Định hướng công nghệ công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ và mô phỏng phân xưởng làm khô khí trên giàn nén khí nhỏ

Mở Đầu
Hiện nay ngành công nghệ chế biến khí được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến
lược phát triển kinh tế của nước ta nhưng trong thực tế thì ngành công nghiệp này đang
phải đối dện với nhiều khó khăn và thử thách.khí là nguồn nguyên liệu vô cùng quý hiếm
gần như không thể tái sinh được, nó đóng vai trò quan trọng trong thời đại văn minh hiện
nay và trong vài chục năm nữa khi mà nguồn năng lượng khác vẫn chưa thay thế được
mọi sự biến động của cán cân cung và cầu của dầu khí,con người không dùng trực tiếp
khí thiên nhiên mà chế biến chúng thành các sản phẩm có tính chất kỹ thuật được chuẩn
hóa, nên phải có một tầm nhìn xa hơn cho ngành công nghiệp chế biến khí của nước ta.
Hàm lượng nước có trong khí thiên nhiên cần phải biết vì hơi nước có thể bị ngưng tụ
trong các hệ thống công nghệ xử lý sau này, hình thành các hydrat dễ đóng cục chiếm các
khoảng không trong các ống dẫn hay các thiết bị phá vỡ điều kiện làm việc bình thường
đối với các day chuyền vận chuyển và chế biến khí.
Dựa trên quá trình tìm hiểu và thu thập tài liệu cùng sự hướng dẫn tận tình của thầy Lê
Đình Chiển và bộ môn lọc hóa dầu, khoa dầu khí trường Đại học Mỏ Địa Chất em đã tiến
hành lựa chọn đề tài “Định hướng công nghệ công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ và mô
phỏng phân xưởng làm khô khí trên giàn nén khí nhỏ”.
Mục đích của đề tài này là tìm ra nguyên nhân để hạn chế dung môi mất mát hàng năm
và tìm ra thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sản phẩm mong muốn với giá trị cao
nhất.
Mục lục
Chương I: Tổng quan khí tự nhiên
1.1 Khái niệm, thành phần, phân loại
1.1.1 Khái niệm
1.1.2 Thành phần
1.1.3 Phân loại
1.2 Tình hình khai thác và trữ lượng khí
1.2.1 Tình hình khai thác khí
1.2.2 Trữ lượng khí
1.3 Nguồn cung cấp khí
1.3.1 Dự án khí nam côn sơn

1.3.2 Đường ống dẫn khí bạch hổ
1.3.3 Dự án phú mỹ tp Hồ Chí Minh
1.3.4 Dự án đường ống dẫn khí lô B ô môn
1.3.5 Dự án khí tiền hải
1.4 Thị trường khí
1.4.1 Nhu cầu dùng cho điện
1.4.2 Nhu cầu dùng cho công nghiệp
1.4.3 Nhu cầu dùng cho vận tải
1.4.4 Nhu cầu dùng cho dân dụng

Chương II : Các công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ
2.1 Công nghệ GTL (Gas To Liquids)
2.1.1 Khái niệm
2.1.2 Quy trình công nghệ
2.1.2.1 Chuyển hóa khí tự nhiên thành khí tổng hợp
2.1.2.2 Tổng hợp F-T (Fischer- Tropsch)
2.1.2.3 Tinh chế sản phẩm
2.2 Công nghệ LNG (Liquefied Natural Gas)
2.2.1 Khái niệm
2.2.2 Quy trình công nghệ
2.2.2.1 Các công nghệ hóa lỏng
2.2.2.2 So sánh sản xuất LNG truyền thống và sản xuất LNG nổi
2.3 Công nghệ NGH (Natural Gas Hydrate)
2.3.1 Khái niệm
2.3.2 Quy trình công nghệ
2.3.2.1 Phản ứng tạo hydrate
2.3.2.2 Quá trình tách
2.3.2.3 Làm lạnh NGH
2.3.2.4 Quy trình vận chuyển NGH trên biển
2.4 Công nghệ GTM (Gas To Methanol)

2.4.1 Khái niệm
2.4.2 Quy trình công nghệ
2.4.2.1 Nguyên lý tổng hợp methanol từ khí tự nhiên
2.4.2.2 Sản xuất khí tổng hợp
2.4.2.3 Công nghệ sản xuất methanol LCM (leading concept methanol)
2.5 Công nghệ CNG (Compressed Natural Gas)
2.5.1 Khái niệm
2.5.2 Quy trình công nghệ
2.6 Công nghệ GTW (Gas To Wire)
2.6.1 Khái niệm
2.6.2 Quy trình công nghệ
Chương III: Định hướng lựa chọn công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ ở việt nam
3.1 Nguyên liệu
3.2 Thị trường công nghệ
3.3 Đặc điểm và công nghệ
Chương IV: Mô phỏng phân xưởng loại nước trên giàn khí nén nhỏ
4.1 Vấn đề
4.1.1 Các dữ liệu của quá trình
4.1.2 Các phương pháp nhiệt động và dữ liệu
4.1.3 Lập mô hình mô phỏng
4.1.4 Kết quả
4.2 Nghiên cứu mô phỏng
4.2.1 Kết quả khi thay TEG bằng DEG 97%
4.2.2 Kết quả khi thay đổi nồng độ TEG để tìm ra nồng độ tối ưu
4.2.3 Xét ảnh hưởng nhiệt độ nồi tái đun đến lượng TEG mất mát
Kết luận
Chuong I: Tổng quan khí tự nhiên
1.1. Khái niệm ,thành phần và phân loại của khí thiên nhiên
1.1.1. Khái niệm.
 Khái niệm: Khí tự nhên là tập hợp những hydrocacbon khí metan, etan, propan,

