Luận văn thạc sĩ kỹ thuật hóa dầu nghiên cứu đánh giá tính kinh tế kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí nam côn sơn 2

Luận văn thạc sĩ về kỹ thuật hóa dầu: Nghiên cứu đánh giá công nghệ thu hồi lỏng, tính kinh tế kỹ thuật cho nhà máy khí Nam Côn Sơn 2, nguồn nguyên liệu mới.

• Tác giả: Phan Tấn Thành
• Người hướng dẫn: PGS.TS Lê Thị Kim Phụng
• Trường học: Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật Hóa dầu
• Đề tài: Nghiên cứu, đánh giá tính kinh tế - kĩ thuật các công nghệ thu hồi lỏng với nguồn nguyên liệu mới cho nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2.
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2017
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Tóm tắt

I. Tổng Quan Nghiên cứu Công Nghệ Thu Hồi Lỏng NCS2 55

Việt Nam sở hữu nguồn khí thiên nhiên trung bình, đứng thứ ba trong khu vực Đông Nam Á. Nghiên cứu phân tách sâu khí thiên nhiên mang lại hiệu quả kinh tế cao. Tùy thuộc vào nhu cầu hạ nguồn (hóa dầu, năng lượng), các nhà máy xử lý khí có cấu hình khác nhau. Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV Gas) chủ trương đầu tư nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn 2 (NCS2) để đáp ứng nhu cầu xử lý sâu nguồn khí này. Thiết kế FEED của NCS2 hoàn thành năm 2013, sử dụng khí từ Hải Thạch, Mộc Tinh, Thiên Ưng, Mãng Cầu và các mỏ nhỏ khác, sản phẩm là khí khô, LPG và condensate. Tuy nhiên, sản lượng khai thác thay đổi, nguồn khí chính hiện nay đến từ mỏ khí Sao Vàng – Đại Nguyệt, Sư Tử Trắng với hàm lượng các cấu tử C2, C3, C4 cao. Đồng thời, khu vực này sẽ hình thành tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam, nhu cầu ethane và propane rất lớn. PV Gas đề xuất tách sâu các cấu tử nhẹ để đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. Việc thay đổi thành phần khí đầu vào và yêu cầu sản phẩm đầu ra đòi hỏi thay đổi thiết kế nhà máy và công nghệ xử lý khí. "Nghiên cứu phân tách sâu khí thiên nhiên giúp mang lại hiệu quả kinh tế cao. Tùy thuộc vào nhu cầu phía hạ nguồn như lĩnh vực hóa dầu, lĩnh vực năng lượng mà nhà máy xử lý cũng có các cấu hình khác nhau."

1.1. Phân Bố Khí Thiên Nhiên Tiềm Năng Nam Côn Sơn 2

Việt Nam có các bể trầm tích giàu khí tự nhiên, bao gồm bể Sông Hồng, bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn và bể Malay – Thổ Chu. Trong đó, bể Nam Côn Sơn được đánh giá là có trữ lượng lớn và đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp khí cho khu vực Đông Nam Bộ. Dự án NCS2 được kỳ vọng sẽ khai thác tối đa tiềm năng của bể này. Điều quan trọng là phân tích thành phần khí của từng bể để lựa chọn công nghệ thu hồi lỏng phù hợp. Nguồn khí đồng hành cũng cần được xem xét để tối ưu hóa hiệu quả khai thác. Sự phân bố và trữ lượng khí thiên nhiên có ảnh hưởng trực tiếp đến tính khả thi và hiệu quả của dự án. Các con số và đánh giá chính thức từ Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (PVN) cần được trích dẫn để làm rõ hơn tiềm năng này.

1.2. Tổng Quan Dự Án Nhà Máy Xử Lý Khí Nam Côn Sơn 2

Dự án Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2 là một dự án trọng điểm của PV Gas, nhằm xử lý khí tự nhiên từ các mỏ khí ở khu vực Nam Côn Sơn. Mục tiêu của dự án là sản xuất các sản phẩm khí khô, LPG, condensate, và các cấu tử nhẹ như ethane và propane. Dự án bao gồm việc xây dựng đường ống dẫn khí, nhà máy xử lý khí, và các công trình phụ trợ. Việc triển khai dự án được chia thành nhiều giai đoạn, với giai đoạn đầu tập trung vào việc thu gom và xử lý khí từ các mỏ hiện có. Giai đoạn tiếp theo sẽ tập trung vào việc tách sâu các cấu tử nhẹ để đáp ứng nhu cầu của tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam. Cần làm rõ hơn về quy mô đầu tư, công suất thiết kế, và tiến độ triển khai của dự án.

