Giới thiệu dự án

Theo Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp Khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035 (Quyết định số 60/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ), sản lượng khai thác khí toàn quốc đặt mục tiêu đạt 13 - 19 tỷ $\text{m}^3/\text{năm}$ giai đoạn 2021 - 2025 và 17 - 21 tỷ $\text{m}^3/\text{năm}$ giai đoạn 2026 - 2035. Tuy nhiên, tính đến thời điểm triển khai đồ án, tỷ trọng khí thiên nhiên được đưa vào chế biến sâu còn rất khiêm tốn: Nhà máy Xử lý Khí Dinh Cố chỉ đạt công suất khoảng 1,0 tỷ $\text{m}^3/\text{năm}$ (~20% sản lượng khai thác năm 2016), và khi Nhà máy Chế biến Khí Cà Mau đi vào vận hành với công suất 2,0 tỷ $\text{m}^3/\text{năm}$ thì tổng tỷ lệ chế biến sâu mới đạt khoảng 40%.

Đặc biệt, nguồn khí từ các mỏ thuộc Bể Cửu Long và Bể Nam Côn Sơn (như Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng - Đại Nguyệt) chứa hàm lượng Ethane ($\text{C}_2\text{H}_6$) rất cao (chiếm 4 - 12% mol) nhưng phần lớn chỉ được sử dụng làm khí đốt cho các nhà máy nhiệt điện, gây lãng phí nguồn nguyên liệu quý giá cho ngành hóa dầu sản xuất hạt nhựa Polyethylene (PE), Ethylene Oxide và các hóa chất chuyên dụng.

       +----------------------------------------------------------------+
       |   KHÍ THÔ NAM CÔN SƠN 2 (110 bar, 20°C, 6-10% CO2, Hg, H2O)    |
       +----------------------------------------------------------------+
                                       |
                                       v
                     +-----------------------------------+
                     |   CỤM TIẾP NHẬN & TÁCH SƠ BỘ      |
                     | (Slug Catcher Harp Type + 3-Phase)|
                     +-----------------------------------+
                                  /         \
                         (Pha Lỏng)         (Pha Khí)
                            /                 \
                           v                   v
            +--------------------+   +------------------------------------+
            | STABILIZER UNIT    |   | MERCURY REMOVAL UNIT (MRU)         |
            | (Tháp 20 đĩa chụp) |   +------------------------------------+
            +--------------------+                     |
                      |              +------------------------------------+
                      |              | ACID GAS CLEANING UNIT (DEA Amine) |
                      |              +------------------------------------+
                      |                                |
                      |              +------------------------------------+
                      |              | DEHYDRATION UNIT (TEG / Mol Sieve) |
                      |              +------------------------------------+
                      |                                |
                      |              +------------------------------------+
                      |              | COLDBOX CRYOGENIC (GSP/SCORE)      |
                      |              +------------------------------------+
                      |                     /                  \
                      |           (Sales Gas)             (NGL Lỏng C2+)
                      |                                        /
                      \---------------------------------------/
                                          |
                                          v
                         +-----------------------------------+
                         | LPG & CONDENSATE FRACTIONATION    |
                         | (De-ethanizer + De-butanizer)     |
                         +-----------------------------------+
                               /           |           \
                              v            v            v
                         Ethane (C2)   LPG (BuPro)  Condensate (C5+)

Vấn đề cốt lõi đặt ra là sự cần thiết phải xây dựng một Nhà máy Chế biến Khí (GPP) hiện đại đấu nối từ đường ống Nam Côn Sơn 2 về bờ, nhằm giải quyết bài toán tối ưu hóa chuỗi giá trị hydrocarbon.

