Tổng quan nghiên cứu

Việt Nam sở hữu nguồn tài nguyên khí thiên nhiên quy mô trung bình với trữ lượng đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á, chỉ sau Indonesia và Malaysia. Tính đến ngày 30 tháng 06 năm 2014, tổng trữ lượng khí có khả năng thu hồi của 4 bể trầm tích trọng điểm gồm Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu đạt khoảng 1.116 tỷ m3. Trong đó, bể Nam Côn Sơn đóng vai trò hạt nhân khi chiếm tới 52% trữ lượng cấp 2P đang khai thác và 60% trữ lượng tiềm năng chưa phát hiện. Nhằm khai thác tối đa giá trị chuỗi khí tại thềm lục địa phía Nam, dự án Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 được phê duyệt đầu tư tại xã Dinh Cố, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu với quy mô công suất 10 triệu m3 khí/ngày đêm trên tổng mức đầu tư toàn dự án đạt khoảng 1.305,98 triệu USD.

Vấn đề kỹ thuật cốt lõi nảy sinh khi thiết kế kỹ thuật tổng thể ban đầu được hoàn thành vào năm 2013 dựa trên nguồn khí Hải Thạch, Mộc Tinh và Thiên Ưng. Đến giai đoạn triển khai thực tế, nguồn khí cấp chủ lực chuyển dịch sang các mỏ mới gồm Sao Vàng - Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng. Nguồn khí mới có độ béo cao vượt trội với chỉ số dao động từ 152,5 g/m3 đến 244,5 g/m3, giàu các hợp phần nặng như ethane, propane và butane. Đồng thời, sự xuất hiện của Tổ hợp Hóa dầu Miền Nam tại Long Sơn với thỏa thuận khung ký kết ngày 29 tháng 03 năm 2017 đặt ra yêu cầu cấp thiết phải tách sâu ethane và propane làm nguyên liệu hóa chất thay vì chỉ thu hồi condensate và LPG thông thường.

Luận văn tập trung vào mục tiêu đánh giá toàn diện tính kinh tế - kỹ thuật của các công nghệ thu hồi chất lỏng khí tự nhiên nhiệt độ thấp tiên tiến, thực hiện mô phỏng quy trình trên công cụ chuyên dụng và phân tích chỉ số tài chính nhằm đề xuất cấu hình công nghệ tối ưu nhất cho Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 trong giai đoạn 2016-2035.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng nhiệt động học chất lưu dầu khí và các nguyên lý truyền khối - phân tách pha đa cấu tử ở điều kiện nhiệt độ âm sâu. Về mặt phân loại công nghệ chế biến khí, ba phương pháp kinh điển được đưa vào hệ quy chiếu bao gồm: phương pháp hấp thụ nhiệt độ thấp, phương pháp chưng cất nhiệt độ thấp và phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp. Khi phân tích khí thiên nhiên có độ béo nằm trong dải 150 - 250 g/m3 và đòi hỏi hiệu suất thu hồi ethane đạt từ 85% trở lên, phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp ứng dụng tuabin giãn nở khí là giải pháp tối ưu vượt bậc về mặt năng lượng và kỹ thuật.

Khung lý thuyết chuyên sâu đi sâu vào 5 giải pháp bản quyền công nghệ ngưng tụ sâu thuộc sở hữu của Ortloff Engineers và các tổ chức quốc tế:

  • Quy trình làm lạnh sâu dòng khí nguyên liệu (Gas Subcooled Process - GSP) phát triển bởi Campbell và Wilkinson.
  • Quy trình tuần hoàn dòng hơi tách đỉnh (Recycle Split Vapor - RSV).
  • Quy trình chưng cất bổ sung kết hợp máy nén hồi lưu (Supplemental Rectification with Compression - SRC).
  • Quy trình chưng cất bổ sung thông thường (Supplemental Rectification Process - SRP).
  • Quy trình hồi lưu cặn lạnh đỉnh tháp (Cold Residue Reflux - CRR).

Các khái niệm then chốt điều khiển quá trình bao gồm: điểm sương hydrocacbon, tỷ số giãn nở đoạn nhiệt qua tuabin giãn nở khí, hiệu ứng tự làm lạnh Joule-Thomson, hiện tượng tạo cấu trúc hydrate và độ bão hòa dung môi của các cấu tử nhẹ. Mô hình cân bằng lỏng - hơi được tính toán thông qua phương trình trạng thái nhiệt động Peng-Robinson, đảm bảo độ chính xác cao đối với hệ hydrocacbon phân cực thấp ở áp suất vận hành từ 30 bar đến 70 bar và dải nhiệt độ âm sâu xuống tới -100°C.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng phương pháp mô phỏng số kỹ thuật kết hợp với tính toán kích thước thiết bị và mô hình hóa tài chính dự án:

Về nguồn dữ liệu và cỡ mẫu phân tích, luận văn khảo sát tập dữ liệu gồm 6 kịch bản thành phần khí đầu vào thực tế từ các mỏ khu vực Đông Nam Bộ: kịch bản giàu Ethane (High C2 với 9,58% mol C2), kịch bản giàu LPG (High LPG với 4,68% mol C3), kịch bản khí béo (Rich Gas), kịch bản khí nghèo (Lean Gas), kịch bản khí trơ cao (High Inert với 1,58% mol CO2) và kịch bản khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với độ béo đạt cực đại 244,5 g/m3. Việc lựa chọn 6 trường hợp biên này đảm bảo bao quát toàn bộ dải dao động thành phần khí trong suốt vòng đời khai thác 20 năm của nhà máy.

Phương pháp phân tích mô phỏng tĩnh được thực hiện trên phần mềm chuyên ngành Aspen HYSYS phiên bản V9.0. Quy trình mô phỏng bao gồm các công đoạn: tiếp nhận sơ bộ qua bình lắng lắng dòng lỏng (Slug Catcher), cụm làm ngọt khí loại bỏ CO2 (AGRU) bằng dung môi hóa học Ucarsol nhằm đưa hàm lượng CO2 xuống dưới 1,0% mol, cụm tách nước bằng rây phân tử zeolite đạt chuẩn ẩm dưới 0,1 ppmv để ngăn ngừa đông đá hydrate, cụm xử lý thủy ngân bảo vệ dàn trao đổi nhiệt nhôm dạng tấm hàn cuộn (Brazed Aluminum Heat Exchanger - BAHX) và cụm phân tách sâu thu hồi lỏng NGL.

Phương pháp tính toán thiết bị xác định kích thước hình học tháp khử ethane T-103 (chiều cao, đường kính thân tháp, số đĩa lý thuyết từ 20 đến 35 đĩa), diện tích bề mặt trao đổi nhiệt và phụ tải của hệ máy nén - tuabin giãn nở. Trên cơ sở đó, phương pháp phân tích tài chính dự án tổng hợp chi phí đầu tư vốn (CAPEX), chi phí vận hành thường niên (OPEX), dòng tiền chiết khấu và tỷ suất sinh lời nội bộ (IRR) để làm căn cứ lượng hóa quyết định công nghệ.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình mô phỏng và tính toán trên phần mềm Aspen HYSYS đối với 5 quy trình công nghệ qua 6 kịch bản nguyên liệu mang lại các phát hiện kỹ thuật nổi bật:

Thứ nhất, về hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng, quy trình RSV và CRR thể hiện tính ưu việt tuyệt đối trong khả năng thu hồi ethane và propane. Trong điều kiện thành phần khí giàu C2 (High C2), hiệu suất thu hồi ethane của quy trình RSV đạt 94,82%, vượt trội hơn đáng kể so với quy trình GSP đạt 86,15% và SRC đạt 88,40%. Đối với propane, tất cả 5 quy trình đều đạt hiệu suất tách lỏng ấn tượng từ 98,50% đến 99,85%, đảm bảo hầu như toàn bộ cấu tử C3+ được chuyển hóa thành sản phẩm thương phẩm giá trị cao.

Thứ hai, về cán cân năng lượng tiêu thụ, công suất máy nén tái nén khí khô và máy nén hồi lưu có sự phân hóa rõ rệt. Quy trình GSP có tổng công suất máy nén thấp nhất, dao động trong khoảng 14,2 MW đến 18,5 MW tùy thuộc vào độ béo của dòng khí đầu vào. Ngược lại, quy trình RSV và SRC đòi hỏi phụ tải nén bổ sung lần lượt tăng thêm 12,5% và 18,3% nhằm duy trì áp suất dòng hồi lưu đỉnh tháp, với công suất tiêu thụ dao động từ 16,8 MW đến 21,9 MW.

Thứ ba, về chỉ số kích thước thiết bị cơ khí, tháp khử ethane T-103 trong quy trình RSV yêu cầu đường kính thân tháp từ 2,4 m đến 2,8 m với 28 đĩa tiếp xúc thực tế, trong khi tháp của quy trình CRR đòi hỏi đường kính lên tới 3,0 m do lưu lượng dòng hơi tuần hoàn lớn hơn.

Thứ tư, về mặt kinh tế, tổng mức đầu tư thiết bị trực tiếp của quy trình GSP đạt mức thấp nhất với khoảng 82,45 triệu USD, tiếp đến là RSV với 89,60 triệu USD, trong khi quy trình CRR và SRC ghi nhận mức đầu tư cao nhất, lần lượt là 96,30 triệu USD và 98,15 triệu USD. Khi tích hợp toàn bộ chi phí vận hành và giá trị sản phẩm xuất bán (ethane đạt mức định giá 320 USD/tấn, LPG đạt 450 USD/tấn và condensate đạt 480 USD/tấn), chỉ số hoàn vốn nội bộ (IRR) của quy trình RSV đạt giá trị cao nhất là 23,45%, nhỉnh hơn GSP đạt 21,80% và bỏ xa quy trình SRP chỉ đạt 18,20%.

Thảo luận kết quả

Sự vượt trội về hiệu suất phân tách của quy trình RSV bắt nguồn từ cơ chế nhiệt động học hồi lưu đỉnh tháp. Khác với quy trình GSP truyền thống chỉ sử dụng dòng lỏng ngưng tụ từ bình tách lạnh làm dòng hồi lưu phụ, quy trình RSV trích một phần khí khô từ đầu đẩy máy nén tái nén, làm lạnh sâu qua thiết bị trao đổi nhiệt BAHX rồi đưa trở lại đỉnh tháp de-ethanizer dưới dạng lỏng siêu lạnh. Dòng lỏng này hoạt động như một lớp màng hấp thụ lý tưởng, hấp phụ triệt để các phân tử ethane và propane đang bốc hơi ngược lên đỉnh, qua đó triệt tiêu tổn thất C2 theo dòng khí khô.

Dữ liệu mô phỏng được trực quan hóa thông qua biểu đồ phân bố công suất máy nén theo từng kịch bản thành phần khí. Biểu đồ chỉ ra mối tương quan tuyến tính thuận giữa độ béo của khí và phụ tải nhiệt đáy tháp (Reboiler Duty): khi chuyển từ kịch bản Lean Gas sang kịch bản khí Bạch Hổ, công suất nhiệt cấp cho đáy tháp T-103 tăng vọt từ 8,4 MW lên 15,2 MW (tăng tương ứng 80,95%). Bảng tổng hợp dòng vật chất cho thấy áp suất vận hành tối ưu của tháp de-ethanizer duy trì ổn định ở mức 31 bar, giúp nhiệt độ đỉnh tháp không bị hạ quá giới hạn đóng băng CO2 ở -95°C.

So sánh với các nghiên cứu tiền kiểm trên thế giới áp dụng cho khí vùng Vịnh Mexico và biển Bắc, kết quả nghiên cứu này hoàn toàn tương thích về mặt quy luật nhiệt động, đồng thời giải quyết thành công bài toán đặc thù của nguồn khí Việt Nam là biến thiên biên độ thành phần lớn giữa các mỏ liên kết. Việc nâng cao sản lượng thu hồi ethane thêm 8,67% của quy trình RSV so với GSP mang lại doanh thu gia tăng hàng năm ước tính trên 18,5 triệu USD, bù đắp hoàn toàn phần chi phí điện năng tiêu thụ tăng thêm của máy nén chỉ vào khoảng 2,4 triệu USD/năm.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các phân tích kỹ thuật và tài chính chi tiết, bốn đề xuất chiến lược được đưa ra nhằm phục vụ công tác triển khai dự án:

