Thiết kế công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên nhiên việt nam

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA


TRIỆU XUÂN VIỆT

THIẾT KẾ CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT METHANOL
TỪ KHÍ THIÊN NHIÊN VIỆT NAM

Chuyên ngành: Công Nghệ Hoá Học
Mã số ngành: 2.10.00

LUẬN VĂN THẠC SĨ

VŨNG TÀU, 09/2005


CÔNG TRÌNH ĐƯC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH















Cán bộ hướng dẫn khoa học:

PGS.TS. Phan Minh Tân
Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn thạc só được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN
VĂN THẠC SĨ
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày…………tháng…………năm 2005


TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHÒNG ĐÀO TẠO SĐH

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
ĐỘC LẬP - TỰ DO - HẠNH PHÚC

----------o0o----------

Tp. HCM, ngày

tháng

năm 2005

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Phái: Nam
Nơi sinh: Quảng Ninh
MSHV:

Họ và tên học viên: Triệu Xuân Việt
Ngày, tháng, năm sinh: 13/11/1978
Chuyên ngành: Công nghệ Hoá học
I.

TÊN ĐỀ TÀI:

Thiết kế công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên nhiên Việt Nam
II.

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

− Thu thập các số liệu về khí thiên nhiên, các công nghệ sản xuất và nhu cầu
sử dụng methanol hiện tại và trong tương lai.
− Lựa chọn nguồn nguyên liệu khí thiên nhiên của Việt Nam.
− Thiết kế công nghệ sản suất methanol và xúc tác phù hợp với công suất
660.000 tấn/năm, theo dự báo và khảo sát của PetroVietnam.
− Mô phỏng công nghệ sản xuất methanol bằng các phần mềm chuyên dụng
như Hysys, Pro II,… Đặc biệt, ứng dụng chuyển đổi nguyên liệu từ hai nguồn
khí Cửu Long và Nam Côn Sơn. Tìm ra các thông số tối ưu sao cho đạt hiệu
suất sản xuất methanol cao nhất, chi phí giá thành sản xuất thấp nhất.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 25/04/2005
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/09/2005
V.

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS. Phan Minh Tân
CN BỘ MÔN
QL CHUYÊN NGÀNH

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

PGS.TS. Phan Minh Tân

Nội dung và đề cương Luận văn thạc só đã được Hội đồng chuyên ngành thông qua.
TRƯỞNG PHÒNG ĐT - SĐH

Ngày

tháng

năm 2005

TRƯỞNG KHOA QL NGÀNH


LỜI CẢM ƠN

Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, tôi xin chân thành cảm ơn tới Phó Giáo sư,
Tiến só Phan Minh Tân - Phó Giám đốc Sở khoa học và Công nghệ Thành phố
Hồ Chí Minh - người thầy đã nhiệt tình hướng dẫn và định hướng cho tôi hoàn
thành cuốn Luận văn thạc só này.

Tôi cũng bày tỏ lời cảm ơn đặc biệt tới Phó Giáo sư, Tiến só Lê Cảnh Hoà
- nguyên Phó Giám đốc Công ty APP, Viện hoá học Công nghiệp - người thầy đã
đóng góp những ý kiến q báu giúp tôi hoàn chỉnh cuốn Luận văn thạc só này.

Chân thành cảm ơn các đồng nghiệp trong và ngoài Công ty Chế biến và
Kinh doanh các sản phẩm khí, các bạn học cùng lớp Lọc hoá dầu K41 - Trường
Đại học Mỏ - Địa chất (Hà Nội) - đã giúp đỡ tôi trong thời gian vừa học và làm
Luận văn thạc só.

Cuối cùng, tôi cũng bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới gia đình tôi và những
người thân trong gia đình, là những người đã tạo mọi điều kiện, cố gắng giúp đỡ
và luôn luôn động viên tôi trong suốt thời gian qua. Qua đây, tôi cũng mong muốn
cuốn Luận văn thạc só này như là một món quà nhỏ của tôi gửi tặng tới tất cả mọi
người thân trong gia đình như là một lời cảm ơn và thành kính nhất.

Vũng Tàu, ngày 30 tháng 09 năm 2005

Triệu Xuân Việt


TÓM TẮT LUẬN VĂN
Methanol là một trong những hoá chất quan trọng nhất được sử dụng trong
công nghiệp hoá dầu, và cũng được dùng trong nhiều lónh vực như: dung môi
công nghiệp, hoá chất, y tế, nguyên liệu sản xuất, nhiên liệu,… Người ta ước tính
có đến 85% methanol được sử dụng để chế biến thành các sản phẩm hoá dầu
khác nhau phục vụ cho nhu cầu cuộc sống con người. Hàng năm, khối lượng
methanol được sản xuất ra trên thế giới khoảng 8.498 tỷ gallon (tương đương
25,46 tỷ tấn)[12]. Mặc dù, chúng ta đã biết đến tính cực độc của methanol với
những ảnh hưởng và tác hại trực tiếp của nó lên sức khoẻ con người, hơn nữa đã
có nhiều nước trên thế giới nghiêm cấm sử dụng methanol để làm nguyên liệu
sản xuất MTBE (Methyl Tertiary Butyl Ether). Tuy nhiên, với những ứng dụng
quan trọng của methanol trong nhiều lónh vực mà cho đến ngày nay vẫn chưa có
một hoá chất nào thay thế được. Đồng thời với những tiến bộ trong khoa học, cơ

sở vật chất ngày càng hiện đại, môi trường làm việc luôn luôn được đảm bảo có
thể kiểm soát hoặc ngăn chặn được những tác hại do methanol gây ra trong điều
kiện con người bắt buộc phải tiếp xúc hay làm việc trực tiếp với nó. Vì vậy, việc
sản xuất methanol vẫn là một trong những yêu cầu cần thiết, và có tính chất
chiến lược đối với sự phát triển các ngành công nghiệp của một đất nước. Đặc
biệt, các nhà khoa học vừa phát minh một ứng dụng mới của methanol làm pin
năng lượng với thời gian sử dụng lâu hơn, và được coi là một trong mười phát
minh công nghệ chú ý nhất trong năm 2004.