Các mục tiêu cụ thể của dự án:

  1. Đánh giá chi tiết tiềm năng nguồn khí từ Bể Nam Côn Sơn và Bể Cửu Long đưa về bờ qua đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2.
  2. Lựa chọn công nghệ bản quyền tối ưu cho phép thu hồi sâu đồng thời Ethane, LPG và Condensate.
  3. Thiết lập các thông số công nghệ đảm bảo hiệu suất thu hồi: $\text{Ethane} \ge 80%$, $\text{LPG} \ge 96%$, và $\text{Condensate} \approx 100%$.
  4. Xử lý triệt để dòng khí đầu vào có áp suất cao (110 bar), chứa hàm lượng khí chua $\text{CO}_2$ lên tới 6 - 10% mol, hơi nước bão hòa và vết thủy ngân ($\text{Hg}$).
  5. Mô phỏng động học và nhiệt động lực học trên phần mềm Aspen HYSYS, tính toán cân bằng vật chất - năng lượng cho 3 kịch bản công suất (5, 7, và 10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$).
  6. Đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính chi tiết (tổng mức đầu tư CapEx, chi phí vận hành OpEx, NPV, IRR, thời gian hoàn vốn).

Phạm vi đồ án tập trung vào thiết kế công nghệ từ trạm tiếp nhận khí bờ biển đến các cụm phân tách sản phẩm thương phẩm, không đi sâu vào thiết kế chi tiết đường ống ngầm ngoài khơi.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Khí mỏ Sư Tử Trắng và các mỏ kết nối vào đường ống Nam Côn Sơn 2 (Thiên Ưng, Sao Vàng - Đại Nguyệt) là hệ khí đa cấu tử giàu hydrocarbon nặng xen lẫn tạp chất ăn mòn.

Giải pháp / Công nghệ Ưu điểm Nhược điểm Đánh giá độ phù hợp
NovaTech (Dinh Cố) Sử dụng Turbo Expander kết hợp van J-T; vận hành ổn định, kinh nghiệm lâu năm. Không thu hồi sâu được Ethane (chỉ thu hồi LPG và Condensate); hiệu suất nhiệt trung bình. Không đáp ứng mục tiêu thu hồi Ethane $\ge 80%$.
AET NGL Recovery Hấp thụ bằng dung môi tuần hoàn lạnh; chi phí đầu tư ban đầu thấp; không cần khử sâu $\text{CO}_2$. Năng lượng tiêu tốn cho tái sinh dung môi lớn (70 - 90 MW); tỷ lệ thu hồi Ethane giới hạn. Khó tối ưu hóa chi phí vận hành (OpEx) lâu dài.
Black & Veatch PRO-MAX Thu hồi propane ($\text{C}_3$) đạt gần 100%; tiết kiệm năng lượng 10 - 25% cho khí áp suất thấp. Chuyên dụng cho khí thải nhà máy lọc dầu (off-gas); không linh hoạt cho dòng khí áp suất siêu cao 110 bar. Không tối ưu cho xử lý khí tự nhiên thượng nguồn.
Ortloff (SCORE/GSP) Hiệu suất thu hồi $\text{C}_2 \ge 85%$, $\text{C}_3 \ge 98%$; chuyển đổi linh hoạt chế độ GSP và SCORE; tối ưu nhiệt lạnh sâu. Yêu cầu kiểm soát chặt chẽ hydrate và đóng băng $\text{CO}_2$ tại dải nhiệt độ cực thấp ($-100^\circ\text{C}$). Lựa chọn tối ưu nhất cho Nam Côn Sơn 2.

Hệ thống yêu cầu kỹ thuật được phân loại theo mô hình MoSCoW:

  • Must-have: Cụm Slug Catcher tiếp nhận lỏng xung kích, cụm khử khí chua bằng dung môi amine đạt tiêu chuẩn khí khô (< 2% $\text{CO}_2$), cụm sấy khí đạt điểm sương dưới $-100^\circ\text{C}$, cụm phân tách ColdBox công nghệ Ortloff GSP/SCORE.
  • Should-have: Khả năng chuyển đổi linh hoạt giữa chế độ tối đa hóa LPG (SCORE) và tối đa hóa Ethane (GSP) theo biến động giá thị trường.
  • Could-have: Cụm khử thủy ngân tích hợp rây phân tử bảo vệ thiết bị trao đổi nhiệt nhôm dạng tấm (PCHE/ColdBox).
  • Won't-have: Phân tách riêng biệt Propan/Butan độ tinh khiết hóa học 99.9% (chỉ xuất sản phẩm hỗn hợp BuPro thương phẩm theo TCVN).

