Thiết kế nhà máy chế biến khí với nguồn nhiên liệu mỏ sư tử trắng và các mỏ khí khác từ đường ống nam côn sơn 2 về bờ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA-VŨNG TÀU

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

THIẾT KẾ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ VỚI NGUỒN NHIÊN LIỆU
MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ CÁC MỎ KHÍ KHÁC TỪ ĐƯỜNG ỐNG
NAM CÔN SƠN 2 VỀ BỜ

Trình độ đào tạo : Đại học
Ngành

: Công nghệ kỹ thuật hóa học

Chuyên ngành

: Hóa dầu

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

: Hoàng Văn Lãnh

MSSV: 13030769

Lớp: DH13HD

Bà Rịa-Vũng Tàu, năm 2017

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan mọi điều trong đồ án tốt nghiệp là do tôi viết.
Mọi số liệu trong đồ án tốt nghiệp đều được trích dẫn một cách trung thực từ các
nguồn tin cậy.

1


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện đồ án, tôi xin chân thành cảm ơn Thạc sĩ Mai Xuân Ba
đã tận tình giúp đỡ tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp.
Cảm ơn quý thầy cô trong bộ môn Lọc – Hóa dầu đã giúp đỡ tôi đã có những
kiến thức cơ bản cần thiết để thực hiện đồ án này.

Vũng Tàu, tháng 7 năm 2017
Sinh viên thực hiện

Hoàng Văn Lãnh

2


MỤC LỤC
MỤC LỤC .............................................................................................................. i
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT............................................................................... ii
DANH MỤC BẢNG ............................................................................................ iii
DANH MỤC SƠ ĐỒ, ĐỒ THỊ ........................................................................... iv
LỜI MỞ ĐẦU ....................................................................................................... v
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NGUỒN CUNG VÀ NHU CẦU KHÍ VIỆT
NAM .......................................................................................................................

1.1. Tình hình ngành công nghiệp khí Việt Nam .....................................................
1.2. Khả năng khai thác khí của Việt Nam ..............................................................
1.2.1. Bể Cửu Long ..................................................................................................
1.2.3. Bể Nam Côn Sơn............................................................................................
1.2.3. Bể Malay – Thổ Chu ......................................................................................
Chương 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ ..........................................
2.1. Các phương pháp chế biến khí ..........................................................................
2.1. Ngưng tụ khí nhiệt độ thấp................................................................................
2.1.1. Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh ngoài .....................
2.1.2. Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh trong .....................
2.1.3. Sơ đồ ngưng tụ khí nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh tổ hợp ...................
2.2. Hấp thụ khí ........................................................................................................
2.2.1. Nguyên tắc và sơ đồ lí thuyết hấp thụ khí ......................................................
2.3. Chưng cất ở nhiệt độ thấp .................................................................................
Chương 3: ĐÁNH GIÁ LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN
KHÍ TỪ ĐƯỜNG ỐNG NAM CÔN SƠN 2 ........................................................
3.1. Mục tiêu của Nhà máy Chế biến khí Nam Côn Sơn 2 ......................................
3.2. Các công nghệ chế biến khí hiện nay trên thế giới ...........................................
3.2.1. Công nghệ thu hồi Sales Gas, LPG của NOVA Tech....................................
3.2.2. Công nghệ AET NGL Recovery của hãng Advanced Extraction Technology
..................................................................................................................................

i


3.2.3. Công nghệ thu hồi LPG của hãng Black & Veatch Prichard .........................
3.2.4. Công nghệ loại bỏ CO2 LRS 10 của GL Noble Denton.................................
3.2.5. Công nghệ thu hồi Ethane, LPG của Orloff ..................................................
3.3. Biện luận lựa chọn công nghệ phù hợp .............................................................
Chương 4: THIẾT KẾ QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ .........................................

4.1. Xây dựng sơ đồ khối của nhà máy ....................................................................
4.2. Lựa chọn các thiết bị chính trong nhà máy .......................................................
4.2.1. Cụm Seperation Unit ......................................................................................
4.2.2. Cụm Stabilizer Unit........................................................................................
4.2.3. Cụm Acid Gas Cleaning Unit ........................................................................
4.2.4. Cụm Dehydration Unit ...................................................................................
4.2.5. Cụm ColdBox Unit ........................................................................................
4.2.6. Cụm LPG Unit ...............................................................................................
Chương 5: THIẾT KẾ MÔ PHỎNG XÁC ĐỊNH QUY MÔ CÔNG SUẤT VÀ
TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ ....................................................................
5.1. Mục tiêu mô phỏng ...........................................................................................
5.2. Thông số khí nguyên liệu đầu vào ....................................................................
5.3. Tiêu chuẩn ASTM .............................................................................................
5.3.1. Tiêu chuẩn khí khô thương phẩm ..................................................................
5.3.2. Tiêu chuẩn Ethane thương phẩm ...................................................................
5.3.3. Tiêu chuẩn LPG thương phẩm .......................................................................
5.3.4. Tiêu chuẩn Condensate thương phẩm ............................................................
5.4. Mô phỏng ..........................................................................................................
5.4.1. Thực hiện mô phỏng ......................................................................................
5.4.2. Kết quả thu được ............................................................................................
5.5. Cách tính doanh thu sản phẩm của nhà máy .....................................................
5.6. Tổng vốn đầu tư cho từng phương án ...............................................................
5.7. Hiệu quả kinh tế ................................................................................................
KẾT LUẬN .............................................................................................................

ii


TÀI LIỆU THAM KHẢO .....................................................................................
Phụ lục A – Sản lượng hàng năm .........................................................................