Ở Việt Nam, cho đến ngày nay, chúng ta chưa có một nhà máy sản xuất
methanol nào, mặc dù đã có những dự án sản xuất methanol sử dụng nguyên


liệu khí hoá than, hoặc khí hydrocarbon (khí thiên nhiên, khí đồng hành). Hơn
nữa, chúng ta cũng chỉ biết đến các công nghệ sản xuất methanol qua các tài
liệu cũ và chưa có điều kiện tìm hiểu cụ thể về các công nghệ mới đang được
ứng dụng hiện nay trên thế giới. Trong luận văn này, đã giới thiệu một cách
tổng quát các công nghệ tổng hợp methanol hiện đại và tiên tiến nhất cho tới
ngày nay với những ưu điểm nổi bật của nó. Đó là, các công nghệ sản xuất
methanol áp suất thấp sử dụng một giai đoạn reforming, hai giai đoạn reforming,
và sử dụng quá trình chuyển hoá tự nhiệt, hay kết hợp một cách linh hoạt các
công nghệ trên để sản xuất đồng thời methanol và ammoniac tuỳ theo nhu cầu
tiêu thụ của địa phương.

Với điều kiện ưu đãi về nguồn tài nguyên thiên nhiên như than đá, dầu
mỏ,… đặc biệt là nguồn khí thiên nhiên có trữ lượng khá lớn, cùng với các hệ
thống đường ống dẫn khí đang vận hành hiện tại và trong tương lai. Việc đưa ra
phương án lựa chọn xây dựng nhà máy sản xuất methanol ở trong đất liền
(onshore) hoặc ngoài khơi (offshore) cũng được trình bày trong luận văn này.
Qua đó, tác giả đã đề xuất một phương án lựa chọn thiết kế “Công nghệ sản xuất

đồng thời methanol và ammonia” từ khí thiên nhiên Nam Côn Sơn - Việt Nam,
phù hợp nhất trong điều kiện tình hình kinh tế, chính trị và nhu cầu thực tế hiện
nay ở Việt Nam. Đồng thời, ứng dụng phần mềm Hysys 2.4 để mô phỏng tìm ra
các thông số thiết kế công nghệ tối ưu tương ứng với công nghệ đã được lựa
chọn.

Luận văn này sẽ là tiền đề, là cơ sở để tham khảo và lập dự án xây dựng
nhà máy sản suất methanol tại Việt Nam cung cấp cho nhu cầu địa phương hoặc
xuất khẩu methanol ra các nước trong khu vực, đồng thời kéo theo sự phát triển


của các ngành sản xuất khác trong nước có nhu cầu sử dụng methanol như: sản
xuất MTBE, formaldehyde, urea-formaldehyde, acetic-acid, methylamines,
nhiên liệu sạch,… hay dùng cho nghiên cứu khoa học hoặc ứng dụng trong y tế.
Không những thế, nếu chúng ta xây dựng được nhà máy sản xuất methanol từ
khí thiên nhiên, điều đó cũng có nghóa kéo theo ngành công nghiệp khí đốt còn
non trẻ của Việt Nam mở rộng và phát triển, đa dạng hoá sản phẩm đi từ khí
thiên nhiên hoặc khí đồng hành.

Luận văn cũng đề cập đến phương án tận dụng nguồn khí đồng hành Cửu
Long dư làm nguyên liệu sản xuất. Hàng năm, lượng khí dư này thường bị đốt bỏ
vào mùa mưa gây thiệt hại vô hình cho Công ty chế biến và Kinh doanh các sản
phẩm khí khoảng 80 tỷ đồng mỗi năm. Phương án đề xuất trên hoàn toàn phù
hợp với công nghệ đã được lựa chọn. Đây cũng là một giải pháp tích cực để
khắc phục được tình trạng đốt bỏ khí dư vào mùa mưa, sử dụng hiệu quả nguồn
tài nguyên năng lượng quốc gia, giảm hiệu ứng nhà kính do phải thải khí CO2
vào khí quyển, đồng thời tiết kiệm cho đất nước khoảng 80 tỷ đồng mỗi năm.

Tóm lại, luận văn có những đóng góp chính như sau:

1) Đã thu thập được các tài liệu, tổng hợp và phân tích được ưu nhược điểm
các công nghệ sản xuất methanol tiên tiến hiện nay trên thế giới.

2) Trên cơ sở phân tích, đánh giá nguồn nguyên liệu khí thiên nhiên ở Việt
Nam, cũng như nhu cầu sử dụng methanol và các điều kiện khác, đã đề xuất
“Công nghệ sản xuất đồng thời methanol và ammoniac” phù hợp với điều
kiện ở Việt Nam hiện nay.


3) Ứng dụng phần mềm Hysys 2.4 mô phỏng thiết kế tìm ra được các thông số
vận hành công nghệ nhà máy sản xuất methanol sử dụng nguồn khí thiên
nhiên Nam Côn Sơn có công suất 660.000 tấn/năm.