II. Thách Thức Tối Ưu Thu Hồi Lỏng Khí NCS2 58

Thành phần khí đầu vào của Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2 đã thay đổi so với thiết kế ban đầu. Nguồn khí chính hiện nay đến từ mỏ khí Sao Vàng – Đại Nguyệt, Sư Tử Trắng, có hàm lượng các cấu tử C2, C3, C4 cao. Điều này đặt ra thách thức trong việc tối ưu hóa quá trình thu hồi lỏng, đặc biệt là ethane và propane, để đáp ứng nhu cầu của tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam. Việc lựa chọn công nghệ thu hồi lỏng phù hợp là yếu tố then chốt để đảm bảo hiệu quả kinh tế và kỹ thuật của dự án. Các yếu tố như chi phí đầu tư, chi phí vận hành, hiệu suất thu hồi, và tác động môi trường cần được xem xét kỹ lưỡng. Bản chất của thách thức nằm ở việc cân bằng giữa chi phí và hiệu quả trong bối cảnh thành phần khí đầu vào thay đổi.

2.1. Thành Phần Khí Thay Đổi Ảnh Hưởng Đến Thu Hồi

Sự thay đổi thành phần khí đầu vào, đặc biệt là sự gia tăng hàm lượng C2, C3, C4, có ảnh hưởng lớn đến quá trình thu hồi lỏng. Các công nghệ hiện tại có thể không còn phù hợp hoặc không đạt hiệu quả tối ưu. Cần phải nghiên cứu và đánh giá các công nghệ mới hoặc điều chỉnh các công nghệ hiện có để đáp ứng yêu cầu mới. Việc mô phỏng quy trình và phân tích kỹ thuật là cần thiết để đánh giá hiệu quả của các giải pháp khác nhau. Dữ liệu về thành phần khí đầu vào mới cần được cung cấp chi tiết để có thể thực hiện các phân tích chính xác.

2.2. Nhu Cầu Thị Trường Ethane Propane Cho Hóa Dầu

Nhu cầu ethane và propane từ tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam tạo ra áp lực lớn trong việc tối ưu hóa thu hồi lỏng. Các công nghệ được lựa chọn phải có khả năng đáp ứng nhu cầu về sản lượng và chất lượng sản phẩm. Việc phân tích thị trường và dự báo nhu cầu là cần thiết để đảm bảo tính khả thi của dự án. Hợp đồng cung cấp khí tự nhiên và các thỏa thuận thương mại cần được xem xét để đảm bảo nguồn cung ổn định và giá cả cạnh tranh. Sự kết nối giữa nhà máy xử lý khí NCS2 và tổ hợp lọc hóa dầu miền Nam cần được làm rõ.

III. Phương Pháp Đánh Giá Công Nghệ Thu Hồi Lỏng NCS2 59

Luận văn này trình bày các bản quyền công nghệ xử lý khí phổ biến trên thế giới, đánh giá tính khả thi của các công nghệ, tiến hành mô phỏng trực quan bằng phần mềm HYSYS, tính toán công suất và kích thước thiết bị. Thông qua kết quả tính toán và mô phỏng, luận văn sẽ tiến hành phân tích tài chính để lựa chọn công nghệ tối ưu nhất cho Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2. Việc so sánh công nghệ dựa trên các tiêu chí kỹ thuật và kinh tế là rất quan trọng. Các yếu tố như chi phí đầu tư, chi phí vận hành, hiệu suất thu hồi, độ tin cậy, và tác động môi trường cần được xem xét. Các nghiên cứu trước đây và kinh nghiệm thực tế từ các nhà máy xử lý khí khác cũng cần được tham khảo.

3.1. Mô Phỏng HYSYS Tối Ưu Quy Trình Thu Hồi Lỏng

Phần mềm HYSYS được sử dụng để mô phỏng quy trình và đánh giá hiệu quả của các công nghệ thu hồi lỏng khác nhau. Các thông số kỹ thuật của quy trình, như nhiệt độ, áp suất, và thành phần dòng, được điều chỉnh để tối ưu hóa hiệu suất thu hồi. Kết quả mô phỏng cung cấp thông tin chi tiết về công suất thiết bị, tiêu thụ năng lượng, và sản lượng sản phẩm. Các kịch bản khác nhau về thành phần khí đầu vào và điều kiện vận hành được xem xét để đánh giá tính linh hoạt của quy trình. Độ chính xác của mô phỏng cần được đảm bảo bằng cách sử dụng các mô hình nhiệt động lực học phù hợp và kiểm tra tính hợp lệ của kết quả.

