợp.
Tháng 12 năm 2002, Tổng công ty dầu khsi Việt Nam và hang BP của Anh đã
vận hành nhà máy xử lý khí tự nhiên GUP (Gas Utility Plant) tại Dinh Cố sử
dụng nguyên liệu khí tự nhiên từ các mỏ Lan tây – Lan Đỏ bằng đường ống
dẫn dài 400 km đường kính 26 inch cập bờ tại trạm van Long Hải. sản phầm
của nhà máy chủ yếu là C1 sẽ được đưa đến trạm khí thấp áp Phú Mỹ để cung
cấp cho các khách hàng, còn condenstales được dẫn sang bồn chứa tại kho
cảng Thị Vải.
Để hóa lỏng khí tự nhiên có nhiêt độ sôi thấp, khí tự nhiên phải được làm lạnh
xuống nhiệt độ điểm sương. Nhiệt độ ngưng tụ tại áp suất đã cho đối với mỗi
cấu tử chính của khí tự nhiên được cho ở bảng 9
Theo bảng trên ứng với mỗi áp suất thì nhiệt độ hóa lỏng của một cấu tử nào
đó là khác nhau. Do vậy, để hóa lỏng khí tự nhiên thì ta cần phải làm lạnh đến
nhiệt độ sôi của cấu tử có nhiệt độ sôi thấp. Trong khí tự nhiên metan có nhiệt
dộ sôi là – 161,49
o
C ở áp suất khí quyển. Vì vậy nếu hóa lỏng ở áp suất khí
quyển thì phải làm lạnh đến -162
o
C thì khí mới hóa lỏng hoàn toàn.
Có các chu trình như sau:
- Chu trình làm lạnh giản nỡ song song 3 tác nhân lạnh
- Chu trình lạnh sử dụng 1 tác nhân lạnh
- Chu trình làm lạnh có gia nhiệt trước khi giản nở tuốcbin
- Chu trình làm lạnh tổ hợp Liquefin
- Chu trình giản nỡ làm lạnh độc lập
3.1.3. Công nghệ sản xuất CNG
Khí tự nhiên nén (Compressed Natural Gas được viết tắt là CNG) nhận được
khi nén khí tự nhiên ở điều kiện nhiệt độ phòng và áp suất cao 3000 đến 3600 psi

(20-25 MPa)
Các động cơ dùng khí tự nhiên làm nhiên liệu đã được sử dụng ở Châu Âu trong
suốt cuộc chiến tranh thế giới thứ nhất và được sử dụng ở Châu Mỹ từ giữa
những năm 1930.
Từ những năm 1980 của thế kỷ 20, CNG đã được nghiên cứu và đưa vào
sử dụng rộng rãi làm nhiên liệu vận tải ở nhiều quốc gia trên thế giới. Những
quốc gia đi đầu trong lĩnh vực này là New Zealand, CHLB Nga, Arhentina,
Canada, Italya và Mỹ.
Bảng 10 cho ta thấy số lượng xe chạy bằng CNG ở một số quốc gia trên thế giới
năm 1987.
Quốc gia Số lượng xe chạy bằng CNG
Pháp
Italya
Canada
Mỹ
2.000
300.000
15.000
30.000
Từ những năm 90 của thế kỷ 20, số lượng xe chạy bằng CNG tăng vọt. Bảng 10
cho thấy số lượng xe chạy bằng CNG tính trên 1 triệu dân ở một số quốc gia với
công nghệ CNG phát triển mạnh nhất, số liệu này được thông báo tử năm 1994.
Đến năm 2008 thì trên thế giới có trên 7 triệu xe ô tô sử dụng nhiên liệu CNG,
trong đó các quốc gia sử dụng nhiều nhất là Arhentina, Brazin, Pakistan, Italya,
Ấn Độ, Trung Quốc, Thái Lan và Iran. Các nước Nam Mỹ chiếm 48% thị phần
toàn cầu.
Từ năm 2002 thì ở Mỹ đã có những đầu tàu hỏa chạy bằng nhiên liệu CNG.
Bảng 11: Số xe chạy CNG tính trên 1 triệu dân của một số nước
Quốc gia Số xe chạy bằng CNG trên 1 triệu
dân