Phụ lục B – Doanh thu hàng năm .........................................................................
Phụ lục C – Tổng vốn đầu tư cho ba phương án .................................................
Phụ lục D – Phân tích tài chính.............................................................................
Phụ lục E – Đơn giá khí và sản phẩm hàng năm ................................................
Phụ lục F – Thông số mô phỏng............................................................................

iii


DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
DO – Dầu Điesen
FO – Dầu mazut, dầu nhiên liệu
LNG – Khí thiên nhiên hóa lỏng
LPG – Khí dầu mỏ hóa lỏng
GSP – Gas Subcooled Process
MDEA – Methyl Diethanol Amine
DEA – Diethanol Amine
DGA – Diglycol Amine
DIPA - Diisopropanol Amine
DEG – Diethylene Glycol
SCORE – Single Column Overhead REcycle
TEG – Triethylene Glycol
TREG – Tetraethylene Glycol
IRR – Internal Rate of Return
NPV – Net Present Value
PR – Peng-Robinson
RK – Redlich-Kwong
SRK – Soave modification of Redlich – Kwong

iv

DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1. Trữ lượng thu hồi các mỏ Bể Cửu Long giai đoạn 2019-2035 ...... Trang
Bảng 1.2. Trữ lượng thu hồi các mỏ bể Nam Côn Sơn giai đoạn 2019-2035 Trang
Bảng 1.3. Trữ lượng cấp 2P bao gồm 8% khí trơ .......................................... Trang
Bảng 1.4. Trữ lượng cấp 2P hydrocacbon ...................................................... Trang
Bảng 3.1. Thành phần khí nguyên liệu theo dự báo ....................................... Trang
Bảng 4.1. Ưu, nhược điểm của ba dung môi glycol ....................................... Trang
Bảng 5.1. Thành phần dòng nguyên liệu ........................................................ Trang
Bảng 5.2. Sản lượng khí hằng năm theo dự báo ............................................. Trang
Bảng 5.3. Tiêu chuẩn khí khô thương phẩm ................................................... Trang
Bảng 5.4. Tiêu chuẩn Ethane thương phẩm .................................................... Trang
Bảng 5.5. Tiêu chuẩn LPG thương phẩm........................................................ Trang
Bảng 5.6. Tiêu chuẩn Condensate thương phẩm ............................................ Trang
Bảng 5.7. So sánh giới hạn của phương trình trạng thái PR và SRK………Trang
Bảng 5.8. Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 10 triệu m3/d
......................................................................................................................... Trang
Bảng 5.9. Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 7 triệu m3/d
......................................................................................................................... Trang
Bảng 5.10. Thông số nguyên liệu và sản phẩm trường hợp công suất 5.7 triệu m3/d
......................................................................................................................... Trang
Bảng 5.11. Tổng vốn đầu tư cho ba phương án công suất .............................. Trang
Bảng 5.12. Thời gian hoàn vốn ....................................................................... Trang

v


DANH MỤC HÌNH ẢNH, ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Sản lượng cung cấp khí bể Cửu Long giai đoạn 2019-2035....... Trang…

Hình 2.1. Giản đồ P-T hệ đa cấu tử khí ...................................................... Trang…
Hình 2.2. Sơ đồ ngưng tụ một bậc ở nhiệt độ thấp ..................................... Trang…
Hình 2.3. Sơ đồ cụm thiết bị chính của chu trình làm lạnh trong ............... Trang…
Hình 2.4. Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp một bậc dùng chu trình làm lạnh tổ hợp
..................................................................................................................... Trang…
Hình 2.5 Sơ đồ ngưng tụ nhiệt độ thấp hai bậc sử dụng chu trình làm lạnh tổ hợp
..................................................................................................................... Trang…
Hình 2.6. Sơ đồ lý thuyết của phương pháp hấp thụ ................................... Trang…
Hình 2.7. Tháp chưng cất – bay hơi ............................................................ Trang…
Hình 2.8. Tháp ngưng tụ - bay hơi .............................................................. Trang…
Hình 3.1. Công nghệ thu hồi Sales Gas của NOVA Tech .......................... Trang…
Hình 3.2. Công nghệ thu hồi C2, C3, NGL của AET .................................. Trang…
Hình 3.3. Công nghệ thu hồi LPG của Black & Veatch Prichard .............. Trang…
Hình 3.4. Công nghệ loại bỏ CO2 LRS 10 của Noble Denton .................... Trang…
Hình 4.1. Sơ đồ khối của nhà máy .............................................................. Trang…
Hình 4.2. Thiết bị tách dạng Vessel ............................................................ Trang…
Hình 4.3. Thiết bị tách dạng Harp Type ..................................................... Trang…
Hình 4.4. Thiết bị tách dạng Double Barrel ................................................ Trang…
Hình 4.5. Sơ đồ hấp thụ hóa học bằng MEAmine ...................................... Trang…
Hình 4.6. Sơ đồ loại bỏ nước bằng phương pháp hấp thụ bằng dung môi glycol
..................................................................................................................... Trang…
Hình 4.7. Sơ đồ khối cụm ColdBox Unit .................................................... Trang…
Hình 4.8. Sơ đồ khối cụm LPG Unit ........................................................... Trang…
Hình 5.1. Sơ đồ mô phỏng tổng của nhà máy ............................................. Trang…
Hình 5.2. Sơ đồ mô phỏng cụm Seperation Unit ........................................ Trang…
Hình 5.3. Sơ đồ mô phỏng cụm Stabilizer Unit .......................................... Trang…
Hình 5.4. Sơ đồ mô phỏng cụm Acid Gas Cleaning Unit ........................... Trang…