3.2. Phân Tích Kinh Tế Lựa Chọn Công Nghệ Hiệu Quả

Phân tích kinh tế được thực hiện để đánh giá tính khả thi của các công nghệ thu hồi lỏng khác nhau. Các yếu tố như chi phí đầu tư, chi phí vận hành, doanh thu, và lợi nhuận được xem xét. Các chỉ số tài chính, như thời gian hoàn vốn (payback period), tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR), và giá trị hiện tại ròng (NPV), được sử dụng để so sánh các lựa chọn khác nhau. Rủi ro và bất định cũng cần được xem xét trong phân tích kinh tế. Các yếu tố như biến động giá khí, thay đổi thành phần khí đầu vào, và sự cố vận hành có thể ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế của dự án.

IV. Giải Pháp So Sánh Các Công Nghệ Thu Hồi Lỏng 57

Các phương pháp chế biến khí tự nhiên bao gồm ngưng tụ nhiệt độ thấp, hấp thụ nhiệt độ thấp, và chưng cất nhiệt độ thấp. Các quy trình công nghệ như GSP (Gas Subcooled Process), RSV (Recycle Split Vapor), SRC (Supplemental Rectification with Compression), SRP (Supplemental Rectification Process), và CRR (Cold Residue Reflux) được nghiên cứu và so sánh. Ưu và nhược điểm của từng công nghệ được đánh giá dựa trên các tiêu chí kỹ thuật và kinh tế. Việc lựa chọn công nghệ phù hợp phụ thuộc vào thành phần khí đầu vào, yêu cầu sản phẩm đầu ra, và các yếu tố kinh tế khác. Các nghiên cứu trước đây và kinh nghiệm thực tế từ các nhà máy xử lý khí khác cũng cần được tham khảo.

4.1. Công Nghệ Làm Lạnh Sâu Ưu Điểm và Hạn Chế

Công nghệ làm lạnh sâu được sử dụng rộng rãi trong thu hồi lỏng từ khí tự nhiên. Ưu điểm của công nghệ này là hiệu suất thu hồi cao, đặc biệt là đối với ethane và propane. Tuy nhiên, công nghệ này cũng có một số hạn chế, như chi phí đầu tư cao và tiêu thụ năng lượng lớn. Các cải tiến trong công nghệ làm lạnh sâu, như sử dụng các chất làm lạnh mới và tối ưu hóa quy trình, có thể giúp giảm chi phí và tăng hiệu quả. Các yếu tố như nhiệt độ và áp suất vận hành cần được kiểm soát chặt chẽ để đảm bảo hiệu suất thu hồi cao.

4.2. Hấp Thụ Amine và Hấp Thụ Dầu So Sánh Hiệu Quả

Hấp thụ amine và hấp thụ dầu là hai công nghệ phổ biến được sử dụng để loại bỏ các tạp chất, đặc biệt CO2 và H2S trong khí tự nhiên. Hấp thụ amine có hiệu quả cao trong việc loại bỏ CO2 và H2S, nhưng chi phí vận hành cao do cần phải tái sinh dung môi. Hấp thụ dầu có chi phí vận hành thấp hơn, nhưng hiệu quả loại bỏ CO2 và H2S thấp hơn. Việc lựa chọn công nghệ phụ thuộc vào nồng độ CO2 và H2S trong khí đầu vào và yêu cầu về chất lượng khí đầu ra. Các yếu tố khác, như chi phí đầu tư, chi phí xử lý chất thải, và tác động môi trường, cũng cần được xem xét.

V. Ứng Dụng Hiệu Quả Thu Hồi LPG Condensate 55

Kết quả mô phỏng cho thấy hiệu quả của các quy trình công nghệ khác nhau trong việc thu hồi LPG và condensate. Quy trình GSP và CRR có hiệu suất thu hồi cao hơn so với các quy trình khác. Tuy nhiên, chi phí đầu tư và chi phí vận hành của các quy trình này cũng cao hơn. Việc lựa chọn công nghệ phù hợp phụ thuộc vào yêu cầu về sản lượng và chất lượng sản phẩm, cũng như các yếu tố kinh tế. Việc phân tích độ nhạy và đánh giá rủi ro là cần thiết để đảm bảo tính khả thi của dự án. Bàn luận về các kết quả và giải thích tại sao một số công nghệ hoạt động tốt hơn so với những công nghệ khác.

