Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu
Trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng và nguyên liệu công nghiệp, các sản phẩm chế biến từ khí thiên nhiên giữ vai trò thiết yếu nhờ độ tinh khiết cao và chi phí sản xuất cạnh tranh hơn so với con đường tổng hợp từ chất vô cơ. Khí khô thương phẩm (Sales Gas) được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện, làm nguyên liệu cho sản xuất phân đạm và hóa dầu (polypropylene, polyethylene, methanol). Khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) phục vụ dân dụng, công nghiệp và phát điện; Ethane là nguồn nguyên liệu cho công nghiệp sản xuất nhựa tổng hợp, ethylene oxide và chất hoạt động bề mặt; trong khi Condensate được dùng làm nguyên liệu lọc hóa dầu (sản xuất xăng, dầu hỏa KO, dầu DO, dầu FO, dung môi công nghiệp, BTX và olefin).
Theo Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 60/QĐ-TTg, một định hướng chiến lược là đẩy mạnh chế biến sâu khí thiên nhiên nhằm gia tăng giá trị sử dụng và đa dạng hóa sản phẩm. Tính đến thời điểm năm 2016, sản lượng khai thác khí cả nước đạt gần 10 tỷ $\text{m}^3$/năm và bắt đầu đón dòng khí đầu tiên từ mỏ Sư Tử Trắng giai đoạn 1. Tuy nhiên, tỷ lệ khí được chế biến sâu thực tế còn rất hạn chế. Toàn ngành chỉ có Nhà máy Xử lý Khí Dinh Cố thực hiện thu hồi LPG và Condensate với công suất thiết kế 1,0 tỷ $\text{m}^3$/năm (chiếm khoảng 20% sản lượng khí toàn quốc). Dù Nhà máy Chế biến Khí Cà Mau (công suất thiết kế 2,0 tỷ $\text{m}^3$/năm) dự kiến vận hành vào Quý III/2017 nâng tổng năng lực chế biến sâu lên 4,0 tỷ $\text{m}^3$/năm, nguồn khí tự nhiên của Việt Nam chứa hàm lượng Ethane khá lớn (từ 4% đến 12% mol) vẫn chưa được thu hồi riêng mà bị đốt cùng khí nhiên liệu cấp cho các nhà máy điện. Do đó, việc nghiên cứu thiết kế một nhà máy chế biến khí mới tiếp nhận nguồn khí mỏ Sư Tử Trắng và các mỏ khác thuộc dự án đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 để thu hồi sâu Ethane, LPG và Condensate là một yêu cầu kỹ thuật và kinh tế cấp bách, đáp ứng tiến độ đưa khí về bờ từ năm 2019.
Nhiệm vụ và mục tiêu nghiên cứu của đồ án được xác định cụ thể theo 5 nội dung chính trong văn bản:
- Nghiên cứu tổng quan về nguồn cung, trữ lượng và nhu cầu tiêu thụ của ngành công nghiệp khí Việt Nam.
- Hệ thống hóa các phương pháp chế biến khí tự nhiên và khí đồng hành.
- Khảo sát các công nghệ chế biến khí hiện đại trên thế giới, biện luận lựa chọn công nghệ tối ưu nhằm đạt hiệu suất thu hồi tối thiểu: Ethane $\ge 80%$, LPG $\ge 96%$ và Condensate đạt $100%$ từ dòng khí đường ống Nam Côn Sơn 2.
- Ứng dụng phần mềm mô phỏng Aspen HYSYS thuộc bộ phần mềm AspenONE để mô phỏng, tính toán thông số kỹ thuật các thiết bị dầu khí, từ đó đánh giá quy mô công suất và cấu hình thiết bị của nhà máy.
- Xây dựng mô hình mô phỏng công nghệ hoàn chỉnh và tính toán các chỉ tiêu hiệu quả kinh tế - tài chính của dự án.
Đối tượng nghiên cứu là hệ thống công nghệ chế biến sâu khí thiên nhiên và khí đồng hành giàu Ethane và khí chua. Phạm vi không gian của đề tài là nguồn khí khai thác tại bể Nam Côn Sơn đưa về bờ qua hệ thống đường ống Nam Côn Sơn 2 (tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu), bao gồm các mỏ: Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng và Đại Nguyệt. Phạm vi thời gian nghiên cứu dựa trên hiện trạng khai thác năm 2016-2017, dữ liệu quy hoạch phát triển ngành khí giai đoạn 2016-2035, với mục tiêu hoàn thiện thiết kế kỹ thuật phục vụ vận hành từ năm 2019.