Thiết kế hệ thống

Nhà máy chế biến khí được cấu trúc thành 7 cụm công nghệ liên hoàn:

[Khí vào: 110 bar, 20°C]
  • Cụm Seperation Unit: Tiếp nhận dòng khí đa pha áp suất 110 bar, nhiệt độ $20^\circ\text{C}$. Trang bị thiết bị Slug Catcher dạng Harp Type (ống góp song song dài 15 - 40m, đường kính 0.5 - 1.2m) nhằm triệt tiêu hiện tượng dâng tràn chất lỏng đột ngột từ đường ống biển, kết hợp bình tách 3 pha phân ly khí, ngưng tụ hydrocarbon và nước tự do.
  • Cụm Stabilizer Unit: Tháp ổn định condensate gồm 20 đĩa chụp (Bubble-Cap Trays, đường kính tiêu chuẩn, chiều cao tháp 12.19m) vận hành 1 dòng chảy (1 pass) nhằm thu hồi các cấu tử nhẹ hòa tan trong pha lỏng đưa trở lại dòng khí xử lý.
  • Cụm Mercury Removal Unit (MRU): Sử dụng chất hấp phụ hóa học chuyên dụng (than hoạt tính tẩm lưu huỳnh) nhằm loại bỏ thủy ngân xuống mức $< 0.01,\mu\text{g}/\text{Nm}^3$, bảo vệ an toàn cho các thiết bị trao đổi nhiệt bằng nhôm hàn (ColdBox) khỏi ăn mòn giòn rão (Liquid Metal Embrittlement).
  • Cụm Acid Gas Cleaning Unit (AGCU): Sử dụng dung môi Diethanolamine (DEA) nồng độ 30% khối lượng, tháp hấp thụ dạng đĩa vận hành ở áp suất 60 - 70 bar, loại bỏ $\text{CO}_2$ từ ~6% xuống dưới 500 ppmv nhằm chống đóng băng tại cụm làm lạnh sâu.
  • Cụm Dehydration Unit (DHU): Kết hợp tháp hấp thụ Triethylene Glycol (TEG) để tách ẩm sơ bộ và các tháp hấp phụ rây phân tử (Molecular Sieve 3A/4A) để hạ điểm sương nước xuống dưới $-100^\circ\text{C}$ (độ ẩm $< 0.1\text{ ppm}$).
  • Cụm ColdBox & Turbo-Expander (GSP/SCORE): Giãn nở đẳng entropi dòng khí qua máy giãn nở turbine (Turbo-Expander) kết hợp chu trình làm lạnh ngoài bằng Propane ($\text{C}_3\text{H}_8$), hạ nhiệt độ dòng công nghệ xuống $-80^\circ\text{C} \div -105^\circ\text{C}$ để ngưng tụ toàn bộ $\text{C}_2^+$.
  • Cụm LPG Unit: Hệ thống tháp chưng cất De-ethanizer, De-propanizer và De-butanizer tách riêng rẽ dòng Ethane tinh khiết, LPG hỗn hợp (Propane/Butane tỷ lệ 50:50 hoặc 30:70) và Condensate ổn định (chỉ số RVP tiêu chuẩn).

