Nghiên cứu đánh giá tính kinh tế kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí nam côn sơn 2

ĐẠII HỌC QU
UỐC GIA T
TP.HỒ CH
HÍ MINH
TRƯỜNG
T
ĐẠI HỌC
C BÁCH KH
HOA
---------------o0o----------------

PHA
AN TẤN T
THÀNH

NGHIÊN
N CỨU ĐÁNH GIÁ
G TÍN
NH KIN
NH TẾ - K
KĨ THU
UẬT
CÁC CÔNG NGHỆ
N
T
THU HỒ
ỒI LỎNG
G
VỚI NGUỒN
N NGUY
YÊN LIỆ

ỆU MỚII
CH
HO NHÀ MÁY XỬ
X LÝ K
KHÍ NAM
M CƠN SƠN 2
Chun
C
ngàn
nh

:

Kỹ thuậtt Hóa dầu

Mã
M số

:

6052033
30

LUẬN
L
VĂN T
THẠC
C SĨ

TP.. HỒ CHÍ MINH

M
–T
THÁNG 08 NĂM 20177


CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG TP. HỒ CHÍ MINH
Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS Lê Thị Kim Phụng
TS. Nguyễn Văn Đức Long

Cán bộ chấm nhận xét 1: TS. Hồ Xuân Thịnh

Cán bộ chấm nhận xét 2: TS. Nguyễn Thành Duy Quang

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM
ngày 26 tháng 07 năm 2017
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1. GS. TSKH. Lưu Cẩm Lộc
2. TS. Hồ Xuân Thịnh
3. TS. Nguyễn Thành Duy Quang
4. TS. Võ Nguyễn Xuân Phương
5. TS. Phạm Hồ Mỹ Phương
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên
ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: PHAN TẤN THÀNH

MSHV: 7140035

Ngày, tháng, năm sinh: 15/06/1991

Nơi sinh: Bình Thuận

Chun ngành: Kỹ thuật Hóa dầu

Mã số: 60520330

.

I. TÊN ĐỀ TÀI: Nghiên cứu, đánh giá tính kinh tế - kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng
với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2.
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
-

Giới thiệu tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2
Giới thiệu các công nghệ thu hồi lỏng trong q trình xử lý khí thiên nhiên
Chi tiết mơ phỏng cơng nghệ và tính tốn thiết bị
Tính tốn kinh tế và lựa chọn cơng nghệ thu hồi lỏng phù hợp với nhà máy xử lý
khí.

III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 15/08/2016
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 19/06/2017
V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS. Nguyễn Văn Đức Long
PGS TS. Lê Thị Kim Phụng
Tp. HCM, ngày . . . . tháng .. . . năm 2017
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA


 

LỜI CẢM ƠN
Đầu tiên, con xin chân thành gửi lòng biết ơn đến cha mẹ - người đã cho
con hình hài, ý chí và tinh thần, cùng mọi người trong gia đình đã ln ở bên
con, động viên, hỗ trợ và cho con điều kiện tốt nhất trong suốt quá trình học
tập và thực hiện luận văn này.
Quan trọng nhất là lòng tri ân sâu sắc của em trước sự quan tâm, hướng
dẫn, chỉ bảo tận tình và giúp đỡ không mệt mỏi của PGS. TS. Lê Thị Kim
Phụng và TS. Nguyễn Đình Quân. Thầy Nguyễn Đình Quân đã truyền đạt cho
em những kiến thức và kinh nghiệm quý báu mà nhờ đó đã giúp cho em có
thể hồn thành luận văn này. Trên hết, Thầy Cô đã cho em một cái nhìn, một
cách tư duy và cách giải quyết vấn đề nảy sinh trong q trình nghiên cứu. Đó
là những kỹ năng rất cần thiết cho em sau này có thể thành cơng trong cuộc
sống dù là trên con đường học tập, nghiên cứu hay làm việc.
Và cũng thật thiếu sót khi chưa nói lời cảm ơn đến TS. Nguyễn Văn Đức
Long, TS. Đào Thị Kim Thoa, TS. Nguyễn Thành Duy Quang, ThS. Nguyễn

Bùi Hữu Tuấn cũng như các Thầy Cơ trong bộ mơn Dầu Khí nói riêng và
Khoa Kỹ thuật Hóa Học nói chung đã hết lịng truyền dạy cho em những kiến
thức, kinh nghiệm quý báu về khoa học cũng như lời góp ý chân tình nhất để
em có thể hồn thiện luận văn của mình một cách tốt nhất.
Trân trọng
TP. Hồ Chí Minh, 19/06/2017
Phan Tấn Thành

i 
 


 