vi

Hình 5.5. Sơ đồ mô phỏng cụm Dehydration Unit ..................................... Trang…
Hình 5.6. Sơ đồ mô phỏng cụm ColdBox Unit ........................................... Trang…
Hình 5.7. Sơ đồ mô phỏng cụm LPG Unit .................................................. Trang…
Đồ thị 5.1. Chỉ số IRR của ba phương án công suất ................................... Trang…
Đồ thị 5.2. Chỉ số NPV của ba phương án công suất.................................. Trang…
Đồ thị 5.3. Chỉ số IRR và NPV của ba phương án công suất ..................... Trang…

vii


LỜI MỞ ĐẦU
Ngày nay, với sự phát triển của nhiều ngành công nghiệp, các sản phẩm chế biến
từ khí thiên nhiên ngày càng được tận dụng triệt để do có độ tinh khiết cao, giá thành
rẻ hơn nhiều so với tổng hợp từ các chất vô cơ. Ứng dụng phổ biến nhất có thể kể đến
như:
Khí khô thương phẩm được sử dụng làm nhiên liệu trong các nhà máy điện, làm
nguyên liệu cho các nhà máy phân đạm, chế biến hóa dầu (polypropylene, polyetylene,
methanol, …) và cung cấp cho các khách hàng công nghiệp khác.
Ethane được ứng dụng trong việc sản xuất nhựa tổng hợp, oxit etylene, chất hoạt
động bề mặt và nhiều sản phẩm, bán sản phẩm khác, …
Khí hóa lỏng LPG là nguồn nhiên liệu quan trọng trong các nhà máy điện, hộ công
nghiệp, khu đô thị
Condensate có thành phần tương tự phân đoạn nhẹ trong dầu thô được sử dụng
để sản xuất ra xăng, dầu hỏa (KO), diesel (DO), fuel oil (FO) hoặc làm dung môi
công nghiệp. Ngoài ra còn có thể làm nguyên liệu cho quá trình chế biến hóa dầu, sản
xuất Olefin, BTX, …
Với việc hoàn thành chỉ tiêu khai thác gần 10 tỷ m3 khí trong năm 2016 và đón
nhận dòng khí đầu tiên từ mỏ Sư Tử Trắng trong giai đoạn 1, PVN đã đặt mục tiêu
lớn trong năm 2017. Sản lượng khai thác này dự kiến vẫn được duy trì trong các năm

tới và dự kiến sẽ tăng cao hơn nữa trong năm 2020-2021 khi các dự án khí mới bổ
sung như đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2, dự án đường ống khí Lô B – Ô
Môn, dự án Cá Voi Xanh đi vào hoạt động.
Theo qui hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn 2015 – 2025
và tầm nhìn đến 2035 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, thì một trong những
hướng chính để gia tăng giá trị sử dụng của nguồn khí là thực hiện chế biến sâu để
tách các sản phẩm Etan, LPG, Condensate. Tuy nhiên thực tế hiện nay tỷ trọng nguồn
khí được chế biến sâu chiếm tỷ lệ tương đối nhỏ do mới chỉ có Nhà máy Xử lý Khí
Dinh Cố có thể tách được sản phẩm LPG và Condensate với công suất xử lý tối đa
khoảng 1.5 ÷ 2.0 tỷ m3/năm, tương đương với 20% sản lượng khí khai thác (10 tỷ

1


m3/năm theo số liệu khai thác 2016), dự kiến vào Quý III/2017 Nhà máy Chế biến
Khí Cà Mau với công suất thiết kế 2.0 tỷ m3/năm đi vào hoạt động sẽ nâng tổng công
suất khí được đưa qua chế biến sâu để thu hồi LPG và Condensate lên 4.0 Tỷ m3/năm,
tương đương với khoảng 40% sản lượng khí khai thác. Hơn nữa hiện tại trong các
nguồn khí của Việt Nam chứa rất nhiều Etan (từ 4-12% mol.) có giá trị kinh tế cao để
cung cấp cho các dự án lọc hóa dầu vẫn chưa được chế biến sâu mà chỉ sử dụng làm
khí nhiên liệu cho các nhà máy điện.
Do vậy việc xem xét đầu tư thêm nhà máy chế biến khí bao gồm cả việc tách Etan
để cung cấp cho hóa dầu từ nguồn khí Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng,
Đai Nguyệt của dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 là nhu cầu cấp
thiết nhằm mục tiêu gia tăng giá trị và sử dụng hiệu quả nguồn nguyên liệu khí đầu
vào của Việt Nam. Mục tiêu đầu tư Nhà máy phải đảm bảo được tiến độ của dự án
đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 như nêu trên vào năm 2019
Xuất phát từ những yêu cầu thực tế như vậy, được sự đồng ý của Trường Đại học
Bà Rịa – Vũng Tàu, tôi chọn đề tài “Thiết kế nhà máy chế biến khí với nguồn
nguyên liệu từ mỏ Sư Tử Trắng và các mỏ khí khác từ đường ống Nam Côn Sơn

2 về bờ” dưới sự hướng dẫn của Thạc sĩ Mai Xuân Ba.
Nội dung của đồ án gồm có các phần sau:
+ Tổng quan về ngành công nghiệp công khí Việt Nam.
+ Các phương pháp chế biến khí tự nhiên và khí đồng hành.
+ Tìm hiểu công nghệ hiện nay trên thế giới, đánh giá để lựa chọn công
nghệ tối ưu để thu hồi tối đa sản phẩm có giá trị với hiệu suất thu hồi Etan tối thiểu
đạt 80%, LPG 96% từ nguồn khí qua đường ống Nam Côn Sơn 2.
+ Ứng dụng của phần mềm Aspen HYSYS trong bộ phần mềm AspenONE
vào việc mô phỏng, tính toán các thiết bị dầu khí để từ đó đánh giá lựa chọn qui mô
công suất và cấu hình thiết bị của nhà máy chế biến Khí.
+ Xây dựng mô hình mô phỏng nhà máy trên công nghệ lựa chọn và tính
toán các chỉ tiêu về mặt kinh tế.