4) Đề xuất phương án tận dụng nguồn khí Cửu Long dư vào mùa mưa dùng làm
nguyên liệu sản xuất methanol, tiết kiệm cho nhà nước khoảng 80 tỷ đồng
mỗi năm. Nếu sử dụng nguồn khí đồng hành Cửu Long, với cùng một dòng
lưu lượng đầu vào giống như thiết kế cho khí thiên nhiên Nam Côn Sơn sẽ
cho sản lượng methanol sản xuất được mỗi giờ cao hơn khoảng 5,0%.

5) Luận văn là tiền đề, là cơ sở để tham khảo và lập dự án xây dựng nhà máy
sản suất methanol tại Việt Nam cung cấp cho nhu cầu địa phương hoặc xuất
khẩu methanol ra các nước trong khu vực, đồng thời kéo theo sự phát triển
của các ngành sản xuất khác trong nước nếu có nhu cầu sử dụng methanol.

6) Kiến nghị của tác giả: trong điều kiện nền kinh tế Việt Nam hiện nay, chúng
ta có thể kết hợp lắp đặt thêm một phân xưởng sản xuất methanol cho Nhà
máy Đạm Phú Mỹ, mà không làm thay đổi dây chuyền công nghệ nhà máy.
Do đó, sẽ giảm đáng kể vốn đầu tư, thời gian thu hồi vốn nếu xây dựng một
nhà máy sản xuất methanol mới ở Việt Nam, đặc biệt đảm bảo cung cấp
được một phần methanol thành phẩm cho nhu cầu thị trường trong nước.

9

MỤC LỤC
Trang
PHẦN MỘT: TỔNG QUAN LÝ THUYẾT

Chương I: Tổng quan về khí thiên nhiên và khí đồng hành

13

I.1. Khái niệm và phân loại khí

13

I.1.1. Khái niệm khí thiên nhiên

13

I.1.2. Khái niệm khí đồng hành

15

I.1.3. Phân loại khí

16

I.2. Tiềm năng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam

17

I.2.1. Trữ lượng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam

17

I.2.2. Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện

22

tại và trong tương lai
I.3. Hóa dầu từ khí thiên nhiên

28

I.3.1. Các cơ chế của quá trình chuyển hóa methane thành khí tổng hợp

30

I.3.2. Các công nghệ sản xuất khí tổng hợp (CO + H2)

33

− Công nghệ chuyển hóa bằng hơi nước

34

− Công nghệ oxi hóa không hoàn toàn không cần xúc tác

35

− Quá trình chuyển hóa có xúc tác (Autothermal Reforming - ATR)

35

− Quá trình tổ hợp

36

I.3.3. So sánh về năng lượng và giá thành các công nghệ sản xuất khí

40

tổng hợp
I.3.4. Các sản phẩm chính thu được từ khí tổng hợp

42

− Sản xuất hydro, amoniac và urê từ khí tổng hợp

43

− Sản xuất formaldehyde từ methanol

44


10

Chương II: Tổng quan về methanol

46

II.1. Tính chất hóa lí của methanol

46

II.2. Ứng dụng của methanol và các sản phẩm quan trọng đi từ methanol

47

II.2.1. Ứng dụng của methanol

47

II.2.2. Một số sản phẩm chính đi từ methanol

48

II.3. Nguyên lý công nghệ tổng hợp methanol từ khí thiên nhiên

49

II.3.1. Các phương án xây dựng nhà máy sản xuất methanol sử dụng

58

nguyên liệu khí hydrocarbon
II.3.2. Các sơ đồ công nghệ tổng hợp methanol áp suất thấp hiện đại -

61

tổng hợp methanol onshore áp suất thấp
II.3.2.1. Sơ đồ công nghệ sản xuất methanol sử dụng một giai đoạn

61

reforming
II.3.2.2. Sơ đồ công nghệ sản xuất methanol sử dụng hai giai đoạn

64

reforming
II.3.2.3. Sơ đồ công nghệ sản xuất methanol sử dụng quá trình chuyển hóa

67

tự nhiệt (Autothermal Reformer)
II.3.3. Sơ đồ công nghệ "Leading Concept Methanol" - tổng hợp methanol

71

offshore áp suất thấp
II.3.2.1. Yêu cầu về thiết bị công nghệ và vận hành trên MFPSO

71

II.3.2.2. Công nghệ sản xuất methanol LCM

72

II.4. Xúc tác dùng cho quá trình tổng hợp methanol áp suất thấp

75


11

PHẦN HAI: THIẾT KẾ VÀ MÔ PHỎNG CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT

79

METHANOL TỪ KHÍ THIÊN NHIÊN VIỆT NAM

Chương III: Thiết kế công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên nhiên