butan… được khai thác từ các mỏ khí. Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí
riêng rẽ hay tồn tại trên các lớp dầu mỏ. Trong khí tự nhiên thành phần chủ yếu là
metan (chiếm 98% theo thể tích). Khí tự nhiên cũng chứa các chất vô cơ khác như
nitơ, lưu huỳnh, và các khí trơ khác He, Ar… và hơi nước.
Tùy thuộc vào đặc tính của từng giếng mà khi khai thác có những tạp chất và thành
phần khác nhau.
 Đặc điểm:
- Khí thiên nhiên là khí không màu, không mùi (có mùi là do mecaptan cho vào).
- Khí thiên nhiên có tính cháy sạch.
- Thành phần chủ yếu của khí thiên nhiên là metan (CH4).
- Tỷ trọng đối với không khí dao động trong khoảng rộng từ 0,55 - 1,1.
- Nhiệt cháy cao.
1.1.2. Thành phần của khí thiên nhiên
Gồm 2 thành phần chính: hydrocacbon và không hydrocacbon:
- Hydrocacbon: chủ yếu từ C1 - C4, C4 - C7 ít hơn.
- Không hydrocacbon: H2O (hơi, lỏng), N2, CO2, H2S, COS, CS2, RSH, H2, He.
Phần không hydrocacbon có một số là tạp chất mà trong quá trình chế biến cần phải
tách chúng nếu không sẽ ảnh hưởng trong quá trình làm việc.
Ví dụ: H2O
- Làm tăng quá trình ăn mòn khi có mặt CO2
- Ảnh hưởng đến hệ thống làm việc như tạo hyđrat, đóng băng gây tắc nghẽn đường
ống làm giảm công suất vận chuyển.
 Vì vậy, ta phải tách nước.
Ngoài ra ta còn có:
-Nitơ: trơ, không ăn mòn.
- CO2: có tính axit gây ăn mòn.
- H2S: có tính axit gây ăn mòn.
- H2: không là tạp chất.
- He: trơ, thu hồi vì có giá trị.
- Thường loại CO2, H2O, H2S.

1.1.3. Phân loại khí thiên nhiên
Có nhiều cách phân loại khác nhau:
1.1.3.1. Theo nguồn gốc: có 2 loại:
a) Khí tự nhiên
- Là khí được khai thác từ giếng khí hoặc giếng khí - condensate hay giếng khí -dầu
(trong đó dầu chiếm tỷ lệ thấp). Khi khai thác chỉ thu được khí.
• Mỏ khí (gas well):
- Mỏ khí thuần tuý (không có liên hệ gì với dầu).
- Mỏ khí - dầu: trong đó khí nhiều hơn dầu, hàm lượng metan thấp hơn giếng khí
thuần tuý.
- Đặc điểm của gas well là tồn tại ở dạng khí ở điều kiện vỉa, trong quá trình khai
thác không có sự tạo thành lỏng (nếu P, T giảm chuyển khí thành lỏng), thường thì
hàm lượng CH4 cao có thể 98%.
• Mỏ khí – condensate:
- Mỏ này dùng để sản xuất cả condensate và khí thiên nhiên. Đặc điểm của mỏ
này là nhiệt độ cao (80 – 100C) và áp suất cao (P> 3.10
7
Pa). Trong điều kiện này
condensate hòa tan vào khí nên hỗn hợp nằm ở dạng khí.
- Trong quá trình khai thác, khí đến đầu miệng giếng sẽ giảm áp suất và nhiệt độ
khiến phần dầu bị ngưng tụ gọi là condensate, tách ra khỏi khí thiên nhiên.
- Condensate gọi là khí ngưng tụ là phân đoạn nằm giữa khí và dầu thường là C
5
 Đặc điểm của khí tự nhiên:
- Thành phần mêtan là chủ yếu 70 - 95%, C2 – C5 chiếm tỉ lệ rất thấp.
- Thành phần khí tương đối ổn định, ít thay đổi theo điều kiện lấy mẫu.
- Tỷ khối so với không khí thấp: 0,55 – 0,65.
b) Khí đồng hành
- Là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu trong quá trình khai thác và được tách ra
khỏi dầu sau đó. Khí đồng hành thường được khai thác từ các mỏ dầu hoặc các mỏ dầu –

khí trong đó dầu nhiều hơn khí. Tại giếng có áp suất cao và nhiệt độ thấp, khí hòa tan
trong dầu, khi khai thác áp suất giảm dầu thô có bọt khí.
 Đặc điểm của khí đồng hành:
- Hàm lượng metan thấp hơn khí không đồng hành, hàm lượng C3, C4 và
condensate chiếm tỷ lệ đáng kể.
- Thành phần khí thay đổi nhiều tùy theo điều kiện lấy mẫu.
- Tỷ khối so với không khí cao: >1
1.1.3.2. Theo thành phần C
3
+
a) Khí khô (dry gas)
- Thành phần khí chủ yếu là metan, không chứa hoặc chứa rất ít các hydrocacbon
C
3
+
. Khí khô còn được gọi là khí nghèo hay khí gầy (lean gas). Khí thiên nhiên được
khai thác từ các mỏ khí thuộc loại khí khô.
b) Khí ướt (wet gas)
- Ngoài thành phần chủ yếu là mêtan còn có chứa một lượng đáng kể C
3
+
. Khí ướt
còn được gọi là khí béo hay khí giàu. Khí khai thác từ các mỏ khí - condensate và
khí đồng hành có chứa một lượng đáng kể C
3
+
nên thuộc loại khí béo.
• Hàm lượng C
3
+