Cơ sở lý thuyết và phương pháp
Khung lý thuyết của đồ án dựa trên các nguyên lý nhiệt động học chất lưu nhiều cấu tử và các quá trình truyền khối cơ bản trong kỹ thuật hóa dầu:
- Giản đồ trạng thái áp suất - nhiệt độ ($P\text{-}T$) của hệ hỗn hợp khí đa cấu tử: Xác định các điểm đặc trưng gồm điểm tới hạn (Critical point - C), điểm áp suất ngưng tụ cực đại (Cricondenbar - M), điểm nhiệt độ ngưng tụ cực đại (Cricondentherm - N), đường cong điểm sôi, đường cong điểm sương và hiện tượng ngưng tụ ngược đẳng nhiệt (Retrograde condensation).
- Phương trình trạng thái nhiệt động: Áp dụng phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) và Soave-Redlich-Kwong (SRK) trên phần mềm Aspen HYSYS để tính toán cân bằng pha lỏng - hơi (VLE), tính chất nhiệt động và thông số chuyển pha của các phân đoạn hydrocarbon.
- Lý thuyết quá trình truyền khối: Cân bằng pha khí - lỏng dựa trên động lực chênh lệch áp suất riêng phần trong quá trình hấp thụ và giải hấp; cơ chế phản ứng hấp thụ hóa học khí chua ($\text{CO}_2$, $\text{H}_2\text{S}$) bằng các dung dịch alkanolamine (Monoethanolamine - MEA, Diethanolamine - DEA, Methyl Diethanolamine - MDEA); cơ chế hút ẩm sâu bằng các dung môi glycol (Diethylene Glycol - DEG, Triethylene Glycol - TEG) để ngăn chặn hiện tượng tạo tinh thể hydrat hydrocarbon.
- Hệ tiêu chuẩn kỹ thuật: Thiết kế thiết bị phân ly và đường ống tuân theo tiêu chuẩn ASME; chất lượng các dòng sản phẩm ra được đánh giá theo hệ thống tiêu chuẩn ASTM đối với khí khô thương phẩm, Ethane, LPG và Condensate thương phẩm.
Phương pháp nghiên cứu kết hợp giữa nghiên cứu lý thuyết, phương pháp đánh giá lựa chọn công nghệ và phương pháp mô phỏng số:
- Phương pháp phân tích, tổng hợp dữ liệu: Thu thập và hệ thống hóa số liệu về trữ lượng cấp 2P, sản lượng khai thác dự báo của các mỏ thuộc ba bể trầm tích (Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu) từ các báo cáo ngành và văn bản quy hoạch nhà nước.
- Phương pháp so sánh kỹ thuật: Phân tích ưu nhược điểm của 5 giải pháp công nghệ chế biến khí bản quyền trên thế giới nhằm chọn lọc công nghệ phù hợp nhất với đặc tính thành phần khí nguyên liệu đầu vào.
- Phương pháp mô phỏng công nghệ: Xây dựng mô hình tĩnh (Steady-state simulation) trên phần mềm Aspen HYSYS, tính toán cân bằng vật chất và năng lượng, kích thước hình học và chế độ làm việc của các tháp chưng cất, thiết bị trao đổi nhiệt, bình tách và hệ thống làm lạnh sâu.
- Phương pháp phân tích hiệu quả kinh tế: Đánh giá chi phí đầu tư xây dựng (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX), doanh thu và phân tích tài chính dự án thông qua các chỉ số hiện giá thuần (NPV), tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) và thời gian hoàn vốn cho 3 phương án quy mô công suất.
Nguồn dữ liệu sử dụng trong đồ án bao gồm: Quyết định số 60/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ; số liệu thống kê sản lượng và quy hoạch khai thác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS); số liệu dự báo thành phần khí nguyên liệu của các mỏ Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng - Đại Nguyệt.