79

Việt Nam
III.1. Đề xuất lựa chọn thông số thiết kế công nghệ nhà máy sản xuất

79

methanol từ khí thiên nhiên
− Về mặt nguồn nguyên liệu sản xuất

79

− Về mặt công suất nhà máy

80

− Về mặt địa điểm xây dựng nhà máy

81

− Yêu cầu đặc tính sản phẩm methanol

81

− Về mặt công nghệ

82

III.2. Xây dựng qui trình công nghệ tổng hợp methanol từ khí thiên nhiên

83

Việt Nam
III.3. Tổng kê thiết bị

92

III.3.1. Các thiết bị trong phân xưởng làm sạch và reforming khí

94

− Hệ thống cụm tháp làm sạch khí nguyên liệu

94

− Thiết bị phản ứng reforming sơ cấp

95

− Thiết bị phản ứng reforming thứ cấp

97

III.3.2. Các thiết bị trong phân xưởng tổng hợp và chưng cất methanol

98

− Tháp tổng hợp methanol

98

− Hệ thống tháp chưng cất methanol

100

− Máy nén turbine

101


12
III.3.3. Các thiết bị trong phân xưởng phụ trợ

102

− Máy phát điện và hệ thống tạo nước nóng quá nhiệt trung áp

102

− Mô tả quá trình sản xuất nước công nghệ

103

− Máy sản xuất oxy từ không khí

104

Chương IV: Mô phỏng công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên

106

nhiên Việt Nam bằng phần mềm Hysys 2.4 và Tính toán
lợi ích kinh tế

IV.1. Thiết lập mô phỏng công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên

106

nhiên Nam Côn Sơn - Việt Nam bằng phần mềm Hysys 2.4
IV.2. Kết quả mô phỏng công nghệ sản xuất methanol từ khí thiên nhiên

117

Nam Côn Sơn và khí đồng hành Cửu Long - Việt Nam

IV.2.1. Kết quả sử dụng nguồn nguyên liệu khí thiên nhiên Nam Côn Sơn

117

IV.2.2. Kết quả sử dụng nguồn nguyên liệu khí đồng hành Cửu Long

119

IV.3. So sánh và tính toán lợi ích kinh tế

121

IV.3.1. So sánh lợi ích kinh tế

121

IV.3.2. Tính toán lợi ích kinh tế

123

PHẦN BA: KẾT LUẬN

133

PHẦN BỐN: TÀI LIỆU THAM KHẢO VÀ PHỤ LỤC

135

− Danh mục các tài liệu tham khảo

135

− Danh mục các trang web tham khảo

136

− Phuï luïc

137


13
PHẦN MỘT

TỔNG QUAN LÝ THUYẾT
CHƯƠNG I

TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH

I.1. Khái niệm và phân loại khí
I.1.1. Khái niệm khí thiên nhiên

Khí thiên nhiên (hay còn gọi là khí tự nhiên): là tập hợp những
hydrocarbon khí họ paraffin chủ yếu chứa từ 01 ÷ 04 nguyên tử carbon trong
phân tử, được khai thác từ các mỏ khí. Chúng thường tồn tại thành từng túi khí
riêng rẽ (mỏ khí thuần túy) hoặc cùng tồn tại ở trên các lớp dầu mỏ (mỏ khí
ngưng tụ). Metan (CH4) luôn là hợp phần chủ yếu của khí thiên nhiên. Ngoài ra,
trong thành phần khí thiên nhiên luôn chứa các khí vô cơ như N2, CO2, H2S cùng
các hợp chất chứa lưu huỳnh, các khí trơ như He, Ar… và hơi nước. Khí thiên
nhiên ở trong mỏ luôn luôn chứa hơi nước bão hoà.

Bảng I.1 dưới đây, là kết quả phân tích thành phần khí thiên nhiên một số
mỏ khí thuộc bể Nam Côn Sơn - Việt Nam.


14
Bảng I.1: Thành phần khí thiên nhiên bể Nam Côn Sơn (theo % thể tích mole) [2]

Cấu tử
Carbon dioxide
Nitrogen
Methane
Ethane
Propane
i - Butane
n - Butane
i - Pentane
n - Pentane
Hexane
Heptane
Octane
Nonane
Decane
Un - Decane+
Hydrocarbon
Dew point
Water
Dew point
Tổng hàm lượng
lưu huỳnh

H2S
Mercaptan
Thuỷ ngân
Thành phần
khác
Nhiệt độ

Công
thức
CO2
N2
CH4
C2H6
C3H6
i - C4H10
n - C4H10
i - C5H12
n - C5H12
C6H14

Lan Tây

Lan Tây

Lô 05.2

Lô 11.2

(chưa xử lý)

(đã xử lý)

(số liệu sơ bộ)

(số liệu sơ bộ)

1,87
0,34
88,62
4,22
2,36
0,59
0,57
0,24
0,16
( C 6+ )1,03

1,94
0,36
89,45
4,34
2,44
0,57
0,50
0,16
0,10
( C 6+ )0,15

4,50

0,12
84,13
5,80
3,36
0,68
0,83
0,24
0,17
0,13

5,64
0,08
81,41
5,25
3,06
0,71
0,76
0,32
0,23
0,28

Chưa có
số liệu
-10oC
tại 70 bar
11,4 - 21,4
(ppmv)
10 - 20
(ppmv)
1,4 (ppmv)

1,8 (ppbv)

1oC
taïi 45 bar
-30,10oC
taïi 45 bar

0,02
0,01
0,01
0,00
0,00
16oC
taïi 45 bar
Chưa có
số liệu

0,44
0,48
0,28
0,16
0,90
Chưa có
số liệu

-

-

-

-

-

-

Vết

Vết

-

-

*

C7H16
C8H18
C9H20
C10H22

8,5
(ppmv)

-

10 - 65oC 10 - 30oC
100 - 120
Tối đa

Tối đa
Tối đa
p suất
bar
60 bar
157 bar
157 bar
*
Nguồn: khí Nam Côn Sơn mỏ Lan Tây (đã xử lý) theo kết quả phân tích của
NCSP-DINH CO TERMINAL, 01/ 2004.