5.1. Hiệu Suất Thu Hồi Propane Ethane Phân Tích Chi Tiết

Hiệu suất thu hồi propane và ethane là một trong những tiêu chí quan trọng để đánh giá hiệu quả của các công nghệ thu hồi lỏng. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất thu hồi bao gồm thành phần khí đầu vào, nhiệt độ, áp suất, và thiết kế quy trình. Việc tối ưu hóa quy trình có thể giúp tăng hiệu suất thu hồi và giảm chi phí. Các biện pháp như sử dụng các thiết bị trao đổi nhiệt hiệu quả, điều chỉnh tỷ lệ hồi lưu, và kiểm soát chặt chẽ các thông số vận hành có thể được áp dụng. So sánh và đối chiếu kết quả thu được từ mỗi công nghệ và giải thích sự khác biệt.

5.2. Khảo Sát Ảnh Hưởng Thành Phần Khí và Công Nghệ

Thành phần khí tự nhiên và loại công nghệ được sử dụng có ảnh hưởng lớn đến công suất máy nén, công suất thiết bị gia nhiệt, hiệu suất thu hồi propane và ethane, và chi phí vận hành. Nghiên cứu các phương pháp khác nhau có thể tạo ra các phương pháp khai thác khí hiệu quả hơn cho loại hỗn hợp khí cụ thể này. Nghiên cứu về công nghệ có thể giúp giảm chi phí và đảm bảo rằng loại khí này có thể được khai thác hiệu quả về chi phí. Cần có cái nhìn chi tiết về tác động của cả hai khía cạnh này đến quá trình thu hồi lỏng.

VI. Kết Luận Lựa Chọn Tối Ưu Cho NCS2 và Phát Triển 59

Kết quả nghiên cứu cho thấy quy trình GSP và CRR có tiềm năng lớn trong việc thu hồi lỏng từ khí tự nhiên tại Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2. Tuy nhiên, việc lựa chọn công nghệ cuối cùng cần dựa trên phân tích kinh tế chi tiết và đánh giá rủi ro. Các nghiên cứu tiếp theo cần tập trung vào việc tối ưu hóa quy trình, giảm chi phí đầu tư và vận hành, và đánh giá tác động môi trường. Phát triển các công nghệ mới và sáng tạo là cần thiết để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về khí tự nhiên và các sản phẩm khí hóa lỏng ở Việt Nam. Nhấn mạnh những khám phá quan trọng nhất từ nghiên cứu và đưa ra một lộ trình cho các nghiên cứu trong tương lai.

6.1. Đề Xuất Giải Pháp Tối Ưu Hóa Quy Trình và Thiết Kế

Đề xuất các giải pháp cụ thể để tối ưu hóa quy trình và thiết kế của Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2. Điều này có thể bao gồm việc sử dụng các thiết bị mới, điều chỉnh các thông số vận hành, hoặc thay đổi cấu hình quy trình. Các giải pháp này cần được đánh giá dựa trên các tiêu chí kỹ thuật và kinh tế. Cần đưa ra các khuyến nghị cụ thể về việc lựa chọn công nghệ và thiết kế quy trình để đạt được hiệu quả tối ưu.

6.2. Hướng Nghiên Cứu Tương Lai Công Nghệ Thân Thiện Môi Trường

Đề xuất các hướng nghiên cứu tương lai về công nghệ thu hồi lỏng thân thiện môi trường. Điều này có thể bao gồm việc sử dụng các chất làm lạnh tự nhiên, giảm tiêu thụ năng lượng, hoặc giảm phát thải khí nhà kính. Các nghiên cứu này cần tập trung vào việc phát triển các công nghệ bền vững để đáp ứng nhu cầu năng lượng của Việt Nam trong tương lai. Cần có sự hợp tác giữa các nhà nghiên cứu, doanh nghiệp, và chính phủ để thúc đẩy sự phát triển của các công nghệ này. Tích hợp công nghệ thân thiện môi trường nhằm đảm bảo sự phát triển bền vững và đáp ứng các tiêu chuẩn khắt khe về môi trường.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU 1. Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình và đứng hàng thứ 3 trong khu vực (sau Indonesia và Malaysia). Trữ lượng và tiềm năng khí của Việt Nam tập trung chủ yếu tại 4 bể trầm tích: Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay – Thổ Chu. Tổng trữ lượng có thể thu hồi của 4 bể chưa tính đến cấu tạo tiềm năng POS tính đến thời điểm 30/06/2014 khoảng 1116 tỷ m3 [1].