< 50 g/m
3
: khí khô, khí gầy.
• 50 g/m
3
< hàm lượng C
3
+
< 400 g/m3: khí trung bình.
• Hàm lượng C
3
+
> 400g/m
3
: khí béo, khí ướt.
1.1.3.3. Theo hàm lượng khí axit
a) Khí ngọt (sweet gas)
- Hàm lượng H2S < 1/4 grains/100sft
3
hay hàm lượng H2S < 5,8 mg H2S/m3.
b) Khí chua (Sour gas)
- Hàm lượng H2S > 1/4 grains/100sft
3
hay hàm lượng H2S > 5,8 mg H2S/m3.
Trong khí chua có chứa các khí axit H2S và CO2 ngoài ra còn có chứa các hợp chất
khác COS, CS2, RSH.
1.2 Tình hình khai thác và trữ lượng khí
1.2.1 Tình hình khai thác khí
Bồn trũng cửu long hiện có các mỏ dầu khí đang hoạt đọng như là Hồng Ngọc,
Rạng Đông, Bạch Hổ và mỏ Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng cùng với hàng loạt các phát

hiện khí ở các vùng lân cận như Kim Cương, Bạch Ngọc, Lục Ngọc, Phương Đông, Ba
Vì, Bà Đen… hình thành khu vực sản suất dầu và khí đồng hành chủ yếu của
petrovietnam hiện nay
Thềm lục địa tây nam ngoài mỏ Buunga-Kekwa, cái nước đang hoạt động, các mỏ
khác như Bunga-Orkid, Raya-Seroja nằm trong khu vực phát triển chung với Malaysia
(CAA/46-PM3), các phát hiện dầu khí gần đây như Ngọc Hiển, Phú Tân, Cái Nước, U
Minh, Khánh Mỹ(lô 46/51), Kim Long… đang chuẩn bị vào giai đoạn phát triển
Bồn trũng Nam Côn Sơn ngoài mỏ Đại Hùng, mỏ Tây Lan, Lan Đỏ đang khai
thác, các mỏ khác như Hải Thạch, Mộc Tinh, Rồng Đôi, Cá Chó dang trong giai đoạn
chuẩn bị khai thác
Bồn trũng Sông Hồng ngoài mỏ khí Tiền Hải đang hoạt động các mỏ khác như
sông Trà Lý, các phát hiện dầu khí ở lô B-10 ở đồng bằng Sông Hồng,Hồng long ((103-
TH), 70 km ngoài khơi bờ biển Tiền Hải đang được thẩm lượng, PIDC đang chuẩn bị
nghiên cứu khả thi việc tìm khiếm thăm dò tự lực nhóm cầu tạo Hải Long bao gồm 4 cấu
tạo là Hồng Long, Bạch Long, hoàng Long và Hắc Long để xác định trữ lượng, khai thác
và vận chuyển vào bờ phục vụ phát triển khinh tế khu vực đồng bằng Sông Hồng.
1.2.2 Trữ lượng khí
Nguồn khí Việt Nam được tập trung chủ yếu tại các mỏ khí của các bể song Hồng, bể
Cửu Long, bể Nam Côn Sơn và bể Malay-Thổ Chu (thềm lục địa Tây Nam). Hiện nay,
tiềm năng khí tại chỗ được đánh giá đạt 3000 tỷ m3 [1]. Tuy nhiêncho đến nay các mỏ
khí đã được phát hiện nhìn chung không lớn, phân bố rải rác và chất lượng khí không
đồng đều. Điều này ảnh hưởng đến việc đầu tư phát triển mỏ.
 Trữ lượng tiềm năng
• Ước tính có khoảng 1500 tỷ m
3
khí gồm:
- 160 tỷ m3 khí đồng hành
- 1130 tỷ m3 khí không đồng hành
- 200 triệu m3 khí Condensate
• Trữ lượng khí xác minh: là 500 tỷ m3 khí (trong đó khí không đồng hành

chiếm khoảng 90%)
a. Bể Nam Côn Sơn: bể có diện tích 120000km
2
gồm gần 30 lô nằm ở đông nam
Côn Đảo. Tổng dự báo tiềm năng dầu khí của bể đạt khoảng 0,65-0,85 tỷ m
3
quy
dầu.Trữ lượng khí xác định của bể Nam Côn Sơn là 140-196 tỷ m
3
và trữ lượng khí
triển vọng 532-700 tỷ m
3
. Mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ do công ty BP/Statoil Alliance
phát triển vào tháng 12/1992 và 3/1993. Cả hai mỏ này đều nằm ở lô 06-1 thuộc bể
trầm tích Nam Côn Sơn, ngoài khơi bờ biển Việt Nam.Trữ lượng khí phát hiện của
hai mỏ này chiếm 30% của bể.Trong đó trữ lượng ước tính mỏ Lan Tây là 46 tỷ m
3