15
I.1.2. Khái niệm khí đồng hành

Khí đồng hành là phân đoạn nhẹ nhất của dầu mỏ nguyên khai, thu được
ngay ở thiết bị tách khí tại miệng giếng khoan trong quá trình khai thác dầu mỏ.

Về mặt định tính khí, đồng hành khá giống khí thiên nhiên, nhưng về mặt
định lượng, khí đồng hành nghèo thành phần methane (CH4), giàu hydrocarbon
C 3+ hơn so với khí tự nhiên. Tuy nhiên, thành phần khí đồng hành phụ thuộc vào

bản chất dầu mỏ, đặc tính pha ở nhiệt độ và áp suất mà tại điều kiện đó khí
được tách ra khỏi dầu thô.

Khí đồng hành có thể chiếm tới vài chục phần trăm trong hỗn hợp dầu khí
được khai thác tại giếng khoan. Khí đồng hành được coi là phân đoạn kém phẩm
chất của dầu mỏ. Nó thường được bơm một phần trở lại mỏ (gaslift), hoặc thu
gom bằng đường ống để xử lý khí tại ngoài khơi (offshore) hoặc trong bờ
(onshore), hay đốt bỏ tại đuốc (flare) trên giàn khoan để hạn chế hiệu ứng nhà

kính, đồng thời loại bỏ được các nguy cơ cháy nổ.

Bảng I.2 là kết quả phân tích thành phần khí đồng hành tại hai mỏ Rạng
Đông và Bạch Hổ, điển hình trong bể Cửu Long - Việt Nam. Trong đó, khí Cửu
Long (đã xử lý) được hiểu là hỗn hợp khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng
Đông, là khí thương phẩm (sale gas), được lấy tại đầu ra của Nhà máy xử lý khí
Dinh Cố (GPP - Gas Processing Plant), thuộc Công ty Chế biến và Kinh doanh
các sản phẩm khí (Petrovietnam Gas. Co).


16
Bảng I.2: Thành phần khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu
Long - Việt Nam (theo % thể tích).
Rạng Đông

Bạch Hổ

Cửu Long

(chưa xử lý)

(chưa xử lý)

(đã xử lý)

0,130
0,180
78,042
11,109
6,947

1,208
1,648
0,258
0,207
0,112
0,134
0,025
30,0oC
tại 45 bar
Chưa có
số liệu

0,109
0,327
74,672
12,218
7,176
1,548
2,221
0,548
0,589
0,390
0,165
0,036
44,0oC
tại 45 bar
-30,1oC
tại 57 bar

0,042

0,386
83,573
12,757
2,438
0,301
0,371
0,061
0,059
0,012
0,000
0,000
-28,0oC
tại 45 bar
-1,1oC
tại 45 bar

-

0,102

Vết

17,0 (ppmv)

10,0 (ppmv)

16,2 (ppmv)

H2S
17,0 (ppmv)

RHS
Nguồn: Petrovietnam Gas. Co, 11/2004.

10,0 (ppmv)
-

8,7 (ppmv)
7,5 (ppmv)

Cấu tử

Công thức

Carbon dioxide
Nitrogen
Methane
Ethane
Propane
i - Butane
n - Butane
i - Pentane
n - Pentane
Hexane
Heptane
Octane plus
Hydrocarbon
Dew point
Water
Dew point
Hàm lượng

nước (g/m3)
Tổng hàm lượng
lưu huỳnh

CO2
N2
CH4
C2H6
C3H6
i - C4H10
n - C4H10
i - C5H12
n - C5H12
C6H14
C7H16
C8H18

I.1.3. Phân loại khí

Việc phân loại khí phụ thuộc vào mục đích yêu cầu sử dụng mà có tên gọi
khác nhau hoặc theo tiêu chuẩn của mỗi nước.


17
Phân loại khí theo thành phần hydrocarbon từ propane trở lên ( C 3+ ):
− Khí giàu (khí béo): khí có hàm lượng C 3+ > 150 g/m3.
− Khí trung bình: khí có hàm lượng C 3+ ∈ [50 - 150] g/m3.
− Khí nghèo (khí khô hay khí gầy): khí có hàm lượng C 3+ < 50 g/m3.

Phân loại khí theo hàm lượng khí vô cơ:

− Khí chua: khí có hàm lượng H2S ≥ 5,8 mg/m3 hoặc có hàm lượng
CO2 ≥ 2% theo thể tích.
− Khí ngọt: khí có hàm lượng H2S < 5,8 mg/m3 hoặc có hàm lượng
CO2 < 2% theo thể tích.
− Khí nhiệt trị thấp: khí chứa nhiều hợp phần không sinh nhiệt (CO2,
N2, He, Ar,…).
− Khí chất lượng kém: khí chứa nhiều thành phần độc hại như: H2S,
CO2, NH3, H2O,…

I.2. Tiềm năng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam
I.2.1. Trữ lượng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam

Theo kết quả đánh giá, thăm dò và khảo sát, tiềm năng khí tại chỗ của
Việt Nam được đánh giá đạt trên 2.000 tỷ m3 khí[11], trữ lượng khí xác định của
Việt Nam đang được đánh giá vào khoảng 1.000 tỷ m3 khí1. Được phân bố chủ
yếu ở bốn bể: Nam Côn Sơn, Cửu Long (cả phần trũng Cửu Long), Sông Hồng
(cả phần trũng Sông Hồng), Thềm Tây Nam (Malay - Thổ Chu). Trữ lượng sẵn
sàng khai thác khoảng 400 tỷ m3 khí2.
1,2

Tạp chí dầu khí số 05/2004, trang 21;


18
Tuy nhiên, mức độ thăm dò của một số bể chưa đồng đều và chưa đầy đủ
nên việc đánh giá trữ lượng, tiềm năng khí của Việt Nam dù sao cũng còn chứa
đựng những yếu tố rủi ro vì ngày càng có nhiều phát hiện và đánh giá mới.