Hình 1- 1: Phân bố các bể dầu khí chính ở Việt Nam [1] Trang 1 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành  Về phân bố theo khu vực: - Trữ lượng thu hồi cấp 2P (P1+P2) đối với các mỏ đang khai thác (còn lại) đều tập trung ở các bể thuộc khu vực thềm lục địa phía Nam, trong đó bể Nam Côn Sơn chiếm 52%, bể Cửu Long 38%, bể Malay – Thổ Chu 10%. Trữ lượng cấp 2P (P1+P2) đối với các mỏ chuẩn bị khai thác tập trung chủ yếu ở các bể Sông Hồng, bể Malay – Thổ Chu. Trong đó, bể Sông Hồng chiếm 57%, bể Malay – Thổ Chu chiếm 36%, bể Nam Côn Sơn chiếm 6%, bể Cửu Long chiếm 1%. Như vậy, dự báo trong vòng 5 tới, khu vực phát triển sối động vẫn chủ yếu tập trung ở miền Nam và miền Trung để tận dụng nguồn khí bể Nam Côn Sơn, bể Malay – Thổ Chu, bể Sông Hồng [1].

- Trữ lượng thu hồi khí cấp P3 các mỏ đang khai thác và chuẩn bị khai thác chủ yếu tập trung ở bể Malay – Thổ Chu chiếm 58%, bể Nam Côn Sơn chiếm 18%, bể Cửu Long chiếm 23%, bể Sông Hồng chiếm 1% [1]. - Trữ lượng khí thu hồi tiềm năng (cấp P4+P5) với các phát hiện (có thể phát triển và chưa thể phát triển) hiện chủ yếu tập trung ở bể Sông Hồng (chiếm 57%) và khoảng 34% bể Nam Côn Sơn, các bể còn lại chiếm khoảng 9% [1]. - Trữ lượng tiềm năng chưa phát hiện đã tính POS chủ yếu tập trung ở bể Nam Côn Sơn chiếm 60%, bể Sông Hồng chiếm khoảng 18%, bể Malay – Thổ Chu chiếm khoảng 13%, bể Cửu Long chiếm 6%, bể trầm tích khác khoảng 3% [1]. Trang 2 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Sông Hồng Cửu Long Nam Côn Mã Lai - Thổ Phú Khánh Tư Chính- Phú Quốc Miền Vòng Sơn Chu Vũng Mây Hà Nội P1+P2 P3 P4+P5 Tiềm năng chưa phát hiện ( Có tính POS) Hình 1- 2: Tài nguyên khí có khả năng thu hồi theo bể trầm tích (tính đến tháng 12/2014) [1] 1.

Nguồn khí bể Sông Hồng Bể Sông Hồng với diện tích khoảng 153.000 km2 trải rộng từ đồng bằng hạ lưu Sông Hồng vịnh Bắc bộ tới hết thềm lục địa miền Trung bao gồm khu vực các Lô từ 100 đến 121. Bể Sông Hồng bao gồm các mỏ như Bạch Long, Thái Bình, Báo Vàng, Báo Đen, Hàm Rồng, Hắc Long, Địa Long, Cá Voi Xanh, Báo Vàng, Sư Tử Biển, Cá Heo.Trong đó mỏ khí Cá Voi Xanh là mỏ khí có trữ lượng lớn nhất của Việt Nam được phát hiện cho đến nay. Hiện tại, PVN và ExxonMobil đang xem xét, nghiên cứu phát triển mỏ Cá Voi Xanh để cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ khu vực miền Trung, dự kiến sản lượng khai thác mỏ khí Cá Voi Xanh đạt 8,68 tỷ m3/năm (40% khí trơ và CO2). Tính đến tháng 6/2014, tổng lượng khí đã phát hiện của Bể Sông Hồng ước tính khoảng 264 tỷ m3, trong đó tổng lượng khí có thể đưa vào phát triển khai thác tính đến đến năm 2035 khoảng 157,26 tỷ m3, sản lượng khí đã khai thác là 0,66 tỷ m3, khả năng khai thác giai đoạn 2016-2035 khoảng 84,75 tỷ m3 [1].