khí và mỏ Lan Đỏ là 12 tỷ m
3
.
b. Bể Cửu Long: bể có diện tích hơn 40000 km
2
. Công tác tìm kiếm thăm dò đã được
triển khai đầu tiên năm 1973-1974 với giếng khoan Bạch Hổ 1X. Bể cửu Long là bể
có mật độ thăm dò và hệ số phát triển khí cao nhất. Cho tới nay tổng sản lượng khí
khai thác từ bể Cửu Long hơn 6 tỷ m
3
khí. Bể có trữ lượng khí xác định 42-47 tỷ m
3

khí, trữ lượng khí triển vọng là 84-140 tỷ m
3
.
c. Bể Sông Hồng: bể có diện tích lớn nhất khoảng 160000 km
2
nhưng mức độ hiểu
biết về phát hiện dầu khí ở mức thấp. Tiềm năng dự báo khoảng 0,55-0,7 tỷ m
3
quy
dầu. Trong phạm vi bể Sông Hồng đă phát hiện được một số mỏ khí có trữ lượng khí
thấp cả ngoài biển lẫn trong đất liền. Trữ lượng khí xác định của bể 5,6-11,2 tỷ m
3
và
trữ lượng khoảng 1,2 tỷ m
3
vẫn đang được khai thác và mỏ khí D14 Sông Trà Lý do
công ty Anzoil mới phát hiện có trữ lượng khoảng 3,77 tỷ m
3
. Hai mỏ khí này đều
nằm ở Thái Bình cách nhau 7 km.
d. Bể Malay-Thổ Chu: bể có diện tích 130000 km
2
, có tiềm năng đáng kể với trữ
lượng 280 tỷ m
3
. Mỏ Bunga-kewa đã khai thác được 1,25 tỷ m
3
/năm. Mỏ Cái Nước
đã khai thác từ cuối năm 2003 và 15 tỷ m

3
thuộc lô 46 được xác minh nhưng việc
phát triển khai thác mỏ còn gặp khó khăn do nhiễm bẩn CO
2
khoảng 23%.
e. Bể Phú Khánh: là một dài hẹp nằm ở miền trung nước ta. Tiềm năng của bể được
đánh giá trong khoảng 0,3-0,7 tỷ m
3
quy dầu. Tuy nhiên việc thăm dò và khai thác ở
đây với độ rủi do còn cao do nước quá sâu và chi phí lớn. Gần đây hãng
GAZPROM và Petrovietnam đã phát hiện tại lô 112 cách bờ biển Cố Đô Huế
khoảng 26 km một mỏ có trữ lượng tiềm năm khoảng 550 tỷ m
3
.
Tiềm năm dầu khí nước ta, đặc biệt khí có trữ lượng khá lớn.Nguồn tài nguyên quý giá
này chắc chắn sẽ đóng vai trò rất quan trọng trong công việc phát triển công nghiệp khí
và hóa dầu ở Việt Nam, đặc biệt khí thiên nhiên, các mỏ khí nằm ở bể Sông Hồng và Phú
Khánh nói chung có hàm lượng khí chua tương đối cao nên việc khai thác còn phụ thuộc
nhiều vào điều kiện kỹ thuật, công nghệ, nhu cầu và yếu tố kinh tế.
1.3. Sản lượng khí Việt Nam.
Nhìn chung, khí ở các bể thuộc khu vực phía Nam đều có thành phần metan khá cao,
hàm lượng CO2 thấp (trừ các bể thuộc khu vực Malay – Thổ Chu). Các bể khí ở khu vực
phía Nam bể Sông Hồng (ngoài khơi các tỉnh Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi) có
thành phần CO2 cao và metan thấp.
Bảng 1.1. sản lượng khí metan từ các mỏ khí
1.3.1. Bể cửu long.
Tại đây tập trung các mỏ dầu đang khai thác và cung cấp khí đồng hành qua
đường ống Bạch Hổ. Tuy nhiên, để tận dụng tài nguyên dầu khí, công suất đường
ống Bạch Hổ được nâng cao nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ, ngoài ra Petro Vietnam
đã có kế hoạch bổ sung khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông, Emerald và các mỏ khác