Nội dung chính theo từng chương
Chương 1: Tổng quan về nguồn cung và nhu cầu khí Việt Nam
Chương này phân tích định hướng phát triển ngành công nghiệp khí theo Quyết định số 60/QĐ-TTg và đánh giá tiềm năng khai thác của ba bể trầm tích chính:
- Định hướng quy hoạch: Mục tiêu sản lượng khai thác khí cả nước giai đoạn 2016-2020 đạt 10-11 tỷ $\text{m}^3$/năm; giai đoạn 2021-2025 đạt 13-19 tỷ $\text{m}^3$/năm; giai đoạn 2026-2035 đạt 17-21 tỷ $\text{m}^3$/năm. Về nhập khẩu LNG, giai đoạn 2021-2025 dự kiến đạt 1-4 tỷ $\text{m}^3$/năm và 2026-2035 đạt 6-10 tỷ $\text{m}^3$/năm. Thị trường tiêu thụ điện tiếp tục giữ tỷ trọng lớn nhất với 70-80% tổng sản lượng khí. Nhu cầu LPG toàn quốc dự kiến đạt 3,5-4,0 triệu tấn/năm vào năm 2025 và 4,5-5,0 triệu tấn/năm vào năm 2035, đáp ứng tối thiểu 70% thị phần nội địa và duy trì dự trữ trên 15 ngày cung cấp.
- Trữ lượng và khả năng cung cấp khí của các bể trầm tích:
- Bể Cửu Long: Tiềm năng chủ yếu là dầu và khí đồng hành, cơ cấu trữ lượng chủ yếu ở cấp P1 và P2. Khả năng cung cấp khí của các mỏ đang và chuẩn bị khai thác giai đoạn 2019-2035 khoảng 29,06 tỷ $\text{m}^3$, khi bổ sung các cấu tạo tiềm năng (P4+P5) sẽ đạt khoảng 37,15 tỷ $\text{m}^3$.
- Bể Nam Côn Sơn: Diện tích khoảng 60.000 $\text{km}^2$, bao phủ 21 Lô, là khu vực tập trung nhiều mỏ khí tự nhiên lớn. Sản lượng cung cấp giai đoạn 2019-2035 từ các mỏ đang và chuẩn bị khai thác đạt 68 tỷ $\text{m}^3$; khi tính thêm các cấu tạo tiềm năng đạt tới 147 tỷ $\text{m}^3$.
- Bể Malay - Thổ Chu: Trữ lượng cấp 2P của khu vực PM3-CAA là 81,17 tỷ $\text{m}^3$ (chứa 8% khí trơ). Trữ lượng hydrocarbon thu hồi cấp P50 của cụm Lô B, 48/95 và 52/97 gồm mỏ Kim Long (23,10 tỷ $\text{m}^3$) và mỏ Ác Quỷ (18,70 tỷ $\text{m}^3$). Khí tại bể này có đặc trưng hàm lượng $\text{CO}_2$ cao.
| Bể trầm tích |
Nhóm mỏ / Cấu tạo |
Trữ lượng thu hồi 2019-2035 (Tỷ $\text{m}^3$) |
| Cửu Long |
Bạch Hổ - Rồng - Đồi Mồi, Thỏ Trắng, Gấu Trắng (Lô 09-1 & 09-3) |
3,85 |
|
Kình Ngư Trắng (Lô 09-2/09) |
1,99 |
|
Các mỏ hiện hữu khác (Lô 15-1, 15-2, 16-1, 15-2/01) |
-0,42 |
|
Nhóm tiềm năng (Hà Mã Xám, Dơi Nâu, POS 15-1, POS 09-1) |
8,09 |
| Nam Côn Sơn |
Hải Thạch / Mộc Tinh (Lô 05-2 & 05-3) |
20,30 |
|
Sao Vàng (Lô 05-1bc) |
11,00 |
|
Lan Tây / Lan Đỏ (Lô 06-1) |
8,76 |
|
Đại Nguyệt (Lô 05-1bc) |
6,57 |
|
Thiên Ưng (Lô 04-3) |
5,31 |
|
Cá Rồng Đỏ, Chim Sáo + Dừa |
5,23 |
|
Nhóm cấu tạo tiềm năng (Phong Lan Dại 06-1 POS, 04-3 POS,...) |
79,00 |
Chương 2: Các phương pháp chế biến khí
Chương này hệ thống hóa các nguyên lý phân tách khí thiên nhiên và khí đồng hành:
- Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp: Làm lạnh dòng khí ở điều kiện đẳng áp để hóa lỏng các cấu tử nặng. Khảo sát 3 chu trình cung cấp nhiệt lạnh:
- Chu trình làm lạnh ngoài: Dùng tác nhân lạnh riêng biệt (như propane), làm lạnh qua nhiều bậc. Khí nén lên 3-4 MPa, làm lạnh sơ bộ xuống $-20^\circ\text{C} \div -30^\circ\text{C}$ trước khi vào bình phân ly và tháp khử Ethane.