Methodology

Phương pháp thiết kế và tính toán công nghệ tuân thủ quy trình kỹ thuật nghiêm ngặt:

  1. Thu thập và chuẩn hóa số liệu mỏ: Phân tích số liệu PVT, thành phần dòng khí từ mỏ Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Sao Vàng - Đại Nguyệt theo bảng phân tích sắc ký khí.
  2. Xây dựng mô hình mô phỏng trên nền tảng Aspen HYSYS (phiên bản thuộc bộ AspenONE): Thiết lập Package nhiệt động Peng-Robinson (PR) cho cụm phân tách hydrocarbon và Acid Gas Chemical DGA/DEA Package cho cụm xử lý khí chua.
  3. Tối ưu hóa điều kiện biên: Chạy vòng lặp tối ưu hóa nhiệt độ đỉnh/đáy tháp, tỷ số hồi lưu (Reflux Ratio), áp suất vận hành máy giãn nở và các bộ trao đổi nhiệt chéo dòng (Multi-stream Heat Exchanger).
  4. Đánh giá rủi ro kỹ thuật (HAZOP/Risk Mitigation): Kiểm soát giới hạn đóng băng $\text{CO}_2$ trong tháp khử Metan (Demethanizer), chống hiện tượng tạo bọt (foaming) trong tháp hấp thụ DEA và kiểm soát ngưng tụ hydrate bằng hệ thống phun MEG khẩn cấp.

Implementation và kết quả

Development process & Simulation Setup

Quá trình mô phỏng trên phần mềm Aspen HYSYS được thực hiện qua các bước thiết lập thành phần cấu tử, lựa chọn phương trình trạng thái (EOS) và xây dựng Flowsheet chi tiết. Dưới đây là đoạn mã tự động hóa thiết lập dòng công nghệ và thông số vận hành thông qua giao diện lập trình Python kết nối API HYSYS (ActiveX COM Automation):

import win32com.client as win32

def setup_gas_processing_simulation():
    # Khởi tạo đối tượng Aspen HYSYS Application
    hysys_app = win32.Dispatch("HYSYS.Application")
    hysys_app.Visible = True
    
    # Tạo Case mô phỏng mới
    sim_case = hysys_app.SimulationCases.Add()
    sim_case.Title = "NCS2_Gas_Processing_Plant_GSP_Model"
    
    # Thiết lập Fluid Package nhiệt động Peng-Robinson (PR)
    fluid_pkg_mgr = sim_case.BasisManager.FluidPackages
    fluid_pkg = fluid_pkg_mgr.Add("Peng-Robinson-NCS2")
    prop_pkg = fluid_pkg.PropertyPackage
    prop_pkg.PropertyPackageName = "Peng-Robinson"
    
    # Thêm các cấu tử chính từ nguồn khí Nam Côn Sơn 2
    components = ["Nitrogen", "CO2", "Methane", "Ethane", "Propane", 
                  "i-Butane", "n-Butane", "i-Pentane", "n-Pentane", "n-Hexane", "H2O"]
    for comp in components:
        sim_case.BasisManager.Components.Add(comp)
        
    # Tạo dòng nhập liệu Feed Stream (Mỏ Sư Tử Trắng / NCS2)
    fs = sim_case.Flowsheet
    feed_stream = fs.MaterialStreams.Add("Raw_Feed_Gas")
    feed_stream.Temperature.SetValue(20.0, "C")          # Nhiệt độ về bờ: 20°C
    feed_stream.Pressure.SetValue(110.0, "bar_g")        # Áp suất tuyến ống: 110 bar
    feed_stream.StdGasFlow.SetValue(10.0e6, "m3/day")   # Công suất: 10 triệu m3/ngày
    
    # Thiết lập tỷ lệ mol dòng khí nhập liệu (Normalized Mol Fractions)
    mol_fractions = [0.0074, 0.0585, 0.7712, 0.0821, 0.0461, 
                     0.0092, 0.0125, 0.0048, 0.0032, 0.0050, 0.0000]
    feed_stream.ComponentMolarFraction.SetValues(mol_fractions)
    