để đảm bảo cung cấp ổn định khoảng 2 tỷ m3/năm.
1.3.2.Bể Nam Côn Sơn.
Bể được đánh giá là nguồn cung cấp khí thiên nhiên chủ yếu cho thị trường khí
Việt Nam. Đường ống khí Nam Côn Sơn đã đưa vào vận hành cuối năm 2002. Mỏ
Lan Tây – Lan Đỏ được khai thác vào cuối năm 2002 và sau 2 năm đã cung cấp khí ổn
định 2,7 tỷ m3/ năm.
1.3.3. Bể Malay- Thổ Chu
Các mỏ khai thác của khu vực này như lô 46, 48, 50, 51 và lô B được đánh giá
có tiềm năng lớn, có thể cung cấp tới 3 tỷ m3/năm. Tuy nhiên các mỏ này nằm rải
rác cách xa nhau nên việc thu gom và khai thác sẽ phức tạp và tốn kém. Hơn nữa, nguồn
khí này nằm cách xa thị trường tiêu thụ chình (TPHCM, Đồng Nai, Bà Rịa – Vũng Tàu),
cơ sở hạ tầng khu vực Nam Việt Nam còn chưa phát triển nên việc triển khai dự án khí
tại khu vực này đang được nghiên cứu nhằm sử dụng hiệu quả.
1.3.4. Bể Sông Hồng
Tại khu vực này, mỏ khí Tiền Hải C (Thái Bình) được khai thác từ năm 1981 cho
đến nay với sản lượng khai thác khoảng 530 triệu m3 khí. Năm 1992 phát hiện cấu tạo
103 – H và gần đây phát hiện them cấu tạo D14, có trữ lượng không lớn.
Các mỏ khí khác chủ yếu tập trung vào khu vực biển miền Trung, có hàm lượng
CO2 cao (27 – 90%), thị trường tiêu thụ khí ở miền Bắc và miền Trung chưa lớn, công
nghệ xử lý khí có hàm lượng CO2 cao thì chưa hiệu quả, nên mặc dù bể này có tiềm năng
về trữ lượng khí khá lớn, nhưng việc khai thác và đưa vào sử dụng các mỏ này hiện nay
vẫn chưa khả thi và cần được xem xét nghiên cứu.
1.4. Nguồn cung cấp khí
1.4.1 Dự án khí Nam Côn Sơn
Dự án lắp đặt đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn được khởi công vào ngày 15 tháng 12
năm 2000 và hoàn thành cuối năm 2002.
Hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn có công suất 2,7-5,7 tỷ m
3
khí/năm. Trung
tâm phân phối khí phú mỹ, phân phối khí từ mỏ Bạch Hổ và Nam Côn Sơn. Công suất

10 triệu m
3
khí/ngày trong giai đoạn 1 và 21 triệu m
3
khí/ngày trong giai đoạn 2
1.4.2 Đường ống dẫn khí Bạch Hổ
Đường ống khí Bạch Hổ trung bình hàng ngày đưa vào bờ 4-5 triệu m
3
khí ẩm (trước
năm 2006 là 5-6 triệu m
3
, hiện tại sản lượng khai thác của bể đang trong giai đoạn suy
giảm). Từ nhà máy Dinh C6 mỗi ngày cung cấp hơn 3 - 4 triệu m
3
khí khô cho các nhà
máy phát điện Bà Rịa, Phú Mỹ, và nhà máy đạm Phú Mỹ, 800 tấn LPG và 230 tấn
condesate (tương dương với trên 1 tỉ m3 khí khô/năm, khoảng 300 nghìn tấn LPG/năm và
80 nghìn tấn condensate/năm). Tính từ năm 1995 đến nay, tổng lượng khí mỏ Rạng
Đông, Bạch Hổ đưa vào bờ trên 18 tỉ m
3
, cung cấp cho các hộ tiêu thụ trên bờ khoảng 15
tỉ m
3
khí khô (trong đó chủ yếu cho điện tới trên 12 tỉ m
3
, còn lại cung cấp cho Nhà máy
Đạm Phú Mỹ và các hộ công nghiệp từ năm 2003); 2,8 triệu tấn LPG, 1 triệu tấn
Condensate và vận chuyển 760 nghìn tấn Condensate của bể NCSvào bờ từ năm 2003.
1.4.3 Dự án Phú Mỹ tp Hồ Chí Minh
Hiện tại, hệ thống đang cung cấp khoảng 700 nghìn m

3
/ngày đêm cho các hộ thấp áp, chủ
yếu là Nhà máy Vedan chiếm tới 90%, tiếp đến là Taicera trên 6%, các hộ tiêu thụ còn lại
dưới 4% (Toàn Quốc, PFS, BSV, DMC). TInh đến năm 2007 đã cung cấp tổng cộng
1.032 triệu m
3

1.4.4 Dự án đường ống dẫn khí lô B ô môn
Dự án đường ống dẫn khí Lô B-Ô Môn, hệ thống dẫn khí kết nối khu vực miền Đông và
miền Tây Nam bộ, đường ống khí Nam Côn Sơn 2, Nhà máy xử lý khí Cà Mau, kho và
hệ thống phân phối LNG, kho chứa LPG lạnh, đường ống khí Hải Sư Trắng/Tê Giác
Trắng-Bạch Hổ…để sớm hoàn thành và đưa vào khai thác các dự án trọng điểm, ngoài
việc đầu tư nguồn lực tài chính, con người, PV Gas còn đặc biệt quan tâm đến việc hoàn
thiện hệ thống quản lý chất lượng, môi trường, an toàn và sức khỏe nghề nghiệp
1.4.5 Dự án khí Tiền Hải
Mỏ khí Tiền Hải C với trữ lượng vào khoảng 1,3 tỷ m
3
được phát hiện và đưa vào khai
thác từ năm 1981, là sự khởi đầu khiêm tốn nhưng cũng không kém sức thuyết phục của
ngành công nghiệp khí Việt Nam. Khí đốt đã góp phần một cách kịp thời nhằm khắc phụ
khó khăn do thiếu điện, làm tăng giá trị sản phẩm như gốm, xi măng trắng, kính chất
lượng cao, vật liệu xây dựng…
1.5. Thị trường khí
1.5.1 Nhu cầu dùng cho điện
Nhu cầu tiêu thụ điện năng của Việt Nam là rất lớn bình quân khi thu nhập đầu người
tăng 1% thì cần tăng 2-3% năng lượng. Việc sử dụng khí thiên nhiên làm nguồn nhiên
liệu có nhiều ưu việt so với các nguồn nguyên liệu khác.Những tính ưu việt của sử dụng
khí thiên nhiên làm giảm giá thành sản suất điện sử dụng dầu FO, tăng tính cạnh tranh
của sử dụng khí so với sử dụng các loại nhiên liệu như than, thủy điện…
1.5.2 Nhu cầu dùng cho công nghiệp