2


Chương 1
TỔNG QUAN VỀ NGUỒN CUNG VÀ NHU CẦU KHÍ VIỆT NAM
1.1.

Tình hình ngành công nghiệp khí Việt Nam:

Chính phủ vừa công bố Quyết định số 60/QĐ-TTg về việc Phê duyệt Quy hoạch
phát triển ngành công nghiệp Khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035.
Quyết định này đã mở ra năm 2017 khẩn trương và nhiều trọng trách đối với toàn
ngành Công thương mà đặc biệt là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, trong đó có PV GAS.
Quan điểm phát triển của Quy hoạch nhằm thực hiện các mục tiêu về lĩnh vực công
nghiệp Khí trong Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và
định hướng đến năm 2035 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Phát triển ngành
công nghiệp khí Việt Nam sẽ gắn liền với chiến lược và quy hoạch phát triển điện lực

quốc gia, nhằm sử dụng hiệu quả nguồn nhiên liệu sạch, góp phần bảo đảm an ninh
năng lượng quốc gia, giảm phát thải khí nhà kính. Việc phát triển đồng bộ, hiệu quả
ngành công nghiệp Khí được liên kết với phát huy các nguồn lực trong nước và đẩy
mạnh hợp tác quốc tế; trên nguyên tắc sử dụng tiết kiệm, hiệu quả, hợp lý nguồn tài
nguyên trong nước; triển khai nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) song song
với việc thu gom các nguồn khí mới trong nước để bổ sung cho các nguồn khí đang
suy giảm, duy trì khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ. Đặc biệt, cần tiếp tục
hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, xử lý khí trên nguyên tắc sử
dụng tối đa công suất hệ thống hạ tầng hiện hữu, từng bước xây dựng và hoàn thiện
cơ sở hạ tầng hệ thống kho chứa, nhập khẩu, phân phối LNG; Đẩy mạnh đầu tư chế
biến sâu khí thiên nhiên, đa dạng hóa sản phẩm nhằm nâng cao giá trị sử dụng của
khí và hiệu quả của sản phẩm khí trong nền kinh tế.
Nền công nghiệp Khí Việt Nam sẽ được tập trung đầu tư để hoàn chỉnh, đồng bộ
tất cả các khâu, từ khai thác - thu gom - vận chuyển - chế biến - dự trữ - phân phối
khí và xuất nhập khẩu sản phẩm khí; đảm bảo thu gom 100% sản lượng khí của các
lô/mỏ mà PVN và các nhà thầu dầu khí khai thác tại Việt Nam. Phấn đấu sản lượng
khai thác khí cả nước giai đoạn 2016 - 2035 như sau:
Giai đoạn 2016 - 2020: Sản lượng khai thác khí đạt 10 - 11 tỷ m3/năm;

3


Giai đoạn 2021 - 2025: Sản lượng khai thác khí đạt 13 - 19 tỷ m3/năm;
Giai đoạn 2026 - 2035: Sản lượng khai thác khí đạt 17 - 21 tỷ m3/năm.
Về nhập khẩu, phân phối LNG, Chính phủ chỉ đạo nghiên cứu, tìm kiếm thị trường
và đẩy nhanh việc xây dựng hệ thống cơ sở hạ tầng kho cảng để sẵn sàng tiếp nhận,
nhập khẩu LNG với mục tiêu cho từng giai đoạn như sau:
Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 1 - 4 tỷ m3/năm;
Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 6 - 10 tỷ m3/năm.
Về phát triển thị trường tiêu thụ khí, nước ta sẽ tiếp tục phát triển thị trường điện

là thị trường trọng tâm tiêu thụ khí (bao gồm LNG nhập khẩu) với tỷ trọng khoảng
70 - 80% tổng sản lượng khí, đáp ứng nguồn nhiên liệu khí đầu vào để sản xuất điện.
Ngoài ra, Việt Nam cũng định hướng phát triển lĩnh vực hóa dầu từ khí, tăng cường
đầu tư chế biến sâu khí thiên nhiên để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm khí, tạo ra
các nguyên, nhiên, vật liệu để phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp trong nước,
hướng tới xuất khẩu, giảm tỷ trọng nhập siêu. Tiếp tục duy trì và mở rộng hệ thống
phân phối khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp, giao thông vận tải, sinh hoạt đô thị
nhằm mục đích bảo vệ môi trường và nâng cao giá trị sử dụng của khí. Phát triển
đồng bộ hệ thống phân phối khí thấp áp và hệ thống phân phối khí nén thiên nhiên
(CNG) làm tiền đề để phát triển hệ thống phân phối khí cung cấp cho giao thông vận
tải. Phấn đấu phát triển thị trường khí với quy mô:
Giai đoạn 2016 - 2020 đạt 11 - 15 tỷ m3/năm.
Giai đoạn 2021 - 2025 đạt 13 - 27 tỷ m3/năm.
Giai đoạn 2026 - 2035 đạt 23 - 31 tỷ m3/năm.
Để hoàn thiện cơ sở hạ tầng tồn trữ, kinh doanh, phân phối khí dầu mỏ hóa lỏng
(LPG), cần mở rộng công suất các kho LPG hiện hữu kết hợp với xây dựng các kho
LPG mới để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước với quy mô khoảng 3,5 - 4,0 triệu
tấn/năm vào năm 2025 và đạt quy mô khoảng 4,5 - 5,0 triệu tấn/năm vào năm 2035,
bảo đảm đáp ứng yêu cầu dự trữ tối thiểu đạt hơn 15 ngày cung cấp. Phấn đấu đáp
ứng 70% thị phần LPG toàn quốc.