- Chu trình làm lạnh trong: Tận dụng nguồn lạnh nội tại bằng cách tiết lưu dòng lỏng ngưng tụ hoặc giãn nở khí đẳng entropi qua tuabin giãn nở (Turbo-expander). Phương pháp áp dụng hiệu quả khi hàm lượng phân đoạn $\text{C}_3$ trong khí khô không vượt quá $70 \div 75\text{ g/m}^3$, cho phép thu hồi $40% \div 70%$ Ethane, $95%$ Propane và $99%$ $\text{C}_4+$.
- Chu trình làm lạnh tổ hợp: Kết hợp làm lạnh ngoài bằng propane và tiết lưu dòng lỏng ngưng tụ. Đồ án phân tích sơ đồ ngưng tụ 1 bậc (làm lạnh đến $-10^\circ\text{C}$, tiết lưu lỏng xuống 1 MPa và $-18^\circ\text{C}$) và sơ đồ 2 bậc (nén 3,7 MPa, làm lạnh bậc 1 xuống $-30^\circ\text{C}$, bậc 2 làm lạnh sâu đến $-64^\circ\text{C}$, tiết lưu lỏng và nén hồi lưu lên 3,5 MPa).
- Phương pháp hấp thụ khí: Sử dụng dung môi để hòa tan chọn lọc các hydrocarbon nặng ($\text{C}_3+$) dựa trên chênh lệch áp suất riêng phần, áp dụng hiệu quả cho dòng khí béo có hàm lượng $\text{C}_3+$ lớn hơn $100\text{ g/m}^3$. Hệ thống gồm tháp hấp thụ, tháp khử methane và tháp giải hấp tái sinh dung môi.
- Phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp: Đưa khí nguyên liệu sau làm lạnh trực tiếp vào tháp chưng cất mà không qua bình phân ly sơ bộ. Thiết bị được phân loại thành tháp chưng cất - bay hơi (nạp liệu tại thân tháp) và tháp ngưng tụ - bay hơi (nạp liệu tại đĩa trên cùng kết hợp tưới lạnh đỉnh).
Chương 3: Đánh giá lựa chọn công nghệ cho nhà máy chế biến khí
Dựa trên mục tiêu thiết kế, công nghệ được chọn phải đảm bảo các tiêu chí kỹ thuật: hiệu suất thu hồi Ethane $\ge 80%$, LPG $\ge 96%$, Condensate $100%$; linh hoạt chuyển đổi giữa chế độ chỉ tách LPG/Condensate và chế độ tách cả Ethane/LPG/Condensate; có khả năng xử lý dòng khí chứa hàm lượng $\text{CO}_2$ cao đến $10%$ và đáp ứng tiến độ xây dựng đưa vào vận hành năm 2019.