TĨM TẮT
Việt Nam có nguồn tài ngun khí thiên nhiên trung bình, đứng hàng thứ 3 trong khu
vực Đơng Nam Á. Nghiên cứu phân tách sâu khí thiên nhiên giúp mang lại hiệu quả
kinh tế cao. Tùy thuộc vào nhu cầu phía hạ nguồn như lĩnh vực hóa dầu, lĩnh vực năng
lượng mà nhà máy xử lý cũng có các cấu hình khác nhau.
Nhằm đáp ứng nhu cầu xử lý sâu nguồn khí thiên nhiên tại khu vực Đơng Nam Bộ,
Tổng Cơng ty Khí Việt Nam có chủ trương đầu tư nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2.
Q trình thiết kế FEED nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2 hồn thành vào năm 2013
với nguồn khí Hải Thạch, Mộc Tinh, Thiên Ưng, Mãng Cầu và các mỏ nhỏ khác với
sản phẩm là khí khơ, LPG và condensate. Tuy nhiên, sản lượng khai thác của các mỏ
khí hiện nay đã thay đổi, nguồn khí chính hiện nay cho dự án nhà máy xử lý Nam Côn
Sơn 2 đến từ mỏ khí Sao Vàng – Đại Nguyệt, Sư Tử Trắng với hàm lượng các cấu tử
C2, C3, C4 cao. Đồng thời trong thời gian tới, khu vực này hình thành tổ hợp lọc hóa
dầu miền Nam, vì vậy nhu cầu ethane, propane là rất lớn. Chính vì vậy Tổng Cơng ty
khí Việt Nam đề xuất tách sâu các cấu tử nhẹ để đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. Việc
thay đổi thành phần khí đầu vào và yêu cầu sản phẩm đầu ra đòi hỏi phải thay đổi thiết

kế nhà máy cũng như cơng nghệ xử lý khí.
Luận văn này sẽ trình bày các bản quyền cơng nghệ xử lý khí phổ biến hiện nay trên
thế giới, đánh giá tính khả thi của các cơng nghệ, tiến hành mơ phỏng trực quan bằng
phần mềm HYSYS, tính tốn cơng suất và kích thước thiết bị. Thơng qua kết quả tính
tốn và mơ phỏng, luận văn sẽ tiến hành phân tích tài chính để lựa chọn cơng nghệ tối
ưu nhất cho nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2.
Tuy cịn nhiều thiếu sót về nội dung và kết quả, nhưng hy vọng những đóng góp của
luận văn sẽ làm tiền đề cho các nghiên cứu chuyên sâu về đánh giá, thiết kế bản quyền
cơng nghệ xử lý khí nói riêng và cơng nghệ chế biến dầu khí nói chung ở Việt Nam.

ii 
 


 

ABSTRACT
Vietnam which has medium natural gas resources is the third largest natural gas
resource in Southeast Asia. The researching of deep-seated natural gas is a high
economic efficiency. The plant which handles the natural gas has different
configurations depending on downstream demand like petrochemicals, energy sector.
Moreover, to meet the demand for natural gas in the South-East area, Petro-Vietnam
Gas Corporation has a policy of investing in Nam Con Son Gas Processing Plant
number 2. The process of FEED’s design for the Nam Con Son 2 plant will be
completed in 2013. The natural gas resource is contributed from Hai Thach, Moc Tinh,
Thien Uong, Mang Cau and other natural gas mines included dry gas, LPG and
condensate. However, the capacity output of these natural gas deposits currently has
changed and the main source of natural gas for the Nam Con Son 2 plant comes from
Sao Vang - Dai Nguyet and Su Tu Trang mines which have high C2, C3, C4
component’s content. At the same time, this area will launch a southern refinery in the

future, so the demand for ethane and propane is very high. Therefore, Petro-Vietnam
Gas Corporation proposes to separate light components to achieve the highest
economic efficiency. The changing of the input gas composition and production
requirements requires an adjustment in plant’s design as well as gas processing
technology.
This thesis will introduce the current gas processing technologies in the world, evaluate
the feasibility of them, do simulation by using HYSYS software and calculate the
capacity and size devices. As the results of the calculation and simulation, this thesis
will analyze the financial feasibility to choose the best technology for Nam Con Son
Gas Processing Plant 2.
Finally, although there are many shortcomings in content but it is will be contributed
and be as premise for in-depth studies which support for an assessment, design of

iii 
 


 

specific gas processing technology and the petroleum technology in general in
Vietnam.