4


Đối với khu vực Bắc Bộ, định hướng phát triển của Quy hoạch sẽ nghiên cứu các
giải pháp, đẩy mạnh việc thu gom khí từ các mỏ nhỏ, nằm phân tán trong khu vực
nhằm tăng cường khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vực
Bắc Bộ, từng bước nghiên cứu, triển khai xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG để
duy trì khả năng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khí nguồn khí khu vực
Bắc Bộ suy giảm, phát triển các nhà máy điện sử dụng LNG theo Quy hoạch điện lực

quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Đối với khu vực Trung Bộ, sẽ tích cực đẩy mạnh phát triển và hoàn thiện hệ thống
cơ sở hạ tầng thu gom, vận chuyển, xử lý khí từ mỏ khí Cá voi xanh để cung cấp cho
các nhà máy điện sử dụng khí thuộc khu vực Trung Bộ theo Quy hoạch điện lực quốc
gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Phát triển công nghiệp hóa dầu sử dụng
khí từ mỏ khí Cá voi xanh sau khi đã đáp ứng đủ nhu cầu khí cho các nhà máy điện.
Phát triển hệ thống phân phối khí thấp áp, sản xuất CNG/LNG quy mô nhỏ cấp cho
các hộ tiêu thụ công nghiệp trong khu vực. Từng bước nghiên cứu, xây dựng hệ thống
cơ sở hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG khi nguồn khí trong khu vực suy giảm và
trong trường hợp xuất hiện thêm các hộ tiêu thụ mới.
Đối với khu vực Đông Nam Bộ, hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, vận
chuyển các mỏ khí tiềm năng nhằm duy trì nguồn khí cung cấp cho các hộ tiêu thụ
hiện hữu, đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ để đảm bảo duy trì đáp
ứng nhu cầu tiêu thụ khí trong khu vực. Triển khai xây dựng hệ thống kho, cảng nhập
khẩu LNG để bổ sung cho nguồn khí trong nước suy giảm và cung cấp cho các nhà
máy điện theo Quy hoạch điện lực quốc gia đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Đối với khu vực Tây Nam Bộ, cần hoàn thiện hệ thống cơ sở hạ tầng thu gom, vận
chuyển khí từ Lô B & 48/95, 52/97 và các mỏ nhỏ khu vực Tây Nam (Khánh Mỹ,
Đầm Dơi, Nam Du, U Minh, ...) để cung cấp cho các Trung tâm điện lực mới theo
Quy hoạch điện lực quốc gia được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; bổ sung cho các
hộ tiêu thụ hiện hữu khu vực Tây Nam Bộ. Xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG
để duy trì khả năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ, phát triển các nhà máy điện sử dụng
LNG mới.

5


Việc quy hoạch ngành còn xác định xây dựng hệ thống cơ chế chính sách để từng
bước chuyển đổi mô hình quản lý ngành công nghiệp khí Việt Nam, cơ chế kinh
doanh khí theo hướng thị trường khí tự do, hội nhập với thị trường khí trong khu vực,

thế giới. Việc thát triển thị trường tiêu thụ khí sẽ được định hướng theo cơ chế thị
trường có sự điều tiết của Nhà nước, khuyến khích các nhà thầu, nhà đầu tư nước
ngoài tham gia đầu tư vào chuỗi giá trị khí từ khâu thượng nguồn, trung nguồn đến
hạ nguồn góp phần đảm bảo an ninh năng lượng dài hạn cho đất nước và thực hiện
chính sách phát triển bền vững.
Thủ tướng đã giao Bộ Công thương chỉ đạo triển khai thực hiện Quy hoạch tổng
thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2025, định hướng
đến năm 2035, trước mắt cần tập trung triển khai có hiệu quả các dự án đầu tư trong
giai đoạn đến năm 2025 được nêu trong Quy hoạch; Chủ trì, phối hợp với các bộ,
ngành liên quan rà soát các văn bản quy phạm pháp luật về dầu khí để có đề xuất với
Chính phủ các nội dung sửa đổi phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi cho ngành công
nghiệp khí Việt Nam phát triển.
1.2.

Khả năng khai thác khí của Việt Nam:

1.2.1. Bể Cửu Long:
Bể Cửu Long bao gồm trũng Cửu Long (phần đất liền) và phần thềm lục địa Đông –
Nam Việt Nam. Các hoạt động thăm dò – khai thác ở đây cho đến nay đã khẳng định
tiềm năng chủ yếu của bể Cửu Long là dầu và khí đồng hành. Cơ cấu trữ lượng của
Bể Cửu Long chủ yếu là trữ lượng cấp P1 và P2. Trữ lượng P4+P5, tiềm năng không
nhiều và phần lớn là các mỏ/cấu tạo nhỏ. Vì vậy khả năng gia tăng sản lượng khí từ
khu vực Bể Cửu Long trong tương lai sẽ rất khó khăn và hạn chế.
Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang khai thác, đang phát triển và chuẩn bị đưa
vào phát triển giai đoạn 2019-2035 khoảng 29,06 tỷ m3 khí. Việc bổ sung thêm các
mỏ, các cấu tạo tiềm năng như Hà Mã Xám, Dơi Nâu, cấu tạo tiềm năng thuộc lô 091, lô 15-1 sẽ gia tăng sản lượng khí cộng dồn giai đoạn 2019-2035 lên khoảng 37,15
tỷ m3 khí.