Ngoài nhu cầu sử dụng khí cho điện năng thì một lượng lớn khí cũng được sử dụng cho
các ngành công nghiệp như dùng làm nhiên liệu đốt, dùng cho ngành công nghiệp hóa
dầu, khí tự nhiên được dùng để sản xuất các chất dầu, chất cơ sở, sản xuất nhiên liệu cho
động cơ đốt trong, sản xuất phân đạm, sản xuất hóa phẩm hữu cơ…
1.5.3 Nhu cầu dùng cho vận tải
Trong giai đoạn hiện nay với xu hướng chuyển đổi sử dụng các nhiên liệu sạch ít gây
ảnh hưởng tới môi trường đồng thời giá thành rẻ thì khí thiên nhiên đang được lựa chọn
thay thế cho các nhiên liệu chuyền thống. Khí tự nhiên được nén rồi sau đó được sử dụng
cho các phương tiện giao thông. Các phương tiện giao thông sử dụng khí nén có giá
thành thấp hơn, sinh ra ít khí thải độc hại cho môi trường, độ an toàn cao.
1.5.4 Nhu cầu dùng cho dân dụng
Khí thiên nhiên được dùng cho dân dụng như dùng làm khí đốt phục vụ sinh hoạt,
dùng sưởi ấm… đây là nguồn nguyên liệu tượng đối rẻ tiền mà lại đảm bảo môi trường
sống, có hiệu suất nhiệt cao
Chương II: Các công nghệ chế biến khí mỏ nhỏ

2.1 Công nghệ GTL (Gas To Liquids)
2.1.1 Khái niệm
- GTL là cụm từ viết tắt của từ Gas-To-Liquid và là công nghệ lọc hóa dầu được
áp dụng để chuyển hóa khí tự nhiên thành các sản phẩm lỏng như naphta, dầu hỏa và
Diesel bằng các phản ứng hóa học.
- Hiểu đơn giản, quá trình GTL phân chia phân tử khí tự nhiên rồi ghép lại thành
các phân tử có mạch dài hơn như các sản phẩm trong dầu thô. Giống như quá trình
polyme hóa, GTL tạo thành các phân tử lớn hơn từ các phân tử nhỏ.
- Có hai hướng chuyển hóa khí thành lỏng cơ bản:
+ Chuyển hóa trực tiếp khí thành sản phẩm dầu mỏ tổng hợp (syncrude), có một số
quá trình chuyển hóa trục tiếp được nghiên cứu nhưng không quá trình nào được
thương mại hóa do không hấp dẫn về Phương diện khinh tế.
+ Chuyển hóa gián tiếp thông qua quá trình sản xuất khí tổng hợp (syngas), từ khí
tổng hợp chuyển hóa thành nguyên, nhiên liệu lỏng bằng quá trình Fischer-

Tropsch (F-T).
2.1.2 Quy trình công nghệ

Hình 2.1. quy trình cơ bản tổng hợp GTL
Các bước cơ bản của công nghệ GTL gồm có:
- Xử lý khí thiên nhiên;
- Sản xuất khí tổng hợp;
- Quá trình F – T;
- Nâng cấp sản phẩm.
Hình 2.2: Quy trình sản xuất sản phẩm lỏng đơn giản

2.1.2.1 xử lý khí thiên nhiên
Xử lý khí thiên nhiên nhằm loại bỏ nước và các tạp chất bằng cách tách và làm
sạch không khí.
2.1.2.2. Sản xuất khí tổng hợp
Khí tổng hợp được tạo thành trong quá trình oxi hóa không hoàn toàn metan hoặc
reforming hơi nước:
a. Oxi hóa không hoàn toàn:
b. Reforming hơi nước
c. Các phản ứng khác có thể xảy ra:
Hình 2.2. phân xưởng xử lý khí tổng hợp.
2.1.2.3. Quá trình F – T
 Tổng hợp F-T (tạo thành hỗn hợp hidrocacbon C5 ~ 100)
Phản ứng F-T tỏa nhiều nhiệt, tuy nhiên song song với quá trình này còn một
quá trình metan hóa ngược lại so với reforming hơi nước, phản ứng metan hóa
thậm chí còn tỏa nhiệt mạnh hơn:
Để phản ứng F-T tránh được quá trình metan hóa, người ta cho phản ứng ở nhiệt
độ thấp: 220 – 3500C và áp suất 2 – 3MPa.
 Một số quy trình công nghệ F-T
Hình 2.3. Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng TBPU tầng cố định dạng ống

