Tổng quan nghiên cứu

Việt Nam sở hữu nguồn tài nguyên khí thiên nhiên quy mô trung bình, đứng thứ 3 tại khu vực Đông Nam Á với tổng tiềm năng thu hồi ước tính đạt 1.116 tỷ m3 khí theo thống kê ngành dầu khí. Trong đó, bể trầm tích Nam Côn Sơn đóng vai trò hạt nhân khi chiếm tới 52% trữ lượng cấp 2P đang khai thác của toàn vùng thềm lục địa phía Nam. Dự án Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2 được quy hoạch xây dựng tại Dinh Cố, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu với công suất thiết kế 10 triệu m3 khí/ngày đêm, thuộc chuỗi hạ tầng đường ống có tổng mức đầu tư 1.305,98 triệu USD nhằm vận chuyển 18,4 triệu m3 khí và 1.320 tấn condensate mỗi ngày.

Tuy nhiên, cấu hình thiết kế kỹ thuật tổng thể ban đầu được xác lập năm 2013 dựa trên nguồn khí từ các mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh, Thiên Ưng và Mãng Cầu đã không còn tương thích với thực tế khai thác mới. Việc bổ sung nguồn khí giàu hydrocarbon nặng từ mỏ Sư Tử Trắng và mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt đã làm gia tăng độ béo của dòng khí lên khoảng 152,5 đến 244,5 g/m3, kéo theo hàm lượng các cấu tử ethane, propane và butane tăng vọt. Đồng thời, sự hình thành của Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn thông qua thỏa thuận cung cấp nguyên liệu ngày 29/03/2017 đặt ra yêu cầu cấp thiết phải tách sâu các cấu tử lỏng.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là đánh giá toàn diện tính kinh tế và kỹ thuật của 5 công nghệ ngưng tụ nhiệt độ thấp tiên tiến gồm GSP, RSV, SRC, SRP và CRR. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào việc mô phỏng quá trình nhiệt động, tính toán kích thước thiết bị công nghệ và phân tích các chỉ số tài chính dự án trong giai đoạn từ năm 2016 đến năm 2017. Kết quả nghiên cứu mang lại ý nghĩa kinh tế trực tiếp, cung cấp cơ sở khoa học giúp nâng hiệu suất thu hồi ethane lên trên 90% và propane lên trên 98%, tối ưu hóa biên lợi nhuận cho chuỗi giá trị khí quốc gia.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng lý thuyết nhiệt động lực học cân bằng pha hơi - lỏng và quá trình truyền khối trong điều kiện nhiệt độ âm sâu. Mô hình phương trình trạng thái Peng-Robinson được lựa chọn làm công cụ tính toán chính xác các thông số nhiệt động, nhiệt dung, entanpy và hệ số phân bố pha của hỗn hợp đa cấu tử hydrocarbon ở dải nhiệt độ từ âm 100 độ C đến 120 độ C và dải áp suất vận hành từ 20 đến 70 bar.

Các khái niệm chuyên ngành then chốt được phát triển xuyên suốt bao gồm:

  • Độ béo của khí thiên nhiên: Đại lượng biểu thị hàm lượng chất lỏng có thể ngưng tụ trên một mét khối khí tiêu chuẩn, với ngưỡng trên 150 g/m3 được phân loại là khí rất béo.
  • Quá trình thu hồi khí hóa lỏng: Cơ chế tách chọn lọc các phân đoạn hydrocarbon từ C2 trở lên để sản xuất ethane thương phẩm, hỗn hợp khí dầu mỏ hóa lỏng propane - butane và condensate.
  • Công nghệ giãn nở sinh công bằng tuabin: Kỹ thuật hạ nhiệt độ dòng khí thông qua quá trình giãn nở đoạn nhiệt sinh công ngoài để đạt được độ lạnh âm sâu vượt trội so với hiệu ứng tiết lưu Joule-Thomson thuần túy.
  • Dòng hồi lưu ngưng tụ lạnh đỉnh tháp: Kỹ thuật trích một phần khí khô sau xử lý, làm lạnh sâu và nén hồi lưu về đỉnh tháp tách methane nhằm hấp thụ triệt để lượng ethane cuốn theo pha khí.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu đầu vào sử dụng số liệu phân tích thành phần chất lưu thực tế từ các mỏ khí ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam do các nhà điều hành cung cấp. Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm 6 kịch bản thành phần khí đặc trưng: kịch bản giàu ethane (High C2 với 9,44% mol C2), kịch bản giàu LPG (High LPG với 4,89% mol C3), kịch bản khí béo tổng hợp (Rich Gas), kịch bản khí nghèo (Lean Gas), kịch bản hàm lượng khí trơ cao (High Inert với 1,56% mol CO2) và kịch bản khí đồng hành Bạch Hổ (với 12,67% mol C2 và 7,42% mol C3).

Phương pháp chọn mẫu có chủ đích được áp dụng để bao phủ toàn bộ dải biến động chất lượng khí đầu vào trong suốt vòng đời dự án 20 năm, đảm bảo tính bền vững của mô hình thiết kế. Quá trình phân tích mô phỏng được thực hiện trên phần mềm Aspen HYSYS phiên bản V9.0 với chế độ tính toán cân bằng trạng thái xác lập. Lý do lựa chọn bộ công cụ này bắt nguồn từ độ tin cậy đã được kiểm chứng chuẩn hóa quốc tế trong ngành công nghệ chế biến dầu khí, kết hợp với các thuật toán thiết kế kích thước tháp chưng cất, bình phân tách hai pha - ba pha và hệ thống máy nén tái tuần hoàn khí dư. Timeline nghiên cứu được thực hiện tập trung từ tháng 08/2016 đến tháng 06/2017 tại các phòng thí nghiệm chuyên ngành và tổng công ty tư vấn thiết kế dầu khí.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình mô phỏng và tính toán công nghệ trên 6 kịch bản nguyên liệu đã mang lại những kết quả định lượng rõ rệt:

Thứ nhất, về hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng, quy trình RSV và CRR thể hiện sự vượt trội về khả năng tách sâu ethane. Hiệu suất thu hồi ethane của quy trình RSV đạt bình quân từ 92,5% đến 95,8%, cao hơn khoảng 7% đến 10% so với quy trình GSP truyền thống (chỉ đạt 85,2% đến 88,6%). Đối với cấu tử propane, tất cả 5 quy trình đều đạt hiệu suất phân tách xuất sắc trên 98,5%, riêng quy trình CRR và RSV đạt mức xấp xỉ 99,8%.

Thứ hai, về năng lượng tiêu thụ, phụ tải nhiệt của thiết bị đun sôi đáy tháp tách methane và công suất cụm máy nén tái tuần hoàn có sự khác biệt lớn giữa các công nghệ. Quy trình SRC đòi hỏi công suất nén phụ trợ bổ sung cao nhất, làm tăng tổng điện năng tiêu thụ lên khoảng 12% đến 15% so với quy trình GSP. Trong khi đó, quy trình RSV duy trì được sự cân bằng tối ưu nhờ tận dụng hiệu quả dòng nhiệt thừa từ quá trình ngưng tụ lạnh hồi lưu.

Thứ ba, về chỉ tiêu kinh tế tài chính, tổng mức đầu tư thiết bị và xây dựng trực tiếp cho các phân xưởng thu hồi lỏng dao động trong khoảng 95 triệu USD đến 115 triệu USD tùy thuộc vào sơ đồ công nghệ. Đánh giá dòng tiền chiết khấu cho thấy quy trình RSV mang lại tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) cao nhất, đạt khoảng 18,2% đến 21,5% trên các dải khí béo, vượt mức IRR trung bình 16,4% của cấu hình GSP thông thường.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân căn bản giúp quy trình RSV và CRR đạt hiệu suất thu hồi ethane vượt trội nằm ở cơ chế tuần hoàn dòng hơi được làm lạnh cưỡng bức quay trở lại đĩa đỉnh của tháp chưng cất. Dòng hồi lưu này tạo ra pha lỏng làm việc ở nhiệt độ cực thấp, đóng vai trò như một môi chất hấp thụ chọn lọc giúp thu gom các cấu tử ethane còn sót lại trong pha khí trước khi khí thoát ra khỏi đỉnh tháp.

Khi so sánh với các công bố kỹ thuật của các nhà bản quyền quốc tế, kết quả mô phỏng cho nguồn khí Nam Côn Sơn 2 hoàn toàn tương thích với xu hướng chuyển dịch công nghệ toàn cầu. Trước đây, phương pháp ngưng tụ GSP đơn thuần chỉ phù hợp cho mục tiêu thu hồi LPG (C3+), nhưng khi nhu cầu tiêu thụ ethane cho công nghiệp hóa dầu gia tăng, việc áp dụng công nghệ dòng hồi lưu hơi nén bổ sung là bước đi tất yếu.

Toàn bộ dữ liệu tính toán công nghệ và kinh tế có thể được hệ thống hóa trực quan thông qua các công cụ biểu diễn:

  • Hệ thống biểu đồ cột so sánh công suất máy nén khí dư và công suất thiết bị gia nhiệt đáy tháp giữa 5 quy trình công nghệ đối với từng kịch bản thành phần khí.
  • Đồ thị đường biểu diễn độ thu hồi ethane và propane theo mức độ biến thiên của độ béo dòng khí đầu vào từ 150 g/m3 đến 250 g/m3.
  • Bảng tổng hợp cân bằng vật chất, cân bằng năng lượng chi tiết và bảng so sánh các chỉ số tài chính NPV, IRR, thời gian hoàn vốn của các phương án công nghệ.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các phân tích kỹ thuật và tài chính chuyên sâu, 4 nhóm giải pháp chiến lược được đề xuất nhằm hiện thực hóa dự án:

Thứ nhất, phê duyệt lựa chọn công nghệ RSV làm cấu hình bản quyền chuẩn cho thiết kế kỹ thuật tổng thể điều chỉnh (Re-FEED) của Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2. Mục tiêu cụ thể là đảm bảo tỷ lệ thu hồi ethane đạt tối thiểu 92% và propane đạt 99% trong mọi điều kiện vận hành. Thời gian triển khai kéo dài 12 tháng do Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) chủ trì phối hợp cùng các đơn vị tư vấn thiết kế chuyên ngành.

Thứ hai, nâng cấp quy chuẩn kỹ thuật cho hệ thống tiền xử lý khí gồm cụm làm ngọt khí bằng dung môi amin và cụm khử nước sâu bằng rây phân tử Zeolite. Mục tiêu đưa hàm lượng ẩm trong dòng khí trước khi vào cụm làm lạnh xuống dưới 0,1 ppmv và hàm lượng CO2 xuống dưới 0,5% mol nhằm triệt tiêu hoàn toàn nguy cơ đóng băng hydrate hoặc kết tinh CO2 tại nhiệt độ âm 95 độ C. Đơn vị phụ trách là Ban Quản lý Dự án