6

Tổng trữ lượng khai thác của các mỏ giai đoạn 2019-2035 của các mỏ đang khai
thác, chuẩn bị phát triển, các mỏ chưa có kế hoạch phát triển và các cấu tạo tiềm năng
của Bể Cửu Long được thể hiện chi tiết ở bảng sau:
Bảng 1.1. Trữ lượng khí thu hồi các mỏ ở bể Cửu Long giai đoạn 2019 – 2035

Mỏ

Lô

Tên Mỏ
Bạch Hổ-RồngĐồi Mồi, Thỏ
Trắng, Gấu Trắng
STD/ STV/ STN

09-1 & 09-3
15-1
Các mỏ đang
khai thác & Các
mỏ chuẩn bị phát
triển (P1+P2,
50% P3)

Sư Tử Trắng

Trữ lượng khai
thác giai đoạn
2019-2035
(Tỷ m3/năm)
3.85

-0.48
22.95
0.25

15-2

Rạng ĐôngPhương Đông

16-1

Tê Giác Trắng

0.04

09-2

Cá Ngừ Vàng

0.18

Hải Sư Đen/ Hải
Sư Trắng
Kình Ngư Trắng
Tê Giác Trắng

15-2/01
09-2/09
16-1
Tổng cộng P1 + P2, 50%P3
16-2

Các mỏ chưa có
kế hoạch đưa vào
16-2
phát triển & Các
15-1 POS
cấu tạo tiềm năng

Hà Mã Xám
Dơi Nâu

0.28
1.99
0.04
29.06
1.3
1.16
3.65

09-1 POS
(P4 + P5 & POS)
Tổng cộng P4 + P5 & POS

1.98

Tổng cộng

37.15

8.09

7


Hình 1.1. Sản lượng cung cấp khí của bể Cửu Long giai đoạn 2019-2035
1.2.2. Bể Nam Côn Sơn:
Bể Nam Côn Sơn nằm phía Đông - Đông Nam Bể Cửu Long với diện tích khoảng
60.000 km2 bao phủ bởi 21 Lô và là vùng có nhiều giếng khoan thăm dò nhất (trên
60 giếng). Nguồn khí thuộc Bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên. Công tác tìm
kiếm thăm dò ở Bể này đã phát hiện được nhiều mỏ khí tự nhiên khá lớn như Lan
Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Mộc Tinh và các mỏ dầu như Đại
Hùng, Chim Sáo, Dừa, mỏ dầu và khí Cá Rồng Đỏ, …
Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang khai thác, đang phát triển và chuẩn bị đưa
vào phát triển giai đoạn 2019-2035 khoảng 68.64 tỷ m3 khí. Việc bổ sung thêm các
mỏ, các cấu tạo tiềm năng bể Nam Côn Sơn gồm Rồng Vĩ Đại, 12-C, Thiên Nga, Cá
Kiếm Đen & Cá Kiếm Xanh, Phong Lan Dại Deep, Cobia, Cá Kiếm Nâu… sẽ gia
tăng sản lượng khí cộng dồn lên khoảng 147.94 tỷ m3 khí.
Tổng trữ lượng khai thác của các mỏ giai đoạn 2019-2035 của các mỏ đang khai
thác, chuẩn bị phát triển, các mỏ chưa có kế hoạch phát triển và các cấu tạo tiềm năng
của bể Nam Côn Sơn được trình bày chi tiết ở bảng 1.2:

8


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

Mỏ

Lô

Tên mỏ

Lan Tây/ Lan Đỏ
PLD 1P & LD 3P
Rồng Đôi/ RĐT
Chim Sáo + Dừa
Cá Rồng Đỏ
HT/ MT
Thiên Ưng
Đại Hùng
Đại Nguyệt
Sao Vàng

06-1
06-1
11-2
Các mỏ đang
12w
khai thác & Các
07/3
mỏ chuẩn bị phát
05-2 & 3
triển (P1+P2,
04-3
50% P3)
05-1a
05-1bc
05-1bc
Tổng cộng P1 + P2, 50%P3
11-2
12E
12W

Rồng Vĩ Đại
12-C
Thiên Nga
CKD & CKX
(risked)

136/03
Các mỏ chưa có
kế hoạch đưa vào
phát triển & Các
cấu tạo tiềm năng
(P4 + P5 & POS)

04-2POS
04-3POS
05-1bc POS
05-2 & 05-3 POS

Trữ lượng khai
thác giai đoạn
2019 – 2035
(Tỷ m3/năm)
8.38
6.53
2.76
0.61
4.62
20.30
5.09

2.31
6.57
11.48
68.64
1.09
1.89
3.89
8.41
1.0
2.95
2.4
1.9

Phong Lan Dại
Deep

06-1 POS

16.36

11-2 (KNOCK)
1.05
POS
130 POS
3.4
07/3POS
Cobia
13.75
136/03
CKN (Risked VN)

14.6
136/03
Tiềm Năng
6.4
79.30
Tổng cộng P4 + P5 & POS
Tổng cộng
147.94
Bảng 1.2. Sản lượng cung cấp khí của bể Nam Côn Sơn
1.2.3. Bể Malay – Thổ Chu:
Bể trầm tích MaLay - Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam thềm lục địa Việt Nam trong
Vịnh Thái Lan, có ranh giới tiếp giáp Campuchia, Malaysia và Thái Lan. Bể có diện