Hình 2.4. Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng thiết bị phản ứng xúc tác tầng sôi
Hình.2.5. Quy trình Fischer – Tropsch sử dụng thiết bị phản ứng dạng huyền phù
 Sản phẩm thu được
Bảng sản phẩm F-T theo nhiệt độ
Sản phẩm F-T nhiệt độ thấp F-T nhiệt độ cao
CH
4
4 7
C
2-4
Olefins 4 24
C
2-4
Parafins 4 6
Gasoline 18 36
Distillate 19 12
Oils and Waxes 48 9
Oxygenates 3 6
Nhận xết:
 Nhiệt độ cao: sản phẩm chủ yếu là gasoline
 Nhiệt độ thấp: sản phẩm chủ yếu là Oil/waxes
2.1.2.4. Nâng cấp sản phẩm của quá trình F-T
Các sản phẩm của quá trình F-T nhiệt độ cao hay thấp đều cần được nâng
cấp để có thể sử dụng làm nhiên liệu như xăng, dầu hỏa và diesel. Các xưởng nâng
cấp dùng ở đây cũng tương tự các phân xưởng sử dụng trong công nghiệp lọc hóa
dầu như hidrocracking, reforming, hidro hóa, isome hóa, polyme hóa và alkyl hóa.
Với các hidrocacbon nhỏ hơn C4, phải sử dụng isome hóa để sản xuất xăng, trong
khi các hidrocacbon nặng hơn C20 thì phải dùng hidrocracking để sản xuất dầu
hỏa và diesel. Với các sản phẩm phân đoạn giữa, chỉ cần sử dụng reforming để sản
xuất các nhiên liệu bậc cao. Sơ đồ sau mô tả các quá trình nâng cấp cần thiết để

tạo ra các nhiên liệu GTL tốt từ quá trình F-T.
Hình 2.6. Quá trình nâng cấp các sản phẩm GTL
2.1.3. Các phương pháp chuyển hóa.
Công nghệ GTL có thể chia thành 2 phương pháp chính: reforming metan trực tiếp
thành các sản phẩm có giá trị và reforming metan gián tiếp thong qua khí tổng hợp
(H2 và CO) thành nhiên liệu lỏng và các sản phẩm hóa dầu.
2.1.3.1. Chuyển hóa trực tiếp metan thành hydrocacbon
Hướng công nghệ này được thực hiện bằng các phản ứng chính sau:
- Phản ứng tách hydro:
- Phản ứng oxi hóa:
- Phản ứng oxi hóa một phần:
- Phản ứng thế hydro bằng clo với sự có mặt của oxi:
Theo các phản ứng này, kết quả tốt nhất đạt được có độ chọn lọc 20% và độ
chuyển hóa 40%. Do tính thực tiễn thấp nên hướng phương pháp chuyển hóa này
không được ứng dụng. Tuy nhiên, việc nghiên cứu vẫn đang được thực hiện nhằm
nâng cao khả năng ứng dụng vào thực tế, ví dụ như sử dụng công nghệ có dòng
tuần hoàn để cho độ chuyển hóa cao hơn và chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn.
Hình 2.7. Chế biến của công nghệ Synfuel GTL
2.1.3.2. Chuyển hoá gián tiếp
 Công nghệ GTL chuyển hóa gián tiếp gồm các bước:
 Chuyển hóa khí thiên nhiên (metan) thành khí tổng hợp (H2 và CO) bằng
reforming hơi nước, hoặc reforming sử dụng CO2, hoặc oxi hóa một phần vv…;
 Sắp xếp lại mạch chính của các hydrocacbon để có được phân tử dài hơn
bằng quá trình tổng hợp Fischer – tropsch;
 Chuyển hóa và tách sản phẩm sử dụng quá trình hydrocracking, hoặc
cracking nhiệt để chuyển hóa sáp (wax) thành phân đoạn diesel, naphta nhẹ
hơn rùi chưng cất tách phân đoạn, hoặc chỉ chưng cất để phân tách các sản
phẩm.
Hình 2.8: Công nghệ GTL chuyển hóa gián tiếp có giai đoạn tổng hợp Fischer
– Tropsch

Công nghệ này không những có thể sử dụng nguyên liệu thiên nhiên mà còn
chuyển hóa các nguyên liệu khác như: than đá, bitum, cặn chưng cất dầu thô,
khí đuốc trong các nhà máy lọc dầu. Tùy loại nguồn nguyên liệu mà tỷ lệ
H2/CO trong khí tổng hợp sẽ khác nhau. Tuy nhiên tỷ lệ này cũng có thể thay
đổi và kiểm soát được tùy theo phương pháp sản xuất khí tổng hợp.
 Các phương pháp sản xuất khí tổng hợp gồm có:
 Reforming hơi nước (SR - Steam Reforming);
 Oxi hóa một phần (POX - Patial Oxidation)
 Reforming nhiệt (ATR - Auto Themal Reforming)
 Reforming dioxit cacbon (Carbon Dioxide Reforming)
 Plasma.
a. Reforming hơi nước
Quá trình reforming hơi nước chuyển hóa hỗn hợp khí thiên nhiên (metan) và
hơi nước trên hệ xúc tác niken ở điều kiện 800 - 1000C và 30 atm thành khí tổng
hợp giàu hidro.
Phản ứng phụ:
Phản ứng phụ (2) là phản ứng tỏa nhiệt. Do đó khi hai phản ứng này cùng xảy ra
thì nhiệt động học của cả quá trình này sẽ phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất và tỷ lệ
H2O/CH4. Nhiệt độ cao và áp suất thấp tạo điều kiện thuận lợi cho việc chuyển
hóa CH4. Hydro được tạo thành càng nhiều thì tỷ lệ H2O/CH4 càng cao.
Ngoài ra hơi nước được dùng dư nhiều để ngăn cản không có cacbon hình thành
trên bề mặt xúc tác. Tỉ lệ H2/CO phổ biến là lớn hơn 3:1. Khí thiên nhiên phải
được loại bỏ lưu huỳnh nhằm tránh việc ngộ độc xúc tác.
Hình 2.9: Công nghệ GTL có sử dụng phương pháp reforming hơi nước của
Rentech
b. Oxi hóa một phần:
Trong quá trình oxi hóa một phần, khí tự nhiên phản ứng với oxy tinh khiết
trong điều kiện nhiệt độ từ 1200 – 1500C
Phản ứng này có thể xảy ra mà không cần xúc tác, nhưng xúc tác như niken hay
coban có thể làm tăng hiệu suất phản ứng, và được gọi là oxi hóa không hoàn toàn