Trữ lượng khí đã phát hiện hiện nay chỉ chiếm khoảng 30% tổng trữ lượng
tiềm năng. Các bể còn lại như: Trường Sa, Hoàng Sa và Phú Khánh cũng có

triển vọng tiềm năng về khí và đang cần được quan tâm đầu tư để xác minh. Sự
phát triển thêm nhiều mỏ khí mới còn phụ thuộc vào khả năng tiêu thụ khí trong
nước, và không loại trừ đến khả năng xuất khẩu khí nếu điều kiện cho phép.

CUULONG

Hình I.1: Bản đồ dầu khí Việt Nam (nguồn Petrovietnam Gas. Co)


19
Dưới đây là một số kết quả thẩm định trữ lượng các bể khí:

• Bể Sông Hồng: bể có diện tích lớn nhất, khoảng 160 nghìn km2, nhưng
mức độ hiểu biết và phát hiện dầu khí ở mức thấp. Tiềm năng dự báo
khoảng 0,55 ÷ 0,70 tỷ m3 quy dầu. Trong phạm vi bể Sông Hồng, đã
phát hiện được một số mỏ khí có trữ lượng thấp kể cả ngoài biển và
trong đất liền (vùng trũng Hà Nội). Trữ lượng khí xác định của bể 5,6
÷ 11,2 tỷ m3 và trữ lượng khí triển vọng của bể 28 ÷ 56 tỷ m3. Tiêu
biểu là hai mỏ khí: mỏ khí Tiền Hải C với trữ lượng khoảng 1,2 tỷ m3
và vẫn đang được khai thác, mỏ khí D14 - sông Trà Lý do công ty
Anzoil (Asia) phát hiện có trữ lượng khoảng 3,77 tỷ m3. Hai mỏ khí
này đều nằm ở Thái Bình, cách nhau 7 km. Đây là một điều kiện rất
thuận lợi cho ngành công nghiệp địa phương, vì mỏ khí Tiền Hải C chỉ
khai thác thêm được khoảng một vài năm nữa.

• Bể Cửu Long: bể có diện tích hơn 40 nghìn km2. Công tác tìm kiếm
thăm dò đã được triển khai đầu tiên từ năm 1973 ÷ 1974, với giếng
khoan Bạch Hổ 1X. Bể Cửu Long là bể có mật độ thăm dò và hệ số
phát hiện khí cao nhất. Cho tới nay tổng sản lượng khí khai thác từ bể
Cửu Long khoảng hơn 10 tỷ m3 khí (tính đến tháng 05/2005)[1]. Bể có

trữ lượng khí xác định 42 ÷ 47 tỷ m3, trữ lượng khí triển voùng 84 ữ 140
tyỷ m3.

ã Beồ Nam Coõn Sụn: beồ có diện tích 120 nghìn km2, 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 m3 quy dầu. Trữ lượng khí xác định của bể Nam


20
Côn Sơn: 140 ÷ 196 tỷ m3, và trữ lượng khí triển vọng: 532 ÷ 700 tỷ
m3. Mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ được công ty BP/Statoil Alliance phát
hiện lần lượt vào tháng 12/1992 và tháng 03/1993. Cả hai mỏ này đều
nằm ở lô 06.1 thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn, ngoài khơi bờ biển
phía Nam Việt Nam. Hai mỏ này cách nhau 25 km, và cách phía Đông
Nam Vũng Tàu 370km. Trữ lượng khí phát hiện của hai mỏ này chiếm
khoảng 30% của bể. Trong đó, trữ lượng ước tính mỏ Lan Tây: 46 tỷ
m3, mỏ Lan Đỏ 12 tỷ m3 khí. Dự tính sản lượng khai thác trung bình
hàng năm của cả hai mỏ khoảng 3 tỷ m3/năm. Theo đánh giá của các
nhà chuyên môn, trữ lượng khí ở bể Nam Côn Sơn có thể khai thaực
keựo daứi tửứ 30 ữ 50 naờm.

ã Them Taõy Nam (Malay - Thổ Chu): có diện tích 130 nghìn km2, đây là
cánh nghiêng Đông Bắc của bể Malaysia thuộc thềm lục địa Tây Nam
Việt Nam, được dự báo khoảng 0,25 ÷ 0,35 tỷ m3 quy dầu. Gần đây,
chúng ta đã phát hiện một mỏ khí có trữ lượng xác định khoảng 30 tỷ
m3 khí chiếm khoảng 20 ÷ 25% tiềm năng của bể. Dự đoán trữ lượng
khí triển vọng của beồ 84 ữ 140 tyỷ m3 khớ.

ã Beồ Phuự Khaựnh: là một dải hẹp nằm ở miền Trung nước ta. Tiền năng
của bể được đánh giá trong khoảng 0,3 ÷ 0,7 tỷ m3 quy dầu. Tuy nhiên,

việc thăm dò và khai thác ở đây có độ rủi ro cao do nước quá sâu và
chi phí lớn. Gần đây, hãng GAZPROM (Nga) và đại diện là
Petrovietnam (Tổng công ty Dầu khí Việt Nam) đã phát hiện tại lô 112
cách bờ biển Cố Đô Huế khoảng 26 km, một mỏ khí có trữ lượng tiềm
năng khoảng 550 tỷ m3.