    # Cấu hình Expander trong cụm ColdBox GSP
    expander = fs.Operations.AddExpander("K-101_TurboExpander")
    expander.InletStream = fs.MaterialStreams.Item("Dry_Chilled_Gas")
    expander.OutletStream = fs.MaterialStreams.Add("Expanded_Cryo_Stream")
    expander.AdiabaticEfficiency.SetValue(85.0, "%")     # Hiệu suất đoạn nhiệt 85%
    expander.PressureDrop.SetValue(38.0, "bar")          # Giảm áp về dải vận hành tháp
    
    print("[SUCCESS] Khởi tạo mô hình HYSYS hoàn tất. Sẵn sàng chạy cân bằng năng lượng.")
    return sim_case

if __name__ == "__main__":
    setup_gas_processing_simulation()

Testing và validation

Việc lựa chọn mô hình nhiệt động được kiểm chứng thông qua so sánh sai số giữa phương trình Peng-Robinson (PR) và Soave-Redlich-Kwong (SRK) đối với hệ hydrocarbon có mặt $\text{CO}_2$ và $\text{N}_2$ ở dải áp suất cao (1 - 110 bar) và nhiệt độ cực thấp ($-110^\circ\text{C} \div 150^\circ\text{C}$).

$$\ln \phi_i = \frac{b_i}{b}(Z-1) - \ln(Z-B) - \frac{A}{2\sqrt{2}B}\left[\frac{2\sum_j x_j a_{ij}}{a} - \frac{b_i}{b}\right] \ln\left(\frac{Z + (1+\sqrt{2})B}{Z + (1-\sqrt{2})B}\right)$$

Kết quả đối soát cho thấy mô hình Peng-Robinson mô tả chính xác hơn sự cân bằng lỏng - hơi (VLE) của phân đoạn $\text{C}_2\text{H}_6 - \text{CO}_2$ và dự báo chính xác hiện tượng đọng sương/đóng băng hydrocarbon với sai số thể tích $< 1.8%$ so với số liệu thực nghiệm.

Kết quả đạt được

Mô phỏng 3 phương án công suất đã xác lập cân bằng vật chất và năng lượng chi tiết:

Thông số công nghệ / Sản phẩm Phương án 1 (5 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$) Phương án 2 (7 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$) Phương án 3 (10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$)
Khí khô thương phẩm (Sales Gas) $4.32 \times 10^6,\text{Sm}^3/\text{ngày}$ $6.05 \times 10^6,\text{Sm}^3/\text{ngày}$ $8.65 \times 10^6,\text{Sm}^3/\text{ngày}$
Sản lượng Ethane ($\text{C}_2\text{H}_6$) $312.5,\text{tấn/ngày}$ $437.5,\text{tấn/ngày}$ $625.0,\text{tấn/ngày}$
Sản lượng LPG ($\text{C}_3+\text{C}_4$) $445.0,\text{tấn/ngày}$ $623.0,\text{tấn/ngày}$ $890.0,\text{tấn/ngày}$
Sản lượng Condensate ($\text{C}_5^+$) $205.0,\text{m}^3/\text{ngày}$ $287.0,\text{m}^3/\text{ngày}$ $410.0,\text{m}^3/\text{ngày}$
Hiệu suất thu hồi Ethane 84.2% (Yêu cầu $\ge 80%$) 84.2% (Yêu cầu $\ge 80%$) 84.5% (Yêu cầu $\ge 80%$)
Hiệu suất thu hồi LPG 98.1% (Yêu cầu $\ge 96%$) 98.1% (Yêu cầu $\ge 96%$) 98.3% (Yêu cầu $\ge 96%$)
Hiệu suất thu hồi Condensate 100% 100% 100%
Hàm lượng $\text{CO}_2$ khí thương phẩm $< 1.5%,\text{mol}$ $< 1.5%,\text{mol}$ $< 1.5%,\text{mol}$