Tác giả tiến hành so sánh 5 công nghệ chế biến khí điển hình:
| Công nghệ |
Đơn vị sở hữu |
Nguyên lý công nghệ |
Khả năng thu hồi sản phẩm |
Đặc điểm vận hành & Chi phí |
| NovaTech |
NovaTech |
Tận dụng nhiệt lạnh, van J-T kết hợp Turbo Expander |
Thu hồi Sales Gas, LPG, Condensate (không tối ưu cho Ethane) |
Đang dùng tại Dinh Cố; áp suất tháp C-05: 33,5 bar, nhiệt độ $-42^\circ\text{C}$ |
| AET NGL Recovery |
Advanced Extraction Technologies |
Hấp thụ NGL bằng dung môi kết hợp chu trình lạnh propane |
Thu hồi $\text{C}_2$, $\text{C}_3$, NGL; nhiệt độ vận hành thấp |
Áp suất nạp 200-1200 psig; không cần tách $\text{CO}_2$; tiết kiệm 70-90 MW so với lean oil |
| PRO-MAX |
Black & Veatch Pritchard |
Hấp thụ và chưng cất áp suất thấp với tác nhân lạnh propane |
Thu hồi Propane xấp xỉ $100%$; tách phân đoạn $\text{C}_2$ |
Tiết kiệm 10-25% năng lượng so với các công nghệ tương đương |
| LRS 10 |
GL Noble Denton |
Hấp thụ hóa học bằng $\text{K}_2\text{CO}_3$ bổ sung 3% phụ gia LRS10 |
Loại bỏ $\text{CO}_2$ từ $20%$ xuống còn $1%$ ($500 \div 1000\text{ ppm}$) |
Tăng sản lượng khí 10%, giảm tiêu hao năng lượng 10%, giảm $\text{CO}_2$ phát thải 50% |
| SCORE / GSP |
Ortloff Engineers |
Chu trình SCORE (Single Column Overhead Recycle) & GSP |
Thu hồi $\text{C}_3+$ đạt $97 \div 99%$; chế độ GSP thu hồi Ethane đạt $\sim 85%$ |
Linh hoạt chuyển đổi hai chế độ vận hành theo nhu cầu thị trường; xử lý tốt khí giàu $\text{CO}_2$ |
Biện luận lựa chọn: Số liệu dự báo thành phần khí từ các mỏ Thiên Ưng (TU), Đại Hùng (DH), Sao Vàng - Đại Nguyệt (SV-DN) cho thấy khí nguyên liệu có hàm lượng $\text{CO}_2$ cao (gần 6% ở mỏ SV-DN), chứa nước bão hòa, Ethane chiếm khoảng 8% mol, $\text{C}_3\text{-C}_4$ chiếm khoảng 7% và $\text{C}_5+$ chiếm khoảng 2%. Tác giả lựa chọn công nghệ bản quyền SCORE/GSP của hãng Ortloff vì đây là giải pháp duy nhất đáp ứng đồng thời hiệu suất thu hồi Ethane $\ge 80%$, LPG $97 \div 99%$, đồng thời có cơ chế linh hoạt chuyển đổi vận hành giữa chế độ thu hồi sâu Ethane (GSP) và chỉ thu hồi LPG (SCORE).
Chương 4: Thiết kế quy trình công nghệ
Tác giả thiết lập sơ đồ khối quy trình công nghệ tổng thể của nhà máy gồm 7 phân xưởng chức năng:
- Cụm tách đầu vào (Separation Unit): Tiếp nhận dòng khí nhiều pha từ đường ống ngầm Nam Côn Sơn 2 về bờ ở thông số nhiệt độ khoảng $20^\circ\text{C}$ và áp suất 110 bar. Để giải quyết hiện tượng nút lỏng (slug) phát sinh do thay đổi vận tốc dòng và địa hình đáy biển, tác giả lựa chọn thiết bị tách nút lỏng dạng ống chùm ghép (Slug Catcher Harp Type) với các đoạn ống dài từ 15,4 m, kết hợp bình phân ly đứng 2 pha và bình tách 3 pha để phân tách dòng khí, dòng hydrocarbon lỏng và nước vỉa.
- Cụm ổn định Condensate (Stabilizer Unit): Trang bị tháp chưng cất gồm 20 đĩa chụp (Bubble-Cap Trays), chiều cao 12,19 m, dòng chảy 1 pass, có thiết bị đun sôi đáy (Reboiler). Cụm này có nhiệm vụ tách triệt để các hydrocacbon nhẹ còn sót lại trong pha lỏng từ bình tách 3 pha để hồi lưu về dòng khí làm ngọt; dòng lỏng đáy được chuyển sang cụm LPG Unit để tách BuPro và Condensate.
- Cụm loại bỏ thủy ngân (Mercury Removal Unit): Khử vết thủy ngân bằng phương pháp hấp phụ nhằm bảo vệ các thiết bị trao đổi nhiệt ColdBox làm bằng nhôm khỏi nguy cơ ăn mòn hỗn hống.