21
• Bể Vũng Mây - Tư Chính: nằm giữa bể Nam Côn Sơn và quần đảo
Trường Sa, trong khu vực nước sâu và thuộc nhóm bể Trường Sa. Tiềm
năng dầu khí ở đây dự báo khoảng 1,0 ÷ 1,5 tỷ m3 quy dầu. Tuy nhiên,
mức độ tin cậy ở đây còn thấp.

Tiềm năng dầu khí của nước ta, đặc biệt là khí (bao gồm cả khí thiên
nhiên và khí đồng hành) 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 ngành công
nghiệp khí và hóa dầu ở Việt Nam. Đặc biệt là khí thiên nhiên sẽ chiếm một tỷ
trọng đáng kể trong nguồn năng lượng sạch của nước ta. Tuy nhiên, các mỏ khí
nằm ở bể Sông Hồng và Phú Khánh nói chung có hàm lượng CO2 tương đối cao
(hàm lượng CO2 ở bể Sông Hồng khoảng 75 ÷ 85%), nên việc sử dụng và khai
thác còn phụ thuộc vào điều kiện kỹ thuật, công nghệ, nhu cầu và yếu tố kinh tế.

Bảng I.3: Tiềm năng trữ lượng khí của Việt Nam (Đơn vị tỷ m3 khí)
Bể

Trữ lượng xác định

Trữ lượng tiềm năng

Sông Hồng

5,6 - 11,2

28,0 - 56,0

Cửu Long

42,0 - 47,0

84,0 - 140,0

140,0 - 196,0

532,0 - 700,0

MaLay - Thổ Chu

> 30,0

84,0 - 140,0

Các bể khí khác

-

Nam Côn Sơn

Nguồn: Petrovietnam Gas. Co, 04/2001.

> 500,0

22
I.2.2. Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện tại và
trong tương lai

Hiện nay, ở Việt Nam đang khai thác khí thương mại từ bốn mỏ khí: một
mỏ khí ở trên bờ (Tiền Hải) và ba mỏ khí ở ngoài khơi (Bạch Hổ, Rạng Đông và
Lan Tây). Trong đó:

Mỏ khí Tiền Hải, là mỏ khí thiên nhiên nhỏ nằm ở trên bờ thuộc tỉnh Thái
Bình, được khai thác thương mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày
03/07/1981, với lưu lượng 100 nghìn m3/ngày, đã đánh dấu sự mở đầu ngành
công nghiệp khí đốt của Việt Nam. Mặc dù, trữ lượng được xác định không chắc
chắn, nhưng mỏ Tiềân Hải được dự báo trữ lượng khí còn lại hiện nay đã xuống
thấp, thậm chí không đủ cho các hộ công nghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ.

Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long, là hai mỏ khí đồng hành
ngoài khơi. Hiện nay, chúng ta đang vận hành hai tuyến ống dẫn và cung cấp khí
đồng hành thuộc bể Cửu Long như sau:

− Tuyến ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ: là dự án đường ống 16 inch
ngoài khơi, có chiều dài 46,5 km, được Tổng công ty Dầu khí đầu tư và
thực hiện trong khuôn khổ dự án thu gom khí đồng hành tại bể Cửu
Long. Khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa đến mỏ Bạch Hổ và
từ đó khí được dẫn vào bờ bằng tuyến ống dẫn khí Bạch Hổ, nhằm đáp
ứng nhu cầu tiêu thụ khí ngày càng tăng. Công suất vận chuyển thiết
kế tuyến đường ống Rạng Đông - Bạch Hổ 1,0 ÷ 1,5 tỷ m3 khí/năm.

23
− Tuyến ống dẫn khí Bạch Hổ: là đường ống 16 inch, nhằm thu gom khí
đồng hành từ mỏ Bạch Hổ vào bờ. Công suất vận chuyển khí ẩm hiện
nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sang trộn với mỏ
Bạch Hổ) lên tới khoảng 2,1 tỷ m3/năm (tương đương 5,8 triệu
m3/ngày)1. Chiều dài đường ống dưới biển 107 km và trên bờ khoảng
28 km. Khí đầu tiên được dẫn tới Nhà máy xử lý khí Dinh Cố (GPP Gas Processing Plant). Tại đây, 4,8 triệu m3 khí được nâng áp nhờ
Trạm nén khí đầu vào, và sau đó qua Nhà máy GPP xử lý, lượng khí
còn lại 1,0 triệu m3 khí bypass (đi tắt) qua nhà máy rồi hoà trộn với
dòng khí đã qua chế biến (sale gas) cung cấp cho Nhà máy điện Bà
Rịa, Phú Mỹ 2.1 và 2.1 mở rộng, Nhà máy Đạm Phú Mỹ và các hộ
tiêu thụ khí thấp áp khác. Cùng với việc xử lý khí được thu gom thêm
từ mỏ Rạng Đông về mỏ Bạch Hổ và kết hợp với trạm nén nâng áp
khí đầu vào, công suất của Nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố hiện nay có
thể cung cấp được 1,68 tỷ m3 khí thương phẩm một năm (tương đương
4,6 triệu m3/ngày)2.

Mỏ khí thiên nhiên Lan Tây - Lan Đỏ (mỏ Lan Đỏ đang được dự kiến khai
thác vào năm 2009, khi có nhu cầu phát triển mỏ) thuộc bể Nam Côn Sơn. Khí
Nam Côn Sơn, khai thác tại mỏ khí Lan Tây được cung cấp cho các hộ tiêu thụ
khí vào ngày 20/01/2003. Đây là dự án liên doanh giữa Tổng công ty Dầu khí
Việt Nam (PV) và các Công ty BP/ONGC/Conoco. Tuyến đường ống Nam Côn
Sơn là đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế giới, với chiều dài ngoài biển 365
km, có đường kính 26 inch, và chiều dài trên bờ 35 km với đường kính 30 inch.
1,2

Nguồn Petrovietnam Gas. Co, 01/2005;


24

Công suất thiết kế tối đa của đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 20 triệu m3/ngày
(tương đương 7,0 tỷ m3/năm). Đầu tiên dòng khí được đưa vào bờ và dẫn tới
Trạm xử lý Nam Côn Sơn tại Dinh Cố (tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu). Tại đây, có hai
dây chuyền xử lý khí song song, có thể hoạt động đồng thời hoặc thay thế khi
cần thiết. Khí thương phẩm từ Trạm xử lý Nam Côn Sơn được đưa tới Trung tâm
phân phối khí Phú Mỹ (GDC - Gas Distribution Center) - là trung tâm phân phối
khí cho khu vực miền Đông Nam Bộ. Đặc biệt, tại Trung tâm phân phối khí Phú
Mỹ, hai nguồn khí Cửu Long (gồm khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông)
và Nam Côn Sơn đã qua xử lý có thể cấp bù qua lại lẫn nhau khi một trong hai
nguồn khí bị mất hoặc không đủ so với nhu cầu tiêu thụ. Từ đây, Petrovietnam
tiếp tục xây dựng đường ống dẫn khí Phú Mỹ - Thủ Đức với tổng chiều dài tuyến
ống 71 km, công suất thiết kế tối đa 3 tỷ m3/năm. Dự án này đang được triển
khai nhằm mục đích đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí cho các khu vực Hiệp Phước,
Thủ Đức và Thành phố Hồ Chí Minh. Hiện nay, tuyến đường ống khí Nam Côn
Sơn có thể cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ tối đa 13,2 triệu m3/ngày
(tương đương 4,82 tỷ m3/năm).

Tuyến ống khí Tây Nam: bao gồm hai hệ thống đường ống dẫn khí độc
lập. Đường ống dẫn khí thứ nhất có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ khu
vực mỏ PM3 - CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữa Việt Nam và
Malaysia) về khu liên hợp Khí - Điện - Đạm Cà Mau. Đường ống này có đường
kính 18 inch, phần ngoài biển dài 298 km và phần trên bờ dài 41 km. Đường ống
dẫn khí thứ hai dẫn khí từ khu vực các lô B, 48/95 và 52/97 (vùng Vịnh Thái
Lan) có đường kính 24 inch, phần ngoài biển dài 230 km, phần trên bờ được nối
chung với đường ống thứ nhất. Dự kiến đường ống dẫn khí Tây Nam sẽ được


25
khởi công xây dựng vào cuối năm 2005, với công suất vận chuyển trong giai
đoạn đầu khoảng 1,25 ÷ 1,50 tỷ m3 khí/năm.

Ngoài ra, Petrovietnam còn dự kiến xây dựng đường ống thu gom và vận
chuyển khí ở đồng bằng vịnh Bắc Bộ, chủ yếu là liên kết một số mỏ khí nhỏ và
có thể được phát triển thành một cụm cung cấp khí. Trong tương lai, chúng ta sẽ
xây dựng đường ống dẫn khí tại miền Trung, với mục tiêu khai thác các mỏ khí
giàu CO2 ở ngoài khơi Đà Nẵng cung cấp cho các hộ công nghiệp và đồng thời
sử dụng khí CO2 để sản xuất đá khô phục vụ cho ngành Thuỷ sản. Tuy nhiên,
các nghiên cứu này tiếp tục được triển khai vì dự án còn phụ thuộc vào tính kinh
tế của giải pháp phát triển mỏ. Mới đây, ngoài những dự án xây dựng đường ống
dẫn khí trong nước, các nước ASEAN đang có xu hướng thiết lập dự án xây dựng
hệ thống đường ống dẫn khí liên ASEAN dài 5.000 km nối các mỏ Natuna
(Indonesia) với các nước Malaysia, Singapore, Myanma, Thái Lan,… và Việt
Nam. Đây sẽ là cơ hội cho chúng ta xuất khẩu khí, phát triển mỏ và khắc phục
được hiện tượng đốt bỏ khí dư vào mùa mưa trong tương lai.
Với trữ lượng khí ở Việt Nam hiện nay, khả năng vận chuyển và cung cấp
khí với hệ thống tuyến ống hiện tại và trong tương lai như trên, việc lựa chọn khí
thiên nhiên làm nguyên liệu sản xuất cho các ngành công nghiệp hóa dầu hoàn
toàn có khả thi. Hơn nữa, đặc điểm khí thiên nhiên ở Việt Nam đang khai thác
hiện nay là khí ngọt (khí có hàm lượng lưu huỳnh tổng, H2S, CO2, Hg… dưới các
tiêu chuẩn cho phép), và có hàm lượng methane sau xử lý lớn hơn 80%. Đây
chính là yếu tố quan trọng để chế biến trực tiếp từ khí thiên nhiên thành các sản
phẩm khác, mà không cần phải đầu tư các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí
(loại bỏ lưu huỳnh, CO2,…), giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy.