Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Khoa Dầu Khí Lời mở đầu

Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí. Nhưng thực tế thì ngành công nghiệp này đang phải đối mặt với rất nhiều khó khăn và thử thách.

Cả nước mới chỉ có nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhưng theo dựa kiến đến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổ hợp lọc-hoá dầu ở Nghi Sơn - Thanh Hoá và nhà máy lọc dầu ở Long Sơn - Bà Rịa Vũng Tàu cũng dự kiến đi vào xây dựng. Còn hiện tại thì nhà máy chế biến khí vẫn đóng một vai trò khá lớn trong nền kinh tế của nước ta.

Hiện nay, trong nước mới chỉ có nhà máy chế biến khí Dinh Cố là đi vào hoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảm tình trạng nhập khẩu LPG. Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ăn việc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước. Còn lại một lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam Côn Sơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp cho các nhà máy điện và Condensate.

Theo kế hoạch sắp tới nhà máy Nam Côn Sơn sẽ tăng lưu lượng khí vào bờ. Nếu cứ để tình trạng trên thì sẽ lãng phí một lượng lớn LPG vào trong khí khô và Condensate.

Mặt khác, xét về mặt giá trị sử dụng thì LPG đem lại lợi ích kinh tế hơn so với Condensate. LPG được dùng trong dân dụng, và trong rất nhiều lĩnh vực công nghiệp khác. Đặc biệt, để giải quyết vấn đề năng lượng người ta đã và đang tiến hành đưa khí hoá lỏng vào chạy các động cơ như : xe máy, ô tô. Việc sử dụng LPG thay xăng chạy các động cơ trên sẽ đem lại rất nhiều lợi ích. So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khả năng ô nhiễm cũng giảm.

Đứng trước nhu cầu thiết thực trên, tôi đã quyết định chọn đề tài: “Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C₃⁺” làm đồ án tốt nghiệp.

Mục đích cơ bản của đề tài là:

• 
  Lựa chọn công nghệ chế biến khí nhằm thu hồi các sản phẩm mong muốn với giá trị cao nhất.
  
• 
  Đề xuất đầy đủ dây chuyền công nghệ và tìm ra các thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sảm phẩm mong muốn với giá trị cao nhất.
  

1. 
   Khái niệm,và thành phần của khí.
   

1. 
   Khái niệm.
   

2. 
   Thành phần của khí tự nhiên
   

• 
  Các hợp chất hydrocacbon.
  

Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là C₁ còn các cấu tử nặng hơn như C₃, C₄ là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí nào đều là như nhau, nó không phụ thuộc vị trí khai thác.

• 
  Các hợp chất phi hydrocacbon.
  

• 
  Hơi nước bão hoà:
  

2. 
   Phân loại khí dầu mỏ
   

1. 
   Phân loại theo nguồn gốc hình thành.
   

• 
  Khí tự nhiên: là khí khai thác từ các mỏ khí, mà thành phần chủ yếu là metan (80-95% có mỏ lên đến 99%), còn lại là các khí khác như êtan, propan, butan...
  
• 
  Khí đồng hành: là khí khai thác từ mỏ dầu. Ơ áp suất lớn khí tan trong dầu nên khi khai thác lên mặt đất do sự thay đổi áp suất khí bị tách ra. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu tử nặng hơn (C₂⁺) tăng lên đáng kể.
  
• 
  Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các Hydrocacbon như : Propan, butan ...
  

2. 
   Phân loại theo hàm lượng khí axít.
   

• 
  Khí chua: là khí có hàm lượng H₂S mg/m³ khí ở đktc hoặc và hàm lượng CO₂ 2% thể tích.
  
• 
  Khí ngọt: là khí có hàm lượng H₂S và CO₂ nhỏ hơn quy định trên.
  

3. 
   Phân loại theo hàm lượng C₃⁺.
   

• 
  Khí béo: là khí có hàm lượng C₃⁺ lớn hơn 50g/cm³, có thể sản xuất ra khí tự nhiên hoá lỏng LNG (Liquefied Natural Gas), khí dầu mỏ hoá lỏng LPG và sản xuất một số Hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ hoá dầu.
  
• 
  Khí gầy: là khí có hàm lượng C₃⁺ nhỏ hơn 50g/cm³, dùng làm nhiên liệu cho cho công nghiệp và sưởi ấm.
  

4. 
   Phân loại theo cấp độ chế biến.
   

• 
  Khí khô: là khí chưa qua chế biến.
  
• 
  Khí thương phẩm: là sản phẩm khí thu được từ thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hoá lỏng (LPG) và khí ngưng tụ (Condensate) tại nhà máy xử lý khí. Thành phần khí khô thương phẩm bao gồm chủ yếu là metan, etan, ngoài ra còn có propan, butan ... và một số tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng cho phép.
  

3. 
   Tính chất hoá - lý của hydrocacbon
   

1. 
   Phương trình chuyển pha Clapeyron - Clausius
   

Trong đó:

2. 
   Trạng thái vật lý của hydrocacbon
   

• 
  Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị. Vì vậy để kiểm tra độ rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ an toàn. Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò rỉ của khí là Mercaptan.
  
• 
  Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dễ dàng hoà tan trong các dung môi hữu cơ.
  
• 
  Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử cacbon trong mạch.
  

3. 
   Giới hạn cháy nổ
   

+ Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thể tích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có giá trị cực đại có thể cháy được khi gặp ngọn lửa.

+ Vùng cháy nổ: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổ dưới và giới hạn cháy nổ trên.

+ Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ.

4. 
   Nhiệt trị (nhiệt cháy hay năng suất toả nhiệt)
   

+ Nhiệt trị trên (nhiệt trị cao): Là nhiệt trị của phản ứng cháy khi nước sinh ra tồn tại ở thể lỏng.

+ Nhiệt trị dưới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nước sinh ra tồn tại ở thể hơi.

5. 
   Các đại lượng tới hạn:
   

• 
  Nhiệt độ tới hạn (Tc): nhiệt độ tới hạn của một chất là nhiệt độ mà ở nhiệt độ cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ áp suất nào.
  

T_c =

Trong đó:

n: Là số nguyên tử cacbon.

• 
  áp suất tới hạn (Pc): áp suất tới hạn của một chất là áp suất mà ở áp suất cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ nhiệt độ nào.
  

P_c =

• 
  Thể tích tới hạn (Vc):
  

V_c = 58,0 n + 22

6. 
   Độ ẩm và điểm sương của khí hydrocacbon
   

• 
  Độ ẩm của khí là lượng nước chứa trong khí
  

+ Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điều kiện nhiệt độ và áp suất xác định được tình bằng kg H₂O/m³ khí hoặc g H₂O/lít khí.

+ Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.

• 
  Điểm sương:
  

+ Điểm sương theo nước: là nhiệt độ tại đó hơi nước bắt đầu ngưng tụ tạo thành sương mù ở áp suất nhất định.

4. 
   Các sản phẩm của quá trình chế biến khí.
   

1. 
   Khí khô thương phẩm.
   

Tên chỉ tiêu	Đơn vị tính	Mức chất lượng	Phương pháp phân tích
Điểm sương của nước ở 45bar	0C	<5	ASTM D1142-95
Điểm sương của hydrocacbon ở 45 bar	0C	<5	Tính theo thành phần khí
Hàm lượng tạp chất có đường kính không lớn hơn 10	Ppm	30	Phương pháp trọng lượng
Hàm lượng H2­­S	Ppm	24	ASTM D2385-81
Hàm lượng lưu huỳnh tổng (H2S và mercaptan)	Ppm	36	ASTM D2385-81
Nhiệt trị toàn phần (GHV)	MJ/m­­3	37	ASTM D3588-91
Thành phần khí (%mol)
O2	%mol	< 7,5	ASTM D1945-96
CO2, N2	%mol	< 6,6
C1, C2, C­3, C4,C5	%mol	Số liệu báo cáo
C6+	%mol	< 1

2. 
   LP G (Liquied Petrolium Gas).
   

• 
  áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 ⁰C.
  
• 
  Hàm lượng etan: Tối đa là 2% thể tích.
  
• 
  Hàm lượng butan: Tối đa là 2% thể tích.
  
• 
  Hàm lượng propan: Tối thiểu là 96% thể tích.
  

• 
  áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 ⁰C.
  
• 
  Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1 ⁰C ở 1 bar.
  
• 
  Hàm lượng propan: Tối đa là 2% thể tích.
  
• 
  Hàm lượng butan: Tối thiểu là 96% thể tích.
  
• 
  Hàm lượng C₅⁺: Tối đa là 2% thể tích.
  

3. 
   Condensate thương phẩm.
   

5. 
   Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt Nam
   

1. 
   Thị trường khí hoá lỏng trong nước.
   

ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao.

Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt Nam có sản xuất LPG nhưng không đủ cung cấp cho thị trường Việt Nam.

Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn).

LPG	1992	1995	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004
Nhu cầu	0,4	55	170	202	323	404	518	622	751
Sản xuất		-	1	140	268	298	347	363	366
Nhập khẩu	0,4	50	169	80,7	55	106	171	259	336
Sản xuất/tiêu thụ (%)	0	0	0,6	69	83	74	67	58	49

*Nguồn: Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam.

Nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Na liên tục tăng nhanh. Tốc độ tăng trưởng trung bình giai đoạn 1998-2002 đạt 30%/năm. Từ năm 2003, tốc độ còn 20% và năm 2003 là 13%.

Qua số liệu sự báo tốc độ gia tăng nhu cầu LPG của Việt Nam từ năm nay đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm. Sau năm 2010, tốc độ này có thể tăng trên dưới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽ phát triển. Như vậy, tổng nhu cầu ước khoảng 1,3-1,4 triệu tấn vào năm 2010 và lên đến khoảng 2,8 triệu tấn vào năm 2015.

Khả năng cung cấp LPG trong tương lai:

Trong khi đó, khả năng cung cấp LPG nội địa trong tương lai sẽ không chỉ có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lượng LPG còn được bổ sung bởi hai nhà máy: lọc dầu Dung Quất và khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn.

Nhà máy Dinh Cố có khả năng cung cấp khoảng 350 nghìn tấn/năm từ nay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trong vòng 5 năm tiếp theo nếu không có điều chỉnh gì về nguồn khí.

Nhà máy lọc dầu Dung Quất: Dự kiến sẽ đi vào hoạt động năm 2008, cung cấp sản lượng LPG khoảng 348 nghìn tấn/năm.

Dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn dự kiến khoảng 494 nghìn tấn LPG/năm.

Bảng 1.5: Dự báo nhu cầu tiêu thụ - khả năng cung cấp LPG giai đoạn 2006-2015 (nghìn tấn)

2. 
   Trữ lượng và tiềm năng khí ở Việt Nam
   

6. 
   Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện tại và trong tương lai.
   

1. 
   Mỏ khí Tiền Hải
   

2. 
   Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long
   

Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây được cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa của đường ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m³/ngày (tương đương 7 tỷ m³/năm). Hiện nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m³/ngày (tương đương 4,0 triệu m³/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ.

3. 
   Tuyến ống khí Tây Nam
   

• 
  Đường ống dẫn khí thứ nhất: Có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ khu vực mỏ PM 3-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,
  

7. 
   Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới.
   

Trong đó:

I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long).

II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long).

III: Mỏ Emerald (Cửu Long).

IV: Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng.

V: Sư Tử Trắng/

VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn).

VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn).

VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn).

IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn).

X: Lô 12W.

XI: Tổng sản lượng.

8. 
   Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn
   

N
Hình 1.1 : Dự án Nam Côn Sơn

gày 26/11/2002, PetroVietnam, BP và ONGC Videsh đã đón dòng khí đầu tiên vào bờ với thời gian sớm hơn dự định. Từ dòng khí này có thể cung cấp 3 tỉ m³ khí/năm, đủ để sản xuất lượng điện năng 12 tỉ KWh, có thể đáp ứng 40% nhu cầu điện năng cả nước.Hiện tại, dự án bắt đầu hoạt động trong giai đoạn đầu với lượng khí 2.7 tỉ m³/năm và sẽ đạt 6 tỉ m³/năm vào giai đoạn 2 (2005-2010). Khí khai thác từ mỏ sẽ được xử lý sơ bộ tại giàn xử lý đặt tại mỏ Lan Tây, giàn xử lý này cao 190m có nhiệm vụ tách nước lẫn vào khí trong quá trình khai thác. Dòng khí khô 2 pha từ ngoài khơi được dẫn đến trạm xử lý khí Dinh Cố (Nam Côn Sơn Pipeline Terminal) theo đường ống 26”. Tại đây, khí sẽ được tách lỏng và được vận chuyển đến Phú Mỹ thông qua hệ thống đường ống 30”. Lượng Condensate sẽ được nhập vào cùng với Condensate của GPP Dinh Cố vận chuyển đến kho cảng Thị Vải theo đường ống 6”. Như vậy hiện nay, khí chỉ mới được xử lý sơ bộ và mục tiêu cung cấp chủ yếu cho sản xuất điện, lượng lỏng chưa được chế biến mà chỉ bán thô trong khi thị trường rất cần sản phẩm lỏng cung cấp cho nhu cầu nhiên liệu dân dụng. Trong tương lai khi lượng khí được đưa vào bờ với năng suất lớn, cần thiết có một trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị trường đồng thời thu được hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn.

Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khí khác với trữ lượng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năng suất 2-3 tỉ m³ khí/năm.

9. 
   Kết luận.
   

• 
  Nước ta có nguồn khí với trữu lượng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khí đồng hành. Việc khai thác khí cũng đang được tiến hành nhưng chưa đi vào chế biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị.
  
• 
  Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàm lượng lưu huỳnh tổng, H₂S, CO₂ ... dưới điều kiện cho phép). Do đó, có thể chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà không phải đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H₂S, CO₂ ...), giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy.
  
• 
  LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn. Việc chế biến khí để thu triệt để LPG là việc nên làm. Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khả năng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nước ta hiện nay.