  1. Lựa chọn áp dụng công nghệ bản quyền RSV (Recycle Split Vapor): Đề xuất Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) và Công ty Cổ phần Tư vấn Thiết kế Dầu khí (PVE) chính thức phê duyệt cấu hình công nghệ RSV cho giai đoạn tái thiết kế kỹ thuật tổng thể (Re-FEED) của Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2. Mục tiêu kỹ thuật cụ thể là duy trì hiệu suất thu hồi ethane tối thiểu đạt 90,0% và propane đạt trên 99,0% trong suốt dải dao động nguyên liệu, hoàn thành chuẩn hóa hồ sơ kỹ thuật trong giai đoạn 2017-2018.
  2. Tích hợp giải pháp tiết kiệm năng lượng chu trình nén khí: Giao ban quản lý dự án phối hợp cùng nhà thầu EPC thiết kế hệ thống tận dụng nhiệt thải từ tuabin khí phát điện để cấp nhiệt cho cụm đun sôi đáy tháp T-103 và cụm tái sinh dung môi Ucarsol. Mục tiêu cắt giảm ít nhất 7,5% chi phí năng lượng vận hành thường niên, triển khai đồng bộ trong quá trình thi công xây lắp từ năm 2018 đến năm 2020.
  3. Hoàn thiện hạ tầng liên kết chuỗi giá trị Khí - Hóa dầu: Khuyến nghị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chỉ đạo đẩy nhanh tiến độ xây dựng tuyến ống vận chuyển sản phẩm lỏng dài 25 km nối từ Dinh Cố đến Kho cảng Thị Vải và Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn. Đảm bảo năng lực tiếp nhận 100% sản lượng ethane và propane thương phẩm ngay khi nhà máy vận hành thương mại vào Quý 4 năm 2019.
  4. Trang bị hệ thống điều khiển quá trình nâng cao (Advanced Process Control - APC): Đơn vị vận hành nhà máy cần ứng dụng các thuật toán điều khiển đa biến tự động điều chỉnh tỷ lệ dòng hồi lưu RSV dựa trên tín hiệu phân tích sắc ký khí trực tuyến (Online Gas Chromatograph). Target kỹ thuật là khống chế hàm lượng methane lẫn trong dòng sản phẩm đáy dưới 0,5% mol và ngăn ngừa rủi ro đông kết CO2 cục bộ tại đĩa đỉnh tháp chưng cất.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị thực tiễn và học thuật cao, là tài liệu tham khảo đắc lực cho bốn nhóm đối tượng chuyên môn:

  • Kỹ sư công nghệ và chuyên gia thiết kế quá trình lọc hóa dầu: Cung cấp bộ thông số công nghệ chi tiết, quy trình xây dựng mô hình nhiệt động Peng-Robinson trên Aspen HYSYS và phương pháp tính toán thủy lực cho tháp chưng cất áp suất cao, bình phân tách hai pha - ba pha và thiết bị trao đổi nhiệt dòng xoắn nhôm.
  • Nhà quản lý dự án và cán bộ hoạch định chiến lược năng lượng tại PV GAS, PVN: Cung cấp góc nhìn toàn diện về bức tranh tài nguyên khí thiên nhiên thềm lục địa Việt Nam giai đoạn 2016-2035, làm cơ sở ra quyết định lựa chọn công nghệ và phân bổ vốn đầu tư cho các dự án chế biến khí quy mô lớn.
  • Giảng viên, nghiên cứu sinh và sinh viên ngành Kỹ thuật Dầu khí, Hóa học: Sử dụng làm học liệu mẫu chuẩn mực về phương pháp kết hợp giữa mô phỏng công nghệ số hóa và đánh giá khả thi kinh tế (Techno-Economic Analysis) trong các chương trình đào tạo sau đại học.
  • Chuyên viên thẩm định tài chính dự án công nghiệp: Nắm bắt phương pháp bóc tách chi phí CAPEX/OPEX cho nhà máy xử lý khí nhiệt độ âm sâu, cấu trúc mô hình dòng tiền dự án dầu khí và các kịch bản phân tích độ nhạy theo biến động giá dầu thế giới.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao Nhà máy Xử lý khí Nam Côn Sơn 2 phải thực hiện tái thiết kế (Re-FEED) cấu hình công nghệ?
Do nguồn khí đầu vào thay đổi từ các mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh sang mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng có tỷ lệ cấu tử C2+ cao vượt trội (độ béo lên tới 152,5 - 244,5 g/m3). Đồng thời, nhu cầu tiêu thụ ethane và propane từ Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn đòi hỏi nhà máy phải bổ sung công đoạn tách sâu C2 thay vì cấu hình thu hồi LPG thông thường như thiết kế năm 2013.

Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp có ưu điểm gì vượt trội so với phương pháp hấp thụ trong nghiên cứu này?
Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ sâu ứng dụng tuabin giãn nở cho phép hạ nhiệt độ dòng khí xuống dưới -90°C bằng chính năng lượng áp suất của dòng khí tự nhiên, giúp đạt hiệu suất thu hồi ethane trên 90% với mức tiêu hao năng lượng riêng thấp hơn 25-30% so với hệ thống hấp thụ dùng dầu hấp thụ tuần hoàn.

Mô hình nhiệt động nào được lựa chọn trong phần mềm Aspen HYSYS và lý do?
Phương trình trạng thái Peng-Robinson được lựa chọn làm mô hình nhiệt động cơ sở. Đây là phương trình được các tổ chức dầu khí quốc tế khuyến nghị sử dụng vì khả năng dự báo chính xác cao các cân bằng pha lỏng - hơi của hỗn hợp hydrocacbon từ C1 đến C20+ ở điều kiện áp suất cao từ 30 đến 70 bar và nhiệt độ âm sâu.

Sự khác biệt kỹ thuật cơ bản giữa quy trình GSP và RSV là gì?
Quy trình GSP sử dụng dòng lỏng ngưng tụ từ bình tách lạnh làm dòng hồi lưu phụ đưa vào tháp chưng cất, đạt hiệu suất thu hồi C2 khoảng 86%. Trong khi đó, quy trình RSV nén tuần hoàn một phần khí khô từ đỉnh tháp, ngưng tụ hoàn toàn thành lỏng siêu lạnh để hồi lưu trực tiếp lên đỉnh tháp, giúp nâng hiệu suất thu hồi C2 lên trên 94%.

Hiệu quả kinh tế của công nghệ RSV được thể hiện qua những chỉ số nào?
Quy trình RSV đạt tỷ suất sinh lời nội bộ IRR là 23,45%, cao nhất trong số 5 công nghệ được khảo sát. Mặc dù chi phí đầu tư thiết bị cao hơn quy trình GSP khoảng 7,15 triệu USD, sản lượng ethane gia tăng trị giá hơn 18,5 triệu USD/năm giúp dự án thu hồi vốn bổ sung chỉ sau chưa đầy 1 năm vận hành.

Kết luận

  • Luận văn đã thiết lập thành công bức tranh tổng thể về tài nguyên và đặc tính hóa lý của nguồn khí thiên nhiên thềm lục địa Việt Nam với tổng trữ lượng thu hồi đạt 1.116 tỷ m3, xác lập luận cứ khoa học vững chắc cho việc tách sâu phân đoạn lỏng NGL.
  • Xây dựng hoàn chỉnh mô hình mô phỏng nhiệt động trên Aspen HYSYS V9.0 cho 5 công nghệ thu hồi lỏng tiên tiến (GSP, RSV, SRC, SRP, CRR) dưới tác động của 6 kịch bản biến thiên thành phần khí thực tế.
  • Lượng hóa chính xác hiệu suất công nghệ: quy trình RSV đạt hiệu suất thu hồi ethane ấn tượng 94,82% và propane đạt 99,85%, tối ưu hóa hoàn toàn bài toán phân tách khí béo từ mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng.
  • Chứng minh tính khả thi kinh tế vượt trội của công nghệ RSV với chỉ số IRR đạt 23,45%, tổng mức đầu tư thiết bị hợp lý ở mức 89,60 triệu USD trên tổng quy mô dự án 1.305,98 triệu USD.
  • Giai đoạn tiếp theo đòi hỏi khẩn trương hoàn thiện công tác thiết kế chi tiết Re-FEED và triển khai mua sắm thiết bị có thời gian chế tạo dài (Long-lead items) như tuabin giãn nở và tháp de-ethanizer trong giai đoạn 2018-2019, hướng tới mục tiêu đưa toàn bộ chuỗi khí Nam Côn Sơn 2 vào vận hành thương mại an toàn và hiệu quả.