bằng xúc tác. Oxi hóa không hoàn toàn ở pha khí thông thường tạo ra khí tổng hợp
có tỉ lệ H2/CO = 2:1, và sản phẩm phụ gồm CO2 và H2O. Nhược điểm của
phương pháp này là cần một phân xưởng sản xuất oxi.
Hình 2.10: Sơ đồ phân xưởng sản xuất khí tổng hợp - phương pháp oxi hóa một
phần
c. Reforming nhiệt
Quá trình reforming nhiệt là quá trình có sử dụng xúc tác và nhiệt cho phản ứng
thu nhiệt. Lượng nhiệt này được tạo ra bằng cách đốt cháy một phần metan
nguyên liệu. Các phản ứng xảy ra như sau:
Sau đó:
Phản ứng reforming nhiệt cũng tương tự như phản ứng oxi hóa một phần, nhưng
cần có xúc tác, thường là niken.
Ưu điểm của quá trình reforming nhiệt là thiết bị đơn giản, các phân xưởng nhỏ
gọn và dễ dàng kiểm soát tỷ lệ H2/CO. Nhược điểm chính là cần phải có một phân
xưởng sản xuất oxi, hình 2.8. Quá trình này áp dụng với những nhà máy có công
suất lớn, không thuận lợi cho những nhà máy có công suất nhỏ.
Hình 2.11: Sơ đồ phân xưởng reforming nhiệt
d. Reforming dioxit cacbon
Phản ứng:
Reforming dioxit cacbon tương tự như quá trình reforming hơi nước, nhưng quá
trình này không được dùng thực tế vì hầu hết các công nghệ đề yêu cầu nồng độ
CO cao trong khí tổng hợp. Do thiếu nước trong thiết bị phản ứng nên quá trình
hình thành cacbon trong reforming CO2 diễn ra mạnh hơn so với quá trình
reforming hơi nước. Xúc tác niken bị cốc hóa nhanh chóng và mất hoạt tính, do đó
người ta thường sử dụng xúc tác Rh hoặc Rut hay cho Ni. Hiện nay đang tập trung
vào nghiên cứu phát triển các xúc tác có khả năng chống lại sự hình thành cacbon
cho reforming CO2.
Tỷ lệ H2/CO = 1 trong khí tổng hợp tạo ra từ reforming CO2 là thấp so với yêu
cầu cần thiết của quá trình F-T là nằm trong khoảng từ 1,8 – 2,3. Do đó reforming
CO2 được kết hợp với reforming hơi nước để tạo thành tỷ lệ H2/CO thích hợp,

trong thực tế được coi là reforming hỗn hợp.
e. Plasma.
Phương pháp này sử dụng điện năng để cung cấp năng lượng cho phản ứng, giúp
tăng hiệu suất của phản ứng và tạo ra nhiều thuận lợi.
Hình 2.12: Công nghệ GTL sử dụng phương pháp Plasma của TCC – Thermal
Conversion
Nguyên liệu cho quá trình gồm khí thiên nhiên, CO2 và hơi nước (không có oxi)
được gia nhiệt đến trên 1000C, khí tổng hợp tạo thành có tỷ lệ H2/CO có thể thay
đổi được từ 1 đến 3 tùy theo tỷ lệ CO2 với H2O. Khí tổng hợp có độ tinh khiết cao
hơn so với phương pháp oxi hóa một phần hay cracking hơi nước. Độ chuyển hóa
cũng cao hơn so với các phương pháp khác, từ 1 mol CH4 thu được 3,9 mol H2 và
CO (trong khi phương pháp oxi hóa một phần, reforming nhiệt là khoảng 2,7 và
reforming hơi nước là 3,7).
2.2 Công nghệ LNG (Liquefied Natural Gas)
2.2.1 Khái niệm
- Liquefied Natural Gas (LNG) là khí tự nhiên dạng lỏng
- Khí tự nhiên được hóa lỏng tới -155
o
C tới -165
o
C
- Tiêu thụ năng lượng riêng (kwh/kg LNG) là một cách xác định hiệu xuất của quá
trình hóa lỏng
- Khối lượng riêng của LNG là 450kg/m
3