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, luận văn này là do chính tơi thực hiện. Các kết quả thu được là hồn
tồn trung thực, đáng tin cậy. Nếu như có bất kỳ gian dối nào tơi xin chịu hồn tồn
trách nhiệm, và chấp nhận kỷ luật theo quy định của nhà trường.

iv 
 

 

MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN .................................................................................................................. i
TÓM TẮT ........................................................................................................................ii
ABSTRACT ................................................................................................................... iii
LỜI CAM ĐOAN ............................................................................................................iv
MỤC LỤC ....................................................................................................................... v
DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU ...........................................................................ix
DANH MỤC HÌNH VẼ & ĐỒ THỊ ..........................................................................xiv
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT......................................................................................xvi
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................xvii
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU ....................................... 1
1.1.

Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam .............................................. 1

1.1.1.

Nguồn khí bể Sơng Hồng ............................................................................ 3

1.1.2.

Nguồn khí bể Cửu Long .............................................................................. 4

1.1.3.

Bể Nam Cơn Sơn ......................................................................................... 4

1.1.4.

Bể Malay – Thổ Chu .................................................................................... 5

1.1.5.

Tài nguyên khí chưa phát hiện ..................................................................... 5

1.2.

Đặc điểm thành phần khí tại các Bể trầm tích của Việt Nam ............................ 6

1.2.1.

Bể Cửu Long ................................................................................................ 6

1.2.2.

Bể Nam Côn Sơn ......................................................................................... 7

1.2.3.

Bể Malay – Thổ Chu .................................................................................... 9

1.3.

Tổng quan về dự án Nam Côn Sơn 2 ............................................................... 10

v 
 

 

1.3.1.

Tổng quan về dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 1.... 12

1.3.2.

Tổng quan về dự án đường ống dẫn khí Nam Cơn Sơn 2 – giai đoạn 2.... 13

1.3.3.

Tổng quan về dự án nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2 .......................... 14

1.4.

Tổng quan về hướng nghiên cứu của đề tài ...................................................... 17

1.5.

Mục tiêu và nội dung nghiên cứu ..................................................................... 19

1.5.1.

Mục tiêu nghiên cứu .................................................................................. 19

1.5.2.

Nội dung nghiên cứu.................................................................................. 19

1.6.

Giới thiệu về phần mềm mơ phỏng và tính tốn .............................................. 20

1.6.1.

Giới thiệu phần mềm mô phỏng HYSYS .................................................. 20

Chương 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP CHẾ BIẾN KHÍ THIÊN NHIÊN.................... 23
2.1.

Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp ................................................................ 23

2.2.

Phương pháp hấp thụ nhiệt độ thấp .................................................................. 24

2.3.

Phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp .............................................................. 27

2.4.

Các nghiên cứu về phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp trong lĩnh vực chế

biến khí ....................................................................................................................... 28
2.4.1.

Quy trình GSP (Gas Subcooled Process)................................................... 29

2.4.2.

Quy trình RSV (Recycle Split Vapor) ....................................................... 31

2.4.3.

Quy trình SRC (Supplemental Rectification with Compression) .............. 32

2.4.4.

Quy trình SRP (Supplemental Rectification Process) ............................... 32

2.4.5.

Quy trình CRR (Cold Residue Reflux) ...................................................... 33

Chương 3: MƠ PHỎNG .............................................................................................. 35
3.1.

Mơ phỏng trực quan bằng phần mềm HYSYS ................................................. 35

3.1.1.

Mơ phỏng quy trình GSP ........................................................................... 35

vi 
 

 

3.1.2.

Mơ phỏng quy trình RSV .......................................................................... 42

3.1.3.

Mơ phỏng quy trình SRC ........................................................................... 49

3.1.4.

Mơ phỏng quy trình SRP ........................................................................... 56

3.1.5.

Mơ phỏng quy trình CRR .......................................................................... 62

3.1.6.

Tính tốn hiệu suất sản phẩm .................................................................... 69

3.2.

Tính tốn thiết bị............................................................................................... 74

3.2.1.

Tính tốn thiết bị trong quy trình GSP .......................................................... 74

3.2.2.

Tính tốn thiết bị trong quy trình RSV ......................................................... 78

3.2.3.

Tính tốn thiết bị trong quy trình SRC ......................................................... 82

3.2.4.

Tính tốn thiết bị trong quy trình SRP .......................................................... 86

3.2.5.

Tính tốn thiết bị trong quy trình CRR ......................................................... 90

Chương 4: PHÂN TÍCH KINH TẾ CÁC QUY TRÌNH THU HỒI LỎNG ........... 94
3.1.

Tổng mức đầu tư các quy trình cơng nghệ ....................................................... 94

3.2.

Tổng chi phí vận hành ...................................................................................... 99

3.3.