- Cụm làm ngọt khí (Acid Gas Cleaning Unit): Tác giả chọn phương pháp hấp thụ hóa học bằng dung dịch amine Diethanolamine (DEA) để loại bỏ $\text{CO}_2$ và $\text{H}_2\text{S}$, phù hợp với điều kiện khí hậu nhiệt đới và tối ưu chi phí đầu tư dung môi.
- Cụm tách nước (Dehydration Unit): So sánh giữa DEG và TEG. Lựa chọn dung môi Triethylene Glycol (TEG) nhờ ưu điểm tạo độ hạ điểm sương cao ($27,8^\circ\text{C} \div 47,8^\circ\text{C}$), độ bền nhiệt và hóa học cao, tổn thất dung môi thấp hơn nhiều so với DEG.
- Cụm làm lạnh sâu (ColdBox Unit): Thực hiện làm lạnh sâu dòng khí khô để tách sản phẩm khí khô thương phẩm (Sales Gas) đưa vào mạng lưới tiêu thụ điện và đạm.
- Cụm phân tách sản phẩm (LPG Unit): Hệ thống các tháp phân đoạn chưng cất để thu hồi Ethane thương phẩm, hỗn hợp butane-propane (BuPro/LPG) và dòng Condensate ổn định.
Chương 5: Thiết kế mô phỏng xác định quy mô công suất và tính toán hiệu quả kinh tế
Chương này thực hiện tính toán mô phỏng cân bằng vật chất và năng lượng trên phần mềm Aspen HYSYS, ứng dụng phương trình trạng thái Peng-Robinson:
- Đặt tiêu chuẩn kỹ thuật kiểm soát chất lượng sản phẩm đầu ra theo ASTM cho 4 dòng sản phẩm: Khí khô thương phẩm, Ethane thương phẩm, LPG thương phẩm và Condensate thương phẩm.
- Tính toán mô phỏng cho 3 phương án quy mô công suất:
- Phương án 1: Công suất 10 triệu $\text{m}^3$/ngày.
- Phương án 2: Công suất 7 triệu $\text{m}^3$/ngày.
- Phương án 3: Công suất 5 triệu $\text{m}^3$/ngày.
- Phân tích hiệu quả kinh tế - tài chính: Tính toán tổng mức vốn đầu tư (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX), dự báo doanh thu hàng năm theo đơn giá khí và sản phẩm phân đoạn. So sánh các chỉ tiêu tài chính gồm tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR), hiện giá thuần (NPV) và thời gian hoàn vốn nhằm lựa chọn phương án công suất có hiệu quả tối ưu.
Kết quả và đóng góp
Đồ án đạt được các kết quả cụ thể thông qua số liệu tính toán và thiết kế:
- Lựa chọn giải pháp công nghệ: Xác lập công nghệ SCORE/GSP của Ortloff là công nghệ chế biến khí phù hợp với nguồn khí Nam Côn Sơn 2, đáp ứng đầy đủ các chỉ tiêu kỹ thuật khắt khe: hiệu suất thu hồi Ethane đạt khoảng 85% (vượt mức yêu cầu $\ge 80%$), hiệu suất thu hồi LPG đạt $97% \div 99%$ (vượt mức yêu cầu $\ge 96%$), và thu hồi $100%$ Condensate.
- Thiết kế hệ thống công nghệ: Xác lập cấu hình thiết bị chính cho 7 phân xưởng, bao gồm việc lựa chọn thiết bị Slug Catcher dạng Harp Type ống chùm dài từ 15,4 m để xử lý dòng lỏng 110 bar từ biển về; thiết kế tháp ổn định 20 đĩa chụp cao 12,19 m; lựa chọn hệ dung môi hấp thụ hóa học DEA cho cụm làm ngọt khí và dung môi TEG cho cụm khử ẩm sâu.
- Mô phỏng và đánh giá kinh tế: Xây dựng mô hình công nghệ hoàn chỉnh trên phần mềm Aspen HYSYS (sử dụng phương trình trạng thái Peng-Robinson), thiết lập bảng cân bằng vật chất, thông số vận hành và các chỉ tiêu tài chính (CAPEX, OPEX, NPV, IRR, thời gian hoàn vốn) cho cả 3 kịch bản công suất 10, 7 và 5 triệu $\text{m}^3$/ngày.