Đổi mới và đóng góp

  1. Ứng dụng cấu hình lai GSP/SCORE linh hoạt cao: Đồ án đã giải quyết nhược điểm cố hữu của các nhà máy truyền thống (chỉ chạy đơn chế độ). Khi giá Ethane trên thị trường quốc tế tăng cao, hệ thống kích hoạt chế độ Gas Subcooled Process (GSP) với dòng hồi lưu siêu lạnh đưa hiệu suất tách $\text{C}_2$ lên đến 84.5%. Ngược lại, khi nhu cầu nhiên liệu dân dụng tăng, hệ thống chuyển sang chế độ Single Column Overhead Recycle (SCORE) nhằm tối đa hóa 98.3% LPG và đẩy phần lớn Ethane vào khí thương phẩm để gia tăng nhiệt trị dòng khí bán.
  2. Tích hợp tích hợp nhiệt dòng công nghệ (Pinch Analysis Technology): Hệ thống sử dụng thiết bị trao đổi nhiệt nhôm đa dòng (ColdBox Multi-stream Exchanger), tận dụng trực tiếp nhiệt lạnh của dòng khí tách Metan đỉnh tháp ($-98^\circ\text{C}$) và dòng giãn nở lỏng để làm lạnh sơ bộ dòng khí nạp, giúp cắt giảm 32% phụ tải của máy nén lạnh Propane bên ngoài so với sơ đồ làm lạnh truyền thống.
  3. Cải tiến cấu hình tháp ổn định Stabilizer: Thay vì xả bỏ hoặc hồi lưu dòng khí giãn áp không kiểm soát, đồ án thiết kế tháp Stabilizer 20 đĩa chụp tối ưu hóa áp suất, giúp thu hồi thêm 4.5% lượng hydrocarbon thể khí đưa về cụm xử lý chính, triệt tiêu tổn thất tài nguyên.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Phân tích hiệu quả đầu tư và kinh tế dự án

Các chỉ tiêu tài chính được tính toán dựa trên vòng đời dự án 20 năm, suất chiết khấu $WACC = 10%$, đơn giá sản phẩm tham chiếu thị trường khu vực Đông Nam Á:

[TỔNG VỐN ĐẦU TƯ (CapEx)]
Hạng mục kinh tế Phương án 5 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ Phương án 7 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ Phương án 10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ (Kiến nghị)
Tổng vốn đầu tư (CapEx) 285.4 triệu USD 348.2 triệu USD 412.5 triệu USD
Chi phí vận hành hàng năm (OpEx) 22.8 triệu USD/năm 27.5 triệu USD/năm 32.4 triệu USD/năm
Doanh thu trung bình hàng năm 115.6 triệu USD/năm 161.8 triệu USD/năm 238.5 triệu USD/năm
Giá trị hiện tại thuần (NPV @10%) 142.6 triệu USD 235.8 triệu USD 389.2 triệu USD
Tỷ suất sinh lời nội bộ (IRR) 17.8% 21.4% 25.6%
Thời gian hoàn vốn (PBP) 5.8 năm 4.7 năm 3.9 năm

Phương án công suất 10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ đem lại hiệu quả kinh tế vượt trội nhất với IRR đạt 25.6% và thời gian hoàn vốn chỉ 3.9 năm, đồng thời phù hợp hoàn hảo với quy hoạch bổ sung khí từ các mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và Thiên Ưng khi đưa vào khai thác đỉnh đồng loạt.

Kế hoạch triển khai thực địa (Roadmap)

  • Giai đoạn 1 (Quý 1 - Quý 2/2018): Hoàn thiện Báo cáo nghiên cứu khả thi (FS), khảo sát địa chất mặt bằng trạm xử lý tại Bà Rịa - Vũng Tàu.
  • Giai đoạn 2 (Quý 3/2018 - Quý 4/2019): Thiết kế kỹ thuật tổng thể (FEED), mua sắm thiết bị chu kỳ dài (Long-lead items: Turbo-Expander, ColdBox, máy nén khí).
  • Giai đoạn 3 (Quý 1/2019 - Quý 2/2020): Thi công xây lắp (EPC), lắp đặt tháp công nghệ, đường ống kết nối và hệ thống điện - tự động hóa DCS.
  • Giai đoạn 4 (Quý 3/2020): Chạy thử không tải, chạy thử có tải (Commissioning) và đón dòng khí thương phẩm đầu tiên.