Trang 3 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành 1. Nguồn khí bể Cửu Long Bể Cửu Long bao gồm trũng Cửu Long (phần đất liền) và phần thềm lục địa Đông – Nam Việt Nam. Các hoạt động thăm dò – khai thác ở đây cho đến nay đã khẳng định tiềm năng chủ yếu của bể Cửu Long là dầu và khí đồng hành. Bể Cửu Long gồm các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng – Đồi Mồi, Thỏ Trắng, Gấu Trắng, Rạng Đông, Phương Đông, Ruby, Pearl, Topaz, Diamond, Emerald, Jade, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu, Sư Tử Trắng, Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng, …Tổng lượng khí đã phát hiện có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 vào khoảng 157,45 tỷ m3 trong đó sản lượng khí đã khai thác là 54,23 tỷ m3, trữ lượng khí thu hồi còn lại khoảng 103 tỷ m3.

Xét về tỷ lệ, trữ lượng khí đã phát hiện thu hồi còn lại chiếm khoảng 66% trong tổng lượng khí đã phát hiện ở Bể Cửu Long. Trong giai đoạn tới, hầu hết các Nhà thầu đều đã có kế hoạch để đưa các mỏ đang phát triển vào khai thác, chắc chắn sẽ bổ sung bù đắp được lượng khí đang suy giảm từ các mỏ đang khai thác hiện tại và gia tăng nguồn cấp khí từ Bể Cửu Long cho thị trường khu vực Đông Nam Bộ [1]. Bể Nam Côn Sơn Bể Nam Côn Sơn nằm phía Đông - Đông Nam Bể Cửu Long với diện tích khoảng 60.000 km2 bao phủ bởi 21 Lô và là vùng có nhiều giếng khoan thăm dò nhất (trên 60 giếng). Nguồn khí thuộc Bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên.

Công tác tìm kiếm thăm dò ở Bể này đã phát hiện được nhiều mỏ khí tự nhiên khá lớn như Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Mộc Tinh và các mỏ dầu như Đại Hùng, Chim Sáo, Dừa, mỏ dầu và khí Cá Rồng Đỏ, Sao Vàng – Đại nguyệt…[1] Tổng lượng khí đã phát hiện có thể thu hồi tính đến cuối tháng 12/2013 là 237,82 tỷ m3; trong đó sản lượng khí đã khai thác là 54,7 tỷ m3, khả năng khai thác từ 2014-2035 khoảng 73,1 tỷ m3 [1]. Trang 4 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành 1. Bể Malay – Thổ Chu Bể trầm tích Mã Lai – Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam thềm lục địa Việt Nam trong vịnh Thái Lan với diện tích khoảng 400. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được bắt đầu từ những năm đầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng kể, hơn 63% các giếng khoan thăm dò đã phát hiện thấy dầu, khí và đến nay đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ở các Lô như PM3-CAA; Lô B, 48/95, 52/97, 46–Cái Nước, 46/2, 50, 51.

Tính đến tháng 6/2014, tổng lượng khí đã phát hiện của Bể Mã Lai – Thổ Chu khoảng 215,89 tỷ m3, trong đó tổng lượng khí có thể đưa vào phát triển khai thác từ 2016-2035 ước tính khoảng 170 tỷ m3, sản lượng khí đã khai thác khoảng 8,21 tỷ m3, khả năng khai thác từ năm 2016-2035 khoảng 89,08 tỷ m3 [1]. Tài nguyên khí chưa phát hiện Các Bể trầm tích Phú Khánh, Hoàng Sa, Trường Sa, Tư Chính – Vũng Mây, Phú Quốc, Miền Võng Hà Nội, Đồng Bằng Sông Cửu Long cho đến nay vẫn còn ít được nghiên cứu. Công tác tìm kiếm thăm dò ở các Bể đang được đánh giá phát triển trong đó khu vực bể Tư Chính-Vũng Mây là khu vực triển vọng, cần tiếp tục tăng cường công tác thăm dò/thẩm lượng nhằm đánh giá tiềm năng, trữ lượng dầu khí. Hy vọng với những kết quả cập nhật trong quá trình tìm kiếm thăm dò, đây sẽ là các bể giàu tiềm năng dầu khí của Việt Nam trong thời gian tới [1].

Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò năm 2014 của Bể Tư Chính-Vũng Mây có một phát hiện khí Condensate là Cá Kiếm Đen thuộc lô 136/03, đây là một phát hiện dầu khí quan trọng và đầu tiên ở khu vực nước sâu, xa bờ. Các cấu tạo đồng dạng khác trong diện tích lô có khả năng chứa dầu khí cao. Đây là tiền đề quan trọng để đẩy mạnh công tác thăm dò thẩm lượng trong lô, cũng như tăng cơ hội phát triển khai thác dầu khí từ lô hợp đồng và các lô lân cận. Chương trình thăm dò, thẩm lượng tiếp theo cần được xây dựng một cách tối ưu trên cơ sở kết hợp các yếu tố như yêu cầu thu thập đủ thông Trang 5 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành tin dữ liệu và chi phí hiệu quả (ví dụ kết hợp Mini DST/DST, giếng khoan nhiều mục đích.

Nguồn khí của bể Phú Khánh, mức độ thăm dò thẩm lượng còn ít, chưa có giếng khoan, cần đẩy nhanh việc minh giải 5.000 km 2D khu vực lô 144-145; xử lý minh giải địa chấn 3D lô 148-149 xác định vị trí để có thể khoan trong năm 2016-2017. Đây là vùng nhạy cảm, cần các hoạt động thăm dò linh hoạt nhằm khẳng định tiềm năng dầu khí và khẳng định chủ quyển biển đảo [1]. Đặc điểm thành phần khí tại các Bể trầm tích của Việt Nam 1. Bể Cửu Long Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long được trình bày ở bảng sau: Bảng 1- 1: Thành phần khí các mỏ thuộc Bể Cửu Long (% Mol) [1] Rạng Sư Tử Sư Tử Khí Cửu Thành phần cấu tử Bạch Hổ Đông Đen/Vàng Trắng Long Methane, C1 83,75 79,2 80,77 77,5 73,33 Ethane, C2 12,55 10,87 9,60 9,90 12,7 Propane, C3 2,59 6,14 4,38 5,70 8,19 Iso-Butane, i-C4 0,26 1,04 1,21 1,30 1,54 Normal-Butane, n-C4 0,31 1,46 1,12 2,10 2,29 Neo-Pentane, i-C5 N/A N/A N/A N/A N/A Iso-Pentane, i-C5 0,05 0,35 0,28 0,7 0,50 Normal-Pentane, n-C5 0,04 0,35 0,27 1,3 0,49 Heavies, C6+ 0,02 0,29 0,36 0,59 0,57 Nitrogen, N2 0,35 0,26 1,96 0,10 0,39 Carbon Dioxide, CO2 0,1 0,04 0,05 0,066 0,09 Trang 6 Luận văn thạc sĩ HVCH: Phan Tấn Thành Từ bảng trên cho thấy, khí từ các mỏ của bể Cửu Long có hàm lượng Methane khoảng 80%, trong khi đó hàm lượng Ethane trong khí khá cao (trên 10%) do hầu hết các mỏ khí của bể này đều là khí đồng hành.

Bể Nam Côn Sơn Thành phần khí của Bể Nam Côn Sơn được trình bày trong bảng sau: Bảng 1- 2: Thành phần khí Bể Nam Côn Sơn (% Mole) [1] Thành phần cấu tử Lan Tây Hải Thạch Đại Hùng Thiên Ưng Methane, C1 88,62 84,13 76,88 72,84 Ethane, C2 4,22 5,8 8,38 7,69 Propane, C3 2,36 3,36 5,37 4,68 Iso-Butane, i-C4 0,59 0,68 1,25 1,21 Normal-Butane, n-C4 0,57 0,83 1,40 1,45 Iso-Pentane, i-C5 0,24 0,24 0,506 0,59 Normal-Pentane, n-C5 0,16 0,17 0,324 0,43 Heavies, C6+ 1,03 0,17 1,94 0,97 Nitrogen, N2 0,34 0,12 0,407 0,37 Carbon Dioxide, CO2 1,87 4,5 3,53 5,60 Thành phần khí của Bể Nam Côn Sơn với các mỏ đang khai thác chủ yếu thành phần là các Hydorocacbon nhẹ (chiếm trên 90%) thể tích khí, thích hợp trong sản xuất điện, công nghiệp hóa chất, dân dụng, thương mại.