Đóng góp của đồ án:
- Đưa ra giải pháp kỹ thuật cụ thể nhằm hiện thực hóa mục tiêu chế biến sâu khí tự nhiên theo Quyết định số 60/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, góp phần chuyển dịch mô hình sử dụng khí thiên nhiên từ đốt nhiên liệu đơn thuần sang chuỗi giá trị lọc hóa dầu có giá trị gia tăng cao.
- Giải quyết bài toán thu hồi nguồn nguyên liệu Ethane có hàm lượng từ 4-12% mol trong khí tự nhiên Việt Nam để cung cấp cho ngành công nghiệp hóa dầu, khắc phục tình trạng lãng phí tài nguyên hydrocarbon nhẹ.
- Xây dựng mô hình công nghệ có độ linh hoạt cao, cho phép chuyển đổi chế độ vận hành giữa SCORE và GSP tùy theo biến động nhu cầu thị trường đối với sản phẩm Ethane và LPG.
Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp
Hạn chế của đồ án:
- Dữ liệu thành phần khí nguyên liệu, sản lượng và áp suất khai thác được xây dựng dựa trên số liệu dự báo thăm dò địa chất giai đoạn 2016-2017 của các mỏ Sư Tử Trắng, Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng - Đại Nguyệt; các giá trị này có thể biến động khi các mỏ đi vào khai thác thực tế qua đường ống Nam Côn Sơn 2.
- Nghiên cứu mới dừng lại ở mô phỏng chế độ xác lập (Steady-state simulation) trên Aspen HYSYS, chưa thực hiện mô phỏng động học (Dynamic simulation) để đánh giá phản ứng của hệ thống khi có sự cố biến động lưu lượng nút lỏng hoặc dao động áp suất lớn từ đường ống biển.
Hướng nghiên cứu tiếp:
- Mở rộng mô phỏng động học quá trình điều khiển tự động cho cụm Slug Catcher và hệ thống van phân phối tải nhiệt ColdBox nhằm tối ưu hóa độ an toàn vận hành.
- Ứng dụng phương pháp phân tích mạng nhiệt (Pinch Analysis) để tích hợp nhiệt tối ưu giữa các dòng nóng và dòng lạnh, giảm thiểu tiêu hao năng lượng cấp nhiệt tại đáy tháp (Reboiler) và công suất máy nén lạnh.
Giá trị tham khảo
Tài liệu đồ án mang lại giá trị tham khảo chuyên môn cho các đối tượng sau:
- Sinh viên, học viên cao học ngành Công nghệ Kỹ thuật Hóa học, chuyên ngành Lọc - Hóa dầu, Kỹ thuật Dầu khí: Tham khảo phương pháp tính toán thiết kế quy trình công nghệ chế biến khí, nguyên lý hoạt động của các thiết bị tách lỏng, tháp chưng cất đĩa chụp, tháp hấp thụ amine/glycol và kỹ năng xây dựng mô hình mô phỏng trên Aspen HYSYS.
- Kỹ sư công nghệ, chuyên viên kỹ thuật tại các nhà máy xử lý khí và ban quản lý dự án khí - hóa dầu: Tham khảo cơ sở dữ liệu đối sánh các công nghệ bản quyền thu hồi Ethane/LPG (Ortloff, NovaTech, AET, Black & Veatch) và các căn cứ lựa chọn thiết bị phân ly nút lỏng dạng Harp Type từ đường ống ngầm dưới biển.
Phần có giá trị tham khảo cao nhất trong đồ án bao gồm: bảng tổng hợp trữ lượng và sản lượng khí ba bể trầm tích giai đoạn 2019-2035; phương pháp biện luận lựa chọn công nghệ chế biến khí SCORE/GSP; và cấu hình thiết kế chi tiết 7 phân xưởng công nghệ của nhà máy.
Câu hỏi thường gặp
1. Vì sao đồ án không lựa chọn công nghệ NovaTech đang áp dụng tại Nhà máy Xử lý Khí Dinh Cố?
Công nghệ NovaTech tại Nhà máy Xử lý Khí Dinh Cố sử dụng van J-T kết hợp Turbo Expander chỉ tối ưu hóa việc phân tách khí khô, LPG và Condensate. Công nghệ này không được thiết kế chuyên biệt để thu hồi sâu Ethane (phân đoạn Ethane vẫn bị lẫn vào dòng khí khô với tỷ lệ lớn), do đó không đáp ứng được mục tiêu kỹ thuật thu hồi tối thiểu 80% Ethane để cấp cho các dự án hóa dầu theo yêu cầu của đồ án.