Phân tích tài chính .......................................................................................... 106

Chương 5: KẾT QUẢ VÀ BÀN LUẬN ................................................................... 113
5.1.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến cơng suất

máy nén ..................................................................................................................... 113
5.2.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến cơng suất

thiết bị gia nhiệt đáy tháp.......................................................................................... 114
5.3.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến hiệu suất

thu hồi propane ......................................................................................................... 115

vii 
 


 

5.4.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến hiệu suất

thu hồi ethane ............................................................................................................ 116
5.5.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ đến tổng mức đầu tư .............. 117

5.6.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến chi phí

vận hành .................................................................................................................... 118
5.7.

Khảo sát ảnh hưởng của quy trình cơng nghệ và thành phần khí đến chỉ số tài

chính 119
Chương 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................ 120
6.1.

Kết luận........................................................................................................... 120

6.2.

Kiến nghị ........................................................................................................ 120

TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................... 122
PHỤ LỤC .................................................................................................................... 127
Phụ lục A: Tính tốn tháp chưng cất ........................................................................ 127
Phụ lục B: Tính tốn thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 142
Phục lục C: Sơ đồ mô phỏng công nghệ................................................................... 143
LÝ LỊCH TRÍCH NGANG ....................................................................................... 144 

viii 
 

 

DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU
Bảng 1- 1: Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long (% Mol) .................................. 6
Bảng 1- 2: Thành phần khí Bể Nam Cơn Sơn (% Mole) ................................................ 7
Bảng 1- 3: Thành phần khí mỏ Sao Vàng/Đại Nguyệt ................................................... 8
Bảng 1- 4: Thành phần khí đầu vào nhà máy (Thành phần mới) .................................. 15
Bảng 1- 5: Thành phần khí đầu vào cụm NGL Recovery ............................................. 18

Bảng 3- 1: Thông số công nghệ áp dụng trong mơ phỏng quy trình GSP .................... 35
Bảng 3- 2: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí High C2 ...... 38
Bảng 3- 3: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí High LPG ... 38
Bảng 3- 4: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí Rich Gas ..... 39
Bảng 3- 5: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí Lean Gas .... 39
Bảng 3- 6: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí High Inert ... 39
Bảng 3- 7: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình GSP với thành phần khí Bạch Hổ...... 40
Bảng 3- 8: Kết quả mơ phỏng quy trình GSP với 6 thành phần khí .............................. 41
Bảng 3- 9: Thơng số cơng nghệ mơ phỏng quy trình RSV ........................................... 42
Bảng 3- 10: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí High C2.... 45
Bảng 3- 11: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí High LPG . 45
Bảng 3- 12: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí Lean Gas .. 46
Bảng 3- 13: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí Rich Gas .. 46
Bảng 3- 14: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí High Inert . 47

ix 
 

 

Bảng 3- 15: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình RSV với thành phần khí Bạch Hổ ... 47
Bảng 3- 16: Kết quả mơ phỏng quy trình RSV với 6 thành phần khí ........................... 48
Bảng 3- 17: Thơng số cơng nghệ áp dụng mơ phỏng quy trình SRC ............................ 49
Bảng 3- 18: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí High C2 .... 52
Bảng 3- 19: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí High LPG . 52
Bảng 3- 20: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí Rich Gas ... 53
Bảng 3- 21: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí Lean Gas .. 53
Bảng 3- 22: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí High Inert . 54
Bảng 3- 23: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRC với thành phần khí Bạch Hổ ... 54
Bảng 3- 24: Kết quả mơ phỏng quy trình SRC với 6 thành phần khí ........................... 55
Bảng 3- 25: Thơng số cơng nghệ mơ phỏng áp dụng cho quy trình SRP ..................... 56
Bảng 3- 26: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí High C2 .... 58
Bảng 3- 27: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí High LPG . 58
Bảng 3- 28: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí Lean Gas ... 59
Bảng 3- 29: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí Rich Gas ... 59
Bảng 3- 30: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí High Inert . 59
Bảng 3- 31: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình SRP với thành phần khí Bạch Hổ .... 60
Bảng 3- 32: Kết quả mơ phỏng quy trình SRP với 6 thành phần khí ............................ 61
Bảng 3- 33: Thơng số cơng nghệ áp dụng mơ phỏng quy trình CRR ........................... 62
Bảng 3- 34: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí High C2 ... 65
Bảng 3- 35: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí High LPG 65
Bảng 3- 36: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí Lean Gas .. 66

x 
 


 