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

  • Độ biến thiên thành phần khí mỏ: Dòng khí từ các mỏ khác nhau đưa về đường ống Nam Côn Sơn 2 có hàm lượng $\text{CO}_2$ biến thiên từ 0.8% đến gần 10%, gây áp lực lớn lên hệ thống điều khiển nồng độ dung môi amine trong cụm AGCU.
  • Hiện tượng đóng băng $\text{CO}_2$: Ở chế độ GSP thu hồi Ethane sâu (nhiệt độ hạ thấp dưới $-100^\circ\text{C}$), nếu cụm khử khí chua gặp sự cố khiến hàm lượng $\text{CO}_2$ vượt quá 500 ppm, nguy cơ đóng băng rắn gây nghẹt tháp Demethanizer là rất lớn.

Hướng phát triển mở rộng

  1. Tích hợp module thu giữ và lưu trữ $\text{CO}_2$ (CCS): Tận dụng dòng $\text{CO}_2$ tinh khiết tách ra từ tháp tái sinh DEA để nén hóa lỏng, phục vụ công nghệ gia tăng thu hồi dầu (EOR) tại mỏ Bạch Hổ hoặc cung cấp cho các nhà máy sản xuất đá khô, thực phẩm.
  2. Nghiên cứu bổ sung cụm hóa lỏng khí tự nhiên (Small-scale LNG): Tích hợp phân xưởng sản xuất LNG quy mô nhỏ từ dòng Sales Gas để cung cấp cho các hộ tiêu thụ công nghiệp xa hệ thống đường ống khí thấp áp.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật Hóa học & Dầu khí: Cung cấp tài liệu tham khảo hoàn chỉnh, chuẩn mực về phương pháp luận tính toán mô phỏng nhà máy chế biến khí sâu bằng phần mềm công nghiệp Aspen HYSYS.
  • Kỹ sư vận hành & Thiết kế (Process Engineers): Nắm bắt chi tiết các thông số công nghệ, cấu hình thiết bị hiện đại (Slug Catcher Harp Type, chu trình GSP/SCORE, tháp đĩa DEA) để áp dụng vào các dự án nâng cấp GPP Dinh Cố hoặc xây mới GPP Nam Côn Sơn 2.
  • Doanh nghiệp & Chủ đầu tư (PVN, PV GAS): Sở hữu luận cứ khoa học và mô hình kinh tế vững chắc (CapEx/OpEx/IRR) phục vụ công tác ra quyết định đầu tư các dự án khí trọng điểm quốc gia.

Câu hỏi thường gặp

1. Yêu cầu kỹ thuật cốt lõi để nhà máy vận hành an toàn ở nhiệt độ âm sâu ($-105^\circ\text{C}$) là gì?

Cần kiểm soát tuyệt đối hai thông số đầu vào tại cụm ColdBox: Điểm sương nước phải đạt dưới $-100^\circ\text{C}$ (độ ẩm $< 0.1\text{ ppm}$) thông qua rây phân tử 3A, và hàm lượng $\text{CO}_2$ trong dòng khí ngọt phải khống chế nghiêm ngặt dưới 500 ppmv để tránh tạo mầm tinh thể rắn gây nứt vỡ cánh turbine của máy giãn nở Turbo-Expander.

2. Sự khác biệt căn bản giữa hai chế độ vận hành GSP và SCORE là gì?

Chế độ GSP (Gas Subcooled Process) sử dụng dòng khí hồi lưu siêu lạnh đưa lên đỉnh tháp tách để hấp thụ triệt để Ethane, nâng tỷ lệ thu hồi $\text{C}_2$ lên trên 84%. Chế độ SCORE (Single Column Overhead Recycle) tuần hoàn dòng lỏng ngưng tụ bên hông tháp nhằm tối ưu hóa việc thu hồi Propane và Butane ($\ge 98%$), trong khi cho phép Ethane thoát ra cùng khí khô để tối đa hóa nhiệt trị Sales Gas.

3. Tại sao đồ án lựa chọn Slug Catcher dạng Harp Type thay vì Vessel Type thông thường?

Do tuyến đường ống Nam Côn Sơn 2 ngầm dưới đáy biển có chiều dài lớn và địa hình mấp mô, sự chênh lệch lưu lượng khí khi giàn nén trung tâm thay đổi công suất sẽ tạo ra các nút lỏng (slug) khổng lồ di chuyển với vận tốc lớn. Cấu hình ống góp song song (Harp Type) với chiều dài ống lên đến 40m có khả năng tiếp nhận và triệt tiêu động năng xung kích của khối lỏng đột ngột tốt hơn nhiều so với bình tách dạng bồn (Vessel).

4. Chi phí đầu tư (CapEx) của phương án 10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ được phân bổ như thế nào?

Tổng mức đầu tư 412.5 triệu USD bao gồm: Thiết bị công nghệ chính (ColdBox, Turbo-Expander, Tháp tách, Máy nén) chiếm 42%; Xây dựng, lắp đặt và đường ống chiếm 28%; Hệ thống tự động hóa điều khiển DCS, điện và phụ trợ chiếm 15%; Chi phí quản lý dự án, dự phòng phí và bản quyền công nghệ Ortloff chiếm 15%.

5. Khí thương phẩm đầu ra có đáp ứng được tiêu chuẩn cấp cho các nhà máy điện và đạm không?

Hoàn toàn đáp ứng. Khí khô thương phẩm (Sales Gas) sau khi tách $\text{C}_2^+$ có nhiệt trị dao động từ $38.5 \div 40.2,\text{MJ}/\text{Sm}^3$, hàm lượng $\text{CO}_2 < 1.5%,\text{mol}$, hàm lượng $\text{H}_2\text{S} < 5,\text{mg}/\text{m}^3$, hoàn toàn thỏa mãn tiêu chuẩn kỹ thuật cấp khí cho các cụm tuabin khí Phú Mỹ, Nhơn Trạch và Nhà máy Đạm Phú Mỹ.

Kết luận

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" đã hoàn thành xuất sắc các mục tiêu thiết kế công nghệ và phân tích kinh tế đề ra:

  1. Đã chứng minh tính cấp thiết và hiệu quả vượt trội của việc đầu tư chế biến sâu nguồn khí Nam Côn Sơn 2 thay vì chỉ sử dụng làm nhiên liệu đốt đơn thuần.
  2. Lựa chọn thành công công nghệ bản quyền tiên tiến Ortloff GSP/SCORE kết hợp hệ dung môi amine DEA và rây phân tử, đạt hiệu suất thu hồi ấn tượng: Ethane đạt 84.5%, LPG đạt 98.3%, và Condensate đạt 100%.
  3. Mô hình hóa thành công trên phần mềm công nghiệp Aspen HYSYS, xác lập luận cứ kỹ thuật vững chắc cho phương án công suất tối ưu 10 triệu $\text{m}^3/\text{ngày}$ với các chỉ số tài chính hấp dẫn ($\text{NPV} = 389.2\text{ triệu USD}$, $\text{IRR} = 25.6%$, thời gian hoàn vốn $3.9\text{ năm}$).

Kết quả nghiên cứu của đồ án đóng góp một giải pháp công nghệ hoàn chỉnh, đóng vai trò tài liệu tham khảo có giá trị cao cho công tác quy hoạch, thiết kế và phát triển bền vững ngành công nghiệp hóa dầu và chế biến khí tại Việt Nam.