New Zealand
Arhentina
CHLB Nga
Canada
Italya
Mỹ
Australia
Hà Lan
19.354
3.597
1.125
1.101
412
132
43
21
ở Việt Nam, năm 2009 đã có 2 trạm CNG được xây dựng ở Phú Mỹ (10 triệu mét
khối/năm) và Mỹ Xuân (15 triệu mét khối/năm), sử dụng 2 nguồn khí khô từ GPP
Dinh CỐ, với áp suất nén 250 at, sử dụng cho xe buýt.
3.1.4. Các tính chất của CNG
Khí tự nhiên có thành phần chủ yếu là methan với tỷ lệ metan chiếm 83 đến 99%.
Ngoài metan, trong khí tự nhiên còn chứa các hydrocacbon no cao hơn và một số
tạp chất như khí cacbonnic, nito và nước
Tính chất chống kích nổ của CNG được xác định khác với xăng. Đối với xăng,
tính chất này được xác định bằng chỉ số octan. Nếu dùng chỉ số octan để xác định
chỉ số kích nổ của CNG thì không thích hợp, bởi vì nhiên liệu khí chỉ có thành
phần từ C1 –C6 chứ không chứa thành phần C8. Khả năng chống kích nổ của khí
tự nhiên CNG được xác định bằng chỉ số metan (MN). Sự liên hệ chỉ số metan là:
Theo phương pháp MON xác định chỉ số octan là 100 thì chỉ số metan
tương ứng là 40.

Theo phương pháp RON thì xác định chỉ số octan là 130 thì chỉ số metan
tương ứng là 85.
CNG là một loại nhiên liệu ở dạng khí không màu, không mùi, không hòa tan
trong nước. CNG là một loại nhiên liệu có chỉ số octan cao (giá trị RON, MON
đều đạt trên 120).
CNG là một loại nhiên liệu có tỷ trọng bé nhất, loại nhiên liệu dễ bay hơi nhất, có
tỷ trọng của CNG ở 20,7 MPa chỉ đạt giá trị 170 kg/mét khối, trong khi giá trị
này của LPG là 500 kg/m
3
, của xăng là 740 kg/m
3
, của diesel là 860 kg/m
3
.
Nhiệt trị được tính theo đơn vị MJ/kg của CNG cao hơn nhiệt trị của tất cả các
nhiên liệu khác đang so sánh. CNG có nhiệt trị là 50 MJ/kg, LPG có nhiệt trị là
46,2 MJ/kg, xăng và diesel có nhiệt trị thấp hơn.Metanol là loại nhiên liệu có
nhiệt trị thấp nhất 20 MJ/kg.
CNG là loại nhiên liệu có nhiệt độ bốc cháy cao nhất khi so sánh với các nhiên liệu khác,nhiệt độ bốc cháy của CNG khoảng 550oC.Hệ số tỷ lượng
không khí – nhiên liệu tính theo khối lượng của nhiên liệu CNG cũng cao hơn các nhiên liệu khác, đối với CNG hệ số này đạt giá trị 17,21.
Các nhiên liệu LPG, xăng, diesel, etanol, methanol theo thứ tự lần lượt có các giá trị tỷ lượng không khí –nhiên liệu giảm dần. Metanol là
nhiên liệu có hệ số tỷ lượng không khí nhiên liêu nhỏ nhất, giá trị của nó là 6,46.
Các công nghệ sản xuất CNG
Tùy thuộc vào nguồn nguyên liệu sản xuất mà người ta chia làm 3 quá trình
công nghệ chính:
- Công nghệ sản xuất trực tiếp từ khí tự nhiên (phương pháp CCNG).
- Công nghệ sản xuât từ LNG (Phương pháp LCNG)
- CÔng nghệ sản xuất từ khí sinh học (Phương pháp BCNG)
4. TIỀM NĂNG KHÍ VIỆT NAM
Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí ở nước ta, phải kể đến là tiềm