Bảng 3- 37: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí Rich Gas .. 66
Bảng 3- 38: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí High Inert 66
Bảng 3- 39: Thơng số dịng cơng nghệ quy trình CRR với thành phần khí Bạch Hổ ... 67
Bảng 3- 40: Kết quả mô phỏng quy trình CRR với 6 thành phần khí ........................... 68
Bảng 3- 41: Sản lượng sản phẩm của quy trình GSP .................................................... 72
Bảng 3- 42: Sản lượng sản phẩm của quy trình CRR.................................................... 72
Bảng 3- 43: Sản lượng sản phẩm của quy trình RSV .................................................... 72
Bảng 3- 44: Sản lượng sản phẩm của quy trình SRC .................................................... 73
Bảng 3- 45: Sản lượng sản phẩm của quy trình SRP .................................................... 73
Bảng 3- 46: Công suất các thiết bị truyền nhiệt ............................................................ 75
Bảng 3- 47: Cơng suất các máy nén, giãn khí và bơm .................................................. 76
Bảng 3- 48: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 76
Bảng 3- 49: Kích thước tháp chưng cất T-103 .............................................................. 77
Bảng 3- 50: Công suất các thiết bị truyền nhiệt ............................................................ 79
Bảng 3- 51: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm .................................................. 80
Bảng 3- 52: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 80
Bảng 3- 53: Kích thước tháp chưng cất T-103 .............................................................. 81
Bảng 3- 54: Công suất các thiết bị truyền nhiệt ............................................................ 83
Bảng 3- 55: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm .................................................. 84
Bảng 3- 56: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 84
Bảng 3- 57: Kích thước tháp chưng cất T-103 .............................................................. 85
Bảng 3- 58: Công suất các thiết bị truyền nhiệt ............................................................ 87

xi 
 


 

Bảng 3- 59: Cơng suất các máy nén, giãn khí và bơm .................................................. 88
Bảng 3- 60: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 88
Bảng 3- 61: Kích thước tháp chưng cất T-103 .............................................................. 89
Bảng 3- 62: Công suất các thiết bị truyền nhiệt ............................................................ 91
Bảng 3- 63: Công suất các máy nén, giãn khí và bơm .................................................. 92
Bảng 3- 64: Kích thước thiết bị phân tách lỏng khí ...................................................... 92
Bảng 3- 65: Kích thước tháp chưng cất T-103 .............................................................. 93

Bảng 4- 1: Tổng chi phí đầu tư thiết bị - Chi phí trực tiếp (Đơn vị: USD) ................... 95
Bảng 4- 2: Các chi phí trực tiếp khác (Đơn vị: USD) ................................................... 96
Bảng 4- 3: Chi phí xây dựng (Đơn vị USD) .................................................................. 96
Bảng 4- 4: Tổng các chi phí trực tiếp vả chi phí xây dựng (Đơn vị USD).................... 97
Bảng 4- 5: Chi phí dịch vụ - Chi phí gián tiếp (Đơn vị USD)....................................... 97
Bảng 4- 6: Tổng mức đầu tư dự án (Đơn vị USD) ........................................................ 98
Bảng 4- 7: Chi phí vận hành quy trình GSP ................................................................ 100
Bảng 4- 8: Chi phí vận hành quy trình CRR ............................................................... 101
Bảng 4- 9: Chi phí vận hành quy trình RSV................................................................ 102
Bảng 4- 10: Chi phí vận hành quy trình SRC .............................................................. 103
Bảng 4- 11: Chi phí vận hành quy trình SRP .............................................................. 104
Bảng 4- 12: Bảng liệt kê giá trị nguyên liệu và sản phẩm khí..................................... 106
Bảng 4- 13: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trìn GSP (Đơn vị: triệu USD)
...................................................................................................................................... 108

xii 
 


 

Bảng 4- 14: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trình CRR (Đơn vị: triệu USD)

...................................................................................................................................... 109
Bảng 4- 15: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trình RSV (Đơn vị: triệu USD)
...................................................................................................................................... 110
Bảng 4- 16: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trình SRC (Đơn vị: triệu USD)
...................................................................................................................................... 111
Bảng 4- 17: Số liệu phân tích tài chính quy trình quy trình SRP (Đơn vị: triệu USD)
...................................................................................................................................... 112

 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

xiii 
 


 

DANH MỤC HÌNH VẼ & ĐỒ THỊ
Hình 1- 1: Phân bố các bể dầu khí chính ở Việt Nam .................................................... 1
Hình 1- 2: Tài ngun khí có khả năng thu hồi theo bể trầm tích (tính đến tháng
12/2014) .......................................................................................................................... 3
Hình 1- 3: Sơ đồ tổng thể dự án đường ống Nam Cơn Sơn 2 ...................................... 12
Hình 1- 4: Sơ đồ triển khai đường ống Nam Côn Sơn 2 – giai đoạn 1 ......................... 13