9


tích khoảng 400.000 km2. Thái Lan và Malaysia đã tiến hành thăm dò dầu khí tại khu
vực biển của mình từ đầu những năm 70 và thu được kết quả rất khả quan.
Phía Việt Nam, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được bắt đầu từ những năm
đầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng kể. Hơn 63% các giếng
thăm dò đã phát hiện thấy dầu, khí và đến nay đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm
(PSC) ở các Lô có tiềm năng như PM3-CAA; Lô B, 48/95, 52/97; 46-Cái Nước; 46/02,
50,51. Các nguồn khí thuộc Lô này chủ yếu là khí tự nhiên, có hàm lượng CO2 cao.
Trữ lượng khí ở bể Malay – Thổ Chu được trình bày như sau:
Trữ lượng cấp 2P các mỏ thuộc PM3-CAA, 46-Cái Nước (phần thuộc Việt Nam)
và Hoa Mai, lô 46/02, trữ lượng cấp 2P của PM3-CAA là lượng có khả năng khai
thác của phía Việt Nam bao gồm 8% khí trơ được minh họa trong bảng 1.3
Bảng 1.3. Trữ lượng cấp khí 2P

-

Trữ lượng khí thu
hồi (cấp 2P)
26.17
4.80

46-Cái Nước

6.05

1.27

Hoa Mai

2.62

1.84

46/02

7.50

Tên mỏ, lô
PM3-CAA
Phần lấy bù

Trữ lượng khí tại
chỗ (cấp 2P)
81.10

Tổng
97.27
34.08
Trữ lượng Hydrocarbon (không tính N2, CO2) của lô B, 48/95 và 52/97 như sau:
Bảng 1.4. Trữ lượng Hydrocacbon không tính N2, CO2
Trữ lượng HC tại chỗ (P50)
Cấp trữ
lượng

Xác
minh
(P1)

Có khả
Có thể
năng
P1+P2+P3
(P3)
(P2)

Mỏ Kim
Long

23.00

25.00

31.00

Mỏ Ác Quỷ

18.00

32.00

Mỏ Cá Voi

13.00

Tổng

54.00

Trữ lượng HC thu hồi (P50)
Xác
minh
(P1)

Có khả
năng (P2)

2P=P1+P2

79.00

15.80

17.30

33.10

33.00

83.00

12.60

22.20

34.80

18.00

20.00

51.00

9.10

12.70

21.80

75.00

84.00

213.00

37.50

52.20

89.70

10


Như vậy có thể nhận thấy, tiềm năng khí ở khu vực bể Malay-Thổ Chu là rất lớn,
trữ lượng tại chỗ của các mỏ lớn gấp 2-3 lần trữ lượng có khả năng thu hồi, cùng với
việc công nghệ khai thác dầu khí ngày một phát triển, trình độ quản lý ngày một tăng,
việc thăm dò khai thác trong khu vực vẫn đang được tiếp tục thúc đẩy thì tiềm năng
gia tăng sản lượng khí của khu vực hi vọng sẽ được tiếp tục gia tăng.

11


Chương 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ [1]
2.1. Các phương pháp chế biến khí:
2.1.1. Ngưng tụ khí nhiệt độ thấp:
Quá trình ngưng tụ khí có thể coi là quá trình làm đẳng áp (nếu bỏ qua một vài tổn
thất áp suất khi khí di chuyển trong đường và các thiết bị công nghệ) cho tới nhiệt độ
tương ứng với áp suất đó sẽ xuất hiện pha lỏng. Khí đồng hành và khí thiên nhiên là
hỗn hợp nhiều cấu tử, do đó quá trình chuyển pha và các vùng tới hạn của chúng khác
nhiều so với các quá trình tương ứng của cấu tử khí tinh khiết.
Đối với cấu tử khí tinh khiết bao giờ cũng tồn tại điểm tới hạn và tương ứng điểm
đó là nhiệt độ và áp suất tới hạn. Khí nhiệt độ cao hơn nhiệt độ tới hạn, thì chất sẽ tồn
tại ở trạng thái một pha, khi đó dù có thay đổi giá trị của bất kỳ tổ hợp các thông số
nào cũng không thể đưa chất đó về trang thái hai pha được.

Điều đó có nghĩa là quá trình hóa lỏng một phần hay toàn bộ một cấu tử khí bằng
phương pháp nén chỉ thực hiện được khi hạ nhiệt độ khí xuống dưới nhiệt độ tới hạn.
Trong hỗn hợp khí đồng hành hoặc khí thiên nhiên, vùng tới hạn thường là một
khoảng rộng các thông số và phụ thuộc vào thành phần của khí.

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

12


+ Điểm C là điểm tới hạn, tại đó hai pha trở thành một pha.
+ Điểm M là điểm tương ứng với áp suất lớn nhất mà tại đó hỗn hợp nhiều
cấu tử tồn tại ở trạng thái hai pha.
+ Điểm N: là điểm tương ứng với áp suất lớn nhất mà tại đố hỗn hợp nhiều
cấu tử tồn tại ở trạng thái hai pha.
Những giá trị cực đại của áp suất và nhiệt độ mà tại đó hỗn hợp nhiều cấu tử có
thể tồn tại ở trạng thái hai pha được gọi là áp suất và nhiệt độ ngưng tụ tới hạn của
hỗ hợp.
Vị trí của các điểm C, M, N trên giảng đồ phụ thuộc vào thành phần của hỗn hợp.
Đường cong phía bên trái từ 0 cho tới điểm C biểu diễn cho đường cong điểm sôi.
Còn đường cong phía bên phải tử 100 cho tới điểm M biểu diễn cho đường cong điểm
sương. Đường ABDE: biểu diễn quá trình ngưng tụ đẳng nhiệt trong các mỏ khí
condensate. Điểm A biểu diễn pha lỏng nằm bên ngoài đường bao pha khi giảm áp
suất tới điểm B bắt đầu quá trình ngưng tụ. Tiếp tục giảm áp suất lượng lỏng hình
thành nhiều hơn từ điểm A đến D nằm trong miền được tạo bởi các điểm thay đổi độ
dốc của các đường pha. Khi tiếp tục giảm áp suất ra khỏi miền đi từ D tới E thì lượng
lỏng giảm dần cho tới khi đạt điểm sương E phía dưới điểm E hệ không tồn tại ở trạng
thái lỏng chỉ tồn tại ở trạng thái hơi.
Khi giảm nhiệt độ của hỗn hợp thì sẽ đến lúc một cấu tử nào đó của khí sẽ bắt đầu