năng nguồn khí. Việt Nam được thế giới nhìn nhận là một quốc gia dầu khí non trẻ
trong cộng đồng các quốc gia dầu khí trên thế giới. Con số ước tính về tiềm năng dầu
khí việt nam là 28 – 110 tỉ m
3
, rất là thấp so với kết quả thâm dò và tính toán hiện nay.
Theo Petro Việt Nam Gas Co: Tiềm năng nguồn khí Việt Nam ở bồn vùng trũng
chính là Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Mã Lai - Thổ Chu có khả năng cung
cấp khí vài thập kỷ tới.
Trữ lượng thực tế
(tỷ m
3
)
Trữ lượng tiềm năng
(tỷ m
3
)
Sông hồng 5,6 – 11,2 28 – 56
Cửu Long 42 – 70 84 – 140
Nam Côn Sơn 140 – 196 532 – 700
Ma lai - Thổ Chu 14 – 42 84 – 140
Các vùng khác 532 – 700
Tổng 201,6 – 319,2 1260 – 1736
Hiện nay khí thiên nhiên ở Việt Nam mới chỉ khai thác ở Tiền Hải. Ở thềm lục địa
phía nam đã phát hiện khí thiên nhiên ở mỏ Rồng, mỏ Lan Tây, Lan Đỏ và đã bắt đầu
đưa vào khai thác từ năm 2003.
Mỏ Tiền Hải (Thái Bình) là mỏ khí thiên nhiên trong đất liền được khai thác từ
năm 1981. Hàng năm cung cấp từ 10 – 30 triệu m
3
khí.
Ngoài các mỏ khí thiên nhiên thì phải kể đến lượng khí đồng hành từ các mỏ dầu,

nó cung cấp một lượng khí rất lớn.
Mỏ Bạch Hổ: là dạng mỏ khí đồng hành, đi kèm khi khai thác dầu, mỗi tấn dầu có
thể thu được 180 – 200 m
3
khí đồng hành. Từ tháng 5 năm 1995 đưa vào vận hành hệ
thống dẫn khí Bạch Hổ vào bờ từ 1 triệu tấn đến 2 rồi đến 3 triệu m
3
khí/ngày đêm
trong giai đoạn 1. Sau khi nhà máy Dinh Cố chính thức đi vào hoạt động tháng 10/1999
lưu lượng khí đưa vào bờ khoảng 4,7 triệu m
3
/ngày đêm. Vào cuối năm 2001 và đầu
năm 2002 sau khi lắp đặt them hệ thống máy nén vào đã nâng công suất xử lý khí của
nhà máy lên khoảng 5,7 – 6 triệu m
3
/ngày đêm.
Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máy chế biến Nam
Côn Sơn.
Ngoài khu vực trên, ở thềm lục địa miền trung cũng đã phát hiện một số mỏ khí
nhưng hàm lượng CO
2
có trong mỏ quá cao đến 75% trong đó hàm lượng hydrocacbon
không đáng kể. Vì vậy khi sử dụng thì không có hiệu quả kinh tế, nên các mỏ này
không được khai thác.
Thành phần khí đồng hành tới các mỏ dầu
Cấu tử Bạch Hổ Rồng Đại Hùng
C
1
71,59 76,54 77,25
C

2
12,52 6,98 9,49
C
3
8,61 8,25 3,83
iC
4
1,75 0,78 1,34
nC
4
2,96 0,94 1,26
C
5
+
1,84 1,49 2,33
CO
2
, N
2
0,72 5,02 4,5
Thành phần khí thiên nhiên ở Việt Nam
Các cấu tử Thành phần khí (% mol)
Tiền Hải Rồng (mỏ khí)
C
1
87,64 84,77
C
2
3,05 7,22
C

3
1,14 3,46
iC
4
0,12 1,76
nC
4
0,17
C
5
+
1,46 1,3
N
2
, CO
2
6,42 1,49
5. CÁC DỰ ÁN KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ
ĐỒNG HÀNH Ở VIỆT NAM
5.1. Dự án sử dụng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ
5.1.1. Giai đoạn 1a: (Fast Track):
Công trình đã được dự kiến liên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác nước
ngoài. Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế
tổng thể và cho phép triển khai công trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung
cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và một số
công trình hạng mục khác.
• Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ.
• Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch Hổ
• Đường ống đường kính 16” dài 124 km từ Bạch Hổ vào đến Bà Rịa
• Trạm xử lý khí Dinh Cố

• Trạm phân phối khí tại Bà Rịa
• Trạm điều hành trung tâm tại vũng tàu
Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các tổ hợp nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ cũng
được triển khai xây dựng.
5.1.2. Giai đoạn 1b: (Fast Track Extevision):
Giai đoạn sớm đưa khí vào bờ được mở rộng với việc lắp đặt các hạng mục:
• Giàn nén nhỏ tại giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ, hệ thống tách
khí sơ bộ…
• Các thiết bị trạm Dinh Cố, Bà Rịa được chuyển đổi phù hợp bổ sung.
• Đường ống dài khoảng 22 km từ trạm Bà Rịa đến Phú Mỹ.
• Trạm phân phối khí Phú Mỹ với dây chuyền công nghệ số 1, công suất 1 triệu m
3
khí/ngày đêm và 100% dự phòng được đưa vào hoạt động với phương án Bypass.
Hiện nay đã hoàn thành công nghệ số 2 và cung cấp 3 triệu m
3
khí/ngày đêm cho
nhà máy điện Phú Mỹ.
5.1.3. Giai đoạn 3:
Giàn nén trung tâm bắt đầu vận hành thương mại, cùng với việc lắp đặt cụm xử lý
khí tạm thời ở ngoài khơi, nâng cấp hệ thống công nghệ giai đoạn trước và mở rộng
thêm.
Hệ thống đã nâng công suất lên 3 triệu m
3
khí/ngày đêm với phương án tiếp nhận:
• Nhà máy điện Bà Rịa: 0,4 – 1,4 triệu m
3
khí/ngày đêm
• Nhà máy điện Phú Mỹ: 0,8 – 1,7 triệu m
3
khí/ngày đêm

Từ tháng 12/1998 giàn nén khí trung tâm bắt đầu vận hành ở chế độ ba tổ máy nén
cung cấp 4,1 triệu m
3
khí/ngày đêm cho nhà máy chế biến Dinh Cố. Hiện nay với sự
hoàn tất các công nghệ và mở rộng thêm thì lượng khí vào bờ cung cấp cho nhà máy
chế biến khí Dinh Cố là 4,7 triệu m
3
/ngày đêm và trong thời gian tới thì lượng này được
nâng lên 5,7 triệu m
3
/ ngày đêm.
5.2. Xây dựng nhà máy chế biến khí Dinh Cố:
Công việc xây dựng và vận hành nhà máy chế biến khí được phân ra theo từng giai
đoạn sau:
• Giai đoạn AMF: sản phẩm của nhà máy khí bao gồm khí thương mại (chưa tách
C
3
, C
4
) và condensate.
• Giai doạn MF: sản phẩm của nhà máy là khí thương mại (đã tách C
3
, C
4
), bupro
và condensate.
• Giai đoạn GPP: sản phẩm của nhà máy khí là khí C
1
,C
2

, C
3
, C
4
và condensate.
Song song với việc xây dựng nhà máy thì hệ thống ống dẫn và kho Cảng Thị Vải
cũng được xây dựng.
5.3. Dự án khí đốt Nam Côn Sơn:
Các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ là hai mỏ khí được BP phát hiện, thuộc hai khu vực
bể Nam Côn Sơn, cách Vũng Tàu 370 km về phía đông Nam. Trữ lượng hai mỏ này
khoảng 58 tỷ m
3
khí.
Dự án khí đốt Nam Côn Sơn được các bên petro VN, mobil, BHP, BP, Statoil xúc
tiến làm dự án khả thi trị giá dự kiến 500 triệu USD.
Việc khai thác khí sẽ được bắt đầu vào khoảng năm 2003, mỏ Lan Tây sẽ được
khai thác trước, vì có trữ lượng lớn hơn và cho phép khai thác khí nhiều hơn. Theo kế
hoạch đó cũng được xây dựng đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn, là đường ống dẫn khí
hai pha dài nhất thế giới, có 26” và 30”, áp suất vận hành là 160 bar, khí sẽ được tách
nước và làm khô tại giàn khai thác ngoài khơi. Như vậy khí và khí ngưng tụ sẽ được
đưa vào bờ tại Long Hải, sau đó được xử lý tại Dinh Cố.
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Thị Minh Hiền, Công nghệ chế biến khí, NXB Đại học bách khoa Hà
Nội,
2. Lê Văn Hiếu, Công nghệ chế biến dầu mỏ, NXB Khoa học kỉ thuât, 2008.
3. Đinh Thị Ngọ, Hóa học dầu mỏ và khí, NXB Khoa học kỉ thuật, 2006.
4. Dương Văn Dũng, Báo cáo thực tập tốt nghiệp nhà máy xử lý khí Dinh Cố, Đại
học công nghiệp thành phố Hồ Chí Minh, 2007.