Hình 2- 1: Sơ đồ cơng nghệ phương pháp ngưng tụ thiệt độ thấp ............................... 23
Hình 2- 2: Sơ đồ công nghệ phương pháp hấp thụ nhiệt độ thấp .................................. 25
Hình 2- 3: Sơ đồ cơng nghệ phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp .............................. 27
Hình 2- 4: Sơ đồ cơng nghệ quy trình GSP ................................................................... 30
Hình 2- 5: Quy trình cơng nghệ RSV ............................................................................ 31
Hình 2- 6: Quy trình cơng nghệ SRC ............................................................................ 32
Hình 2- 7: Quy trình cơng nghệ SRP ............................................................................ 33
Hình 2- 8: Quy trình cơng nghệ CRR............................................................................ 34

Hình 3- 1: Sơ đồ mơ phỏng cơng nghệ quy trình GSP.................................................. 37
Hình 3- 2: Sơ đồ mơ phỏng cơng nghệ quy trình RSV ................................................. 44
Hình 3- 3: Sơ đồ mơ phỏng cơng nghệ quy trình SRC ................................................. 51
Hình 3- 4: Sơ đồ mơ phỏng cơng nghệ quy trình SRP .................................................. 57
Hình 3- 5: Sơ đồ mơ phỏng cơng nghệ quy trình CRR ................................................. 64
Hình 3- 6: Quy trình mơ phỏng cơng nghệ tách ethane, LPG và condensate ............... 71

xiv 
 


 

Hình 5- 1: Biểu đồ cơng suất máy nén theo thành phần khí và quy trình cơng nghệ . 113
Hình 5- 2: Biểu đồ công suất thiết bị gia nhiệt đáy tháp theo thành phần khí và quy
trình cơng nghệ ............................................................................................................. 114
Hình 5- 3: Biểu đồ hiệu suất thu hồi Propane theo thành phần khí và quy trình cơng
nghệ .............................................................................................................................. 115
Hình 5- 4: Biểu đồ hiệu suất thu hồi ethane theo thành phần khí và quy trình cơng nghệ
...................................................................................................................................... 116
Hình 5- 5: Biểu đồ chi phí đầu tư các quy trình cơng nghệ ........................................ 117
Hình 5- 6: Biểu đồ chi phí vận hành theo thành phần khí và quy trình cơng nghệ ..... 118
Hình 5- 7: Biểu đồ chỉ số tài chính IRR theo quy trình cơng nghệ ............................. 119

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

xv 
 


 

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
 

RSV

Recycle Split Vapor

GSP

Gas Subcooled Process

SRC

Supplemental. Rectification with. Compression

SRP

Supplemental Rectification Process

CRR

Cold Residue Reflux process

SCORE

Single Column Overhead Recycle process

NGL

Natural gas liquid

PV Gas

Tổng Cơng ty Khí Việt Nam

PVE

Tổng Cơng ty Tư Vấn Thiết kế Dầu Khí

AGRU

Acid Gas Removal Unit – Cụm làm ngọt khí

PVN

Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

FEED

Thiết kế kỹ thuật tổng thể

FS

Nghiên cứu khả thi (Feasibility Study)

IRR

Internal Rate of Return

 

xvi 
 


 

MỞ ĐẦU
Việt Nam bắt đầu khai thác dầu khí từ năm 1986 tại mỏ Bạch Hổ, Dầu khai thác được
xử lý và và đưa ra tàu chứa để xuất khẩu, cịn khí được đốt bỏ ở ngồi mỏ. Đến năm
1995, nguồn khí mỏ Bạch Hổ được thu gom, xử lý và vận chuyển vào bờ cung cấp cho
Nhà máy điện Bà Rịa mở đầu cho ngành cơng nghiệp khí tại Việt Nam. Tiếp theo đó
với sự thành cơng của cơng tác tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí tại các bể trầm
tích trên thềm lục địa Việt Nam nên ngành cơng nghiệp khí đã phát triển nhanh chóng.
Trong hơn 20 năm qua, ngành cơng nghiệp khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng hệ thống
thu gom, xử lý, vận chuyển khí cả ở khu vực Đơng và Tây Nam Bộ, đang đầu tư xây
dựng tại khu vực Bắc Bộ và tiếp theo đó sẽ là khu vực Trung Bộ. Khí tự nhiên có vai
trị ngày càng quan trọng trong cán cân năng lượng quốc gia và được sử dụng rộng rãi
làm nhiên liệu cho phát điện, sản xuất đạm, sản xuất vật liệu xây dựng, giao thông vận
tải, dân sinh và thương mại,… đóng góp một phần khơng nhỏ đến việc phát triển kinh
tế đất nước và góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.
Khuynh hướng phát triển cơng nghiệp hóa dầu đang phát triển mạnh mẽ ở Việt Nam.
Để quy hoạch cơng nghiệp hóa dầu có tính hiệu quả thì nguồn ngun liệu là một điều
kiện tiên quyết. Việt Nam có nguồn tài ngun khí thiên thiên trung bình ở khu vực
Đơng Nam Á, đây là tiền đề để hình thành chuỗi dự án xử lý khí kết hợp hóa dầu nhằm
mang lại hiệu quả kinh tế cao cho chuỗi dự án.
Ngày 29 tháng 03 năm 2017, Tổng Cơng ty Khí Việt Nam và Cơng ty TNHH Hóa dầu
Long Sơn đã tiến hành kí kết thỏa thuận sơ bộ cung cấp ethane và propane cho Tổ Hợp
Hóa Dầu Long Sơn. Dựa trên dữ liệu phát triển mỏ và nhu cầu của khách hàng, Tổng

Công ty Khí Việt Nam đã quyết định đầu tư nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2 tại khu
vực Dinh Cố, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu nhằm tách ethane, propane, condensate và khí khơ
từ nguồn khí thiên nhiên tại khu vực Đông Nam Bộ.

xvii 
 


 

Luận văn này sẽ trình bày chi tiết các cơng nghệ thu hồi lỏng từ nguồn khí thiên nhiên
được sử dụng phổ biến hiện nay trên thế giới. Thông qua đó luận văn sẽ tiến hành phân
tích, tính tốn để đưa ra công nghệ phù hợp với điều kiện thực tiễn tại Việt Nam. Hy
vọng những đóng góp của luận văn sẽ được sử dụng để hỗ trợ Tổng Công ty khí Việt
Nam lựa chọn cơng nghệ tối ưu nhất cho nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn 2.
Luận văn này được thực hiện tại Tổng Công ty Tư vấn Thiết Kế Dầu khí và Phịng thí
nghiệm tính tốn – Khoa kỹ thuật Hóa học – Đại học Bách Khoa TP.HCM.

xviii 
 


Luận văn thạc sĩ 
  

HVCH: Phan Tấn Thành

 

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU

1.1.

Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam

Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình và đứng hàng thứ 3 trong
khu vực (sau Indonesia và Malaysia). Trữ lượng và tiềm năng khí của Việt Nam tập
trung chủ yếu tại 4 bể trầm tích: Sơng Hồng, Cửu Long, Nam Cơn Sơn và Malay – Thổ
Chu. Tổng trữ lượng có thể thu hồi của 4 bể chưa tính đến cấu tạo tiềm năng POS tính
đến thời điểm 30/06/2014 khoảng 1116 tỷ m3 [1].

Hình 1- 1: Phân bố các bể dầu khí chính ở Việt Nam [1]

 
Trang 1


Luận văn thạc sĩ 
  

HVCH: Phan Tấn Thành

 

 Về phân bố theo khu vực:
-

Trữ lượng thu hồi cấp 2P (P1+P2) đối với các mỏ đang khai thác (còn lại) đều
tập trung ở các bể thuộc khu vực thềm lục địa phía Nam, trong đó bể Nam Cơn
Sơn chiếm 52%, bể Cửu Long 38%, bể Malay – Thổ Chu 10%. Trữ lượng cấp
2P (P1+P2) đối với các mỏ chuẩn bị khai thác tập trung chủ yếu ở các bể Sông

Hồng, bể Malay – Thổ Chu. Trong đó, bể Sơng Hồng chiếm 57%, bể Malay –
Thổ Chu chiếm 36%, bể Nam Côn Sơn chiếm 6%, bể Cửu Long chiếm 1%. Như
vậy, dự báo trong vòng 5 tới, khu vực phát triển sối động vẫn chủ yếu tập trung
ở miền Nam và miền Trung để tận dụng nguồn khí bể Nam Cơn Sơn, bể Malay
– Thổ Chu, bể Sông Hồng [1].

-

Trữ lượng thu hồi khí cấp P3 các mỏ đang khai thác và chuẩn bị khai thác chủ
yếu tập trung ở bể Malay – Thổ Chu chiếm 58%, bể Nam Côn Sơn chiếm 18%,
bể Cửu Long chiếm 23%, bể Sông Hồng chiếm 1% [1].

-

Trữ lượng khí thu hồi tiềm năng (cấp P4+P5) với các phát hiện (có thể phát triển
và chưa thể phát triển) hiện chủ yếu tập trung ở bể Sông Hồng (chiếm 57%) và
khoảng 34% bể Nam Cơn Sơn, các bể cịn lại chiếm khoảng 9% [1].

-

Trữ lượng tiềm năng chưa phát hiện đã tính POS chủ yếu tập trung ở bể Nam
Côn Sơn chiếm 60%, bể Sông Hồng chiếm khoảng 18%, bể Malay – Thổ Chu
chiếm khoảng 13%, bể Cửu Long chiếm 6%, bể trầm tích khác khoảng 3% [1].

 
Trang 2


Luận văn thạc sĩ 
  

HVCH: Phan Tấn Thành

 
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Sông Hồng

Cửu Long

P1+P2

Nam Côn Mã Lai - Thổ Phú Khánh
Sơn
Chu
P3

P4+P5

Tư ChínhVũng Mây

Phú Quốc

Miền Vịng
Hà Nội

Tiềm năng chưa phát hiện ( Có tính POS)

Hình 1- 2: Tài ngun khí có khả năng thu hồi theo bể trầm tích (tính đến tháng
12/2014) [1]
1.1.1. Nguồn khí bể Sơng Hồng
Bể Sơng Hồng với diện tích khoảng 153.000 km2 trải rộng từ đồng bằng hạ lưu Sông
Hồng vịnh Bắc bộ tới hết thềm lục địa miền Trung bao gồm khu vực các Lô từ 100 đến
121. Bể Sông Hồng bao gồm các mỏ như Bạch Long, Thái Bình, Báo Vàng, Báo Đen,
Hàm Rồng, Hắc Long, Địa Long, Cá Voi Xanh, Báo Vàng, Sư Tử Biển, Cá
Heo...Trong đó mỏ khí Cá Voi Xanh là mỏ khí có trữ lượng lớn nhất của Việt Nam
được phát hiện cho đến nay. Hiện tại, PVN và ExxonMobil đang xem xét, nghiên cứu
phát triển mỏ Cá Voi Xanh để cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ khu vực miền Trung,
dự kiến sản lượng khai thác mỏ khí Cá Voi Xanh đạt 8,68 tỷ m3/năm (40% khí trơ và
CO2). Tính đến tháng 6/2014, tổng lượng khí đã phát hiện của Bể Sơng Hồng ước tính
khoảng 264 tỷ m3, trong đó tổng lượng khí có thể đưa vào phát triển khai thác tính đến
đến năm 2035 khoảng 157,26 tỷ m3, sản lượng khí đã khai thác là 0,66 tỷ m3, khả năng
khai thác giai đoạn 2016-2035 khoảng 84,75 tỷ m3 [1].

 
Trang 3


Luận văn thạc sĩ 
  

HVCH: Phan Tấn Thành

 

1.1.2. Nguồn khí 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. Bể Cửu Long gồm các
mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng – Đồi Mồi, Thỏ Trắng, Gấu Trắng, Rạng Đông,
Phương Đông, Ruby, Pearl, Topaz, Diamond, Emerald, Jade, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng,
Sư Tử Nâu, Sư Tử Trắng, Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng, …Tổng lượng khí đã phát hiện
có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 vào khoảng 157,45 tỷ m3 trong đó sản lượng
khí đã khai thác là 54,23 tỷ m3, trữ lượng khí thu hồi cịn lại khoảng 103 tỷ m3. Xét về
tỷ lệ, trữ lượng khí đã phát hiện thu hồi cịn lại chiếm khoảng 66% trong tổng lượng
khí đã phát hiện ở Bể Cửu Long. Trong giai đoạn tới, hầu hết các Nhà thầu đều đã có
kế hoạch để đưa các mỏ đang phát triển vào khai thác, chắc chắn sẽ bổ sung bù đắp
được lượng khí đang suy giảm từ các mỏ đang khai thác hiện tại và gia tăng nguồn cấp
khí từ Bể Cửu Long cho thị trường khu vực Đông Nam Bộ [1].
1.1.3. Bể Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn nằm phía Đơng - Đơng Nam Bể Cửu Long với diện tích khoảng
60.000 km2 bao phủ bởi 21 Lơ và là vùng có nhiều giếng khoan thăm dị nhất (trên 60
giếng). Nguồn khí thuộc Bể Nam Cơn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên. Cơng tác tìm kiếm
thăm dị 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, Sao Vàng – Đại nguyệt…[1]
Tổng lượng khí đã phát hiện có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 là 237,82 tỷ
m3; trong đó sản lượng khí đã khai thác là 54,7 tỷ m3, khả năng khai thác từ 2014-2035
khoảng 73,1 tỷ m3 [1].

 
Trang 4