ngưng tụ. Các cấu tử có nhiệt độ ngưng tụ lớn nhất sẽ ngưng tụ đầu tiên. Nhưng khí
hydrocacbon có một đặc điểm là chúng hòa tan vào hydrocacbon lỏng. Vì vậy trong
pha lỏng vẫn còn lẫn các hydrocacbon có nhiệt độ ngưng tụ thấp hơn.
Nguyên tắc: nén và làm lạnh khí để phân tách sơ bộ các hydrocacbon nặng nhất,
sau đó dòng khí được phân tách trong tháp chưng cất nhằm thu hồi khí.
Hiệu quả đối với quá trình cần tách các cấu tử nhẹ.
Công nghệ chế biến khí bằng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp có thể chia ra
theo: số bậc phân ly cơ bản, loại nguồn nhiệt lạnh, loại sản phẩm cuối.
Theo số bậc phân ly cơ bản quy trình được chia ra bậc một, bậc hai, và bậc ba.
Mỗi bậc nhất thiết phải có sản phẩm ra ở dạng lỏng.

13


Theo nguồn nhiệt lạnh chu trình làm lạnh trong, chu trình làm lạnh ngoài, và chu
trình làm lạnh kết hợp cả hai loại trên.
2.1.1. Sơ đồ ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh ngoài
Chu trình làm lạnh ngoài không phụ thuộc vào sơ đồ công nghệ và có tác nhân
lạnh riêng. Phụ thuộc vào loại tác nhân lạnh chu trình làm lạnh ngoài có thể chia thành
hai nhóm: tác nhân lạnh một cấu tử và tác nhân lạnh nhiều cấu tử (thường là hỗn hợp
hydrocacbon nhẹ). Chu trình làm lạnh ngoài hai hoặc nhiều tác nhân lạnh một cấu tử
gọi là chu trình lạnh nhiều bậc.
Sơ đồ ngưng tụ một bậc để thu được C3 và phân đoạn cao hơn với chu trình làm
lạnh bằng propan được trình bày trong hình 2.2.

Hình 2.2. Sơ đồ ngưng tụ một bậc ở nhiệt độ thấp
1,7 – Thiết bị tách hai pha; 2 – Máy nén; 3 – Thiết bị ngưng tụ bằng không khí;
4,5 – Thiết bị trao đổi nhiệt; 6,10 – Thiết bị bay hơi propan; 8 – Thiết bị khử etan; 9
– Bình chứa sản phẩm đỉnh; 11 – Thiết bị gia nhiệt đáy tháp.
I – Khí ẩm; II – Khí khô thương phẩm; III – Các phân đoạn C3+.

Sơ đồ có một nguồn lạnh bên ngoài – chu trình làm lạnh bằng propan và một cụm
phân tách hỗn hợp hai pha.

14


Trong sơ đồ khí ẩm theo ống dẫn đi vào thiết bị tách hai pha 1 để tách các tạp chất
cơ học và các giọt lỏng (dầu, chất lỏng ngưng tụ, nước, v.v…). Sau đó đi đến máy
nén 2 và được nén đến áp suất 3 ÷ 4 Mpa hoặc cao hơn. Khí nén được làm lạnh tới 20oC ÷ - 30oC trong thiết bị trao đổi nhiệt số 4, 5 nhờ nguồn lạnh từ dòng khí khô và
chất lỏng ngưng tụ từ thiết bị tách 7. Sau đó trong thiết bị bay hơi propan 6, khí sẽ
được ngưng tụ một phần và đi vào thiết bị tách 7, tại đây phần hydrocacbon ngưng tụ
sẽ được tách ra, khí khô sẽ đi ra từ đỉnh tháp. Phần lỏng ở đáy thiết bị tách 7, đi đến
trao đổi nhiệt tại thiết bị số 5, tại đây dòng này sẽ được gia nhiệt lên 20 ~ 30 oC và
được đưa vào tháp tách etan số 8. Sản phẩm đỉnh cảu tháp tách etan là hỗn hợp etan
và một phần nhỏ propan (không quá 5% propan). Hỗn hợp này sẽ được trộn với khí
khô ở thiết bị phân ly số 7 và được đưa vào ống dẫn khí thương phẩm. Sản phẩm đáy
của tháp etan là phân đoạn C3+ đươc sử dụng để tách LPG và Condensate.
2.1.2. Sơ đồ ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp với chu trình làm lạnh trong
Trong chu trình làm lạnh trong nguồn lạnh được lấy từ chính các dòng sản phẩm
khí thu được từ sơ đồ công nghệ. Chu trình làm lạnh trong chia thành hai nhóm:
+ Nhóm tiết lưu dòng sản phẩm lỏng. Nguồn lạnh thu được khi tiết lưu dòng chất
lỏng ngưng tụ của quá trình ngưng tụ hay dòng hồi hồi lưu của quá trình khử etane
và methane.
+ Nguồn lạnh thu được khi dùng van giảm áp. Nhờ hiệu ứng nhiệt động của quá
trình giãn nở khí đẳng entropi.
Thường áp dụng để chế biến khí thương phẩm chứa C3 không vượt quá 70 ÷75g/m3
khi sử dụng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp phải dùng nguồn lạnh và thiết bị
làm lạnh kiểu tuabin để có thể tách triệt để các cấu tử chính: etan, propan và
hydrocacbon nặng.

15