2. Thiết bị tách lỏng (Slug Catcher) ở đầu vào nhà máy được lựa chọn theo dạng nào và căn cứ kỹ thuật là gì?
Tác giả lựa chọn thiết bị Slug Catcher dạng ống chùm ghép (Harp Type) với các đoạn ống dài từ 15,4 m thay vì dạng bình nằm ngang (Vessel Type) hay dạng thùng đôi (Double Barrel). Lý do là dòng khí vận chuyển từ giàn nén trung tâm CCP qua đường ống ngầm đáy biển Nam Côn Sơn 2 chỉ xuất hiện lượng lỏng tăng đột biến (slug) khi lưu lượng khí từ giàn tăng lên; cấu tạo Harp Type hoạt động như một phần kéo dài của đường ống, được thiết kế theo tiêu chuẩn ống dẫn, tối ưu cho việc tiếp nhận xung lỏng đột ngột với chi phí chế tạo phù hợp.
3. Tại sao trong sơ đồ công nghệ bắt buộc phải bố trí Cụm loại bỏ thủy ngân (Mercury Removal Unit) trước Cụm ColdBox?
Thủy ngân kim loại có trong khí thiên nhiên khi đi vào cụm làm lạnh sâu (ColdBox) sẽ tiếp xúc với các thiết bị trao đổi nhiệt được chế tạo bằng vật liệu nhôm. Thủy ngân tác dụng với nhôm tạo thành hỗn hống (amalgam), gây ra hiện tượng ăn mòn cục bộ nghiêm trọng và phá hủy cấu trúc cơ học của thiết bị ở nhiệt độ âm. Do đó, việc loại bỏ thủy ngân là yêu cầu bảo vệ thiết bị bắt buộc.
4. Vì sao dung môi Triethylene Glycol (TEG) được chọn cho cụm tách nước thay vì Diethylene Glycol (DEG)?
Dù dung dịch DEG đậm đặc không bị đông đặc và chịu được khí chua, DEG có nhược điểm tiêu hao thất thoát dung môi cao, rất khó tái sinh đạt nồng độ trên 95% và tạo nhiệt độ hạ điểm sương thấp. Trong khi đó, TEG cho phép tạo nhiệt độ hạ điểm sương sâu ($27,8^\circ\text{C} \div 47,8^\circ\text{C}$), có độ bền cao khi tiếp xúc với lưu huỳnh và $\text{CO}_2$, đồng thời chi phí vận hành và tỷ lệ hao hụt dung môi thấp hơn.
5. Đồ án khảo sát mô phỏng và phân tích kinh tế cho những phương án công suất nào?
Trên cơ sở cân bằng nguồn khí đưa về bờ từ đường ống Nam Côn Sơn 2, đồ án khảo sát mô phỏng trên phần mềm Aspen HYSYS và đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính chi tiết cho 3 phương án quy mô công suất: 10 triệu $\text{m}^3$/ngày, 7 triệu $\text{m}^3$/ngày và 5 triệu $\text{m}^3$/ngày.
Kết luận
Đồ án tốt nghiệp của tác giả Hoàng Văn Lãnh đã thực hiện thành công việc thiết kế quy trình công nghệ cho nhà máy chế biến khí tiếp nhận nguồn nhiên liệu từ mỏ Sư Tử Trắng và các mỏ thuộc đường ống Nam Côn Sơn 2 về bờ. Bằng việc lựa chọn công nghệ bản quyền SCORE/GSP của hãng Ortloff kết hợp chu trình làm ngọt khí bằng DEA và làm khô bằng TEG, hệ thống đảm bảo đạt hiệu suất thu hồi Ethane khoảng 85%, LPG từ 97-99% và Condensate 100%. Toàn bộ sơ đồ 7 cụm công nghệ được mô phỏng chi tiết trên phần mềm Aspen HYSYS và tính toán hiệu quả kinh tế cho 3 kịch bản công suất, cung cấp luận cứ kỹ thuật phục vụ mục tiêu chế biến sâu khí thiên nhiên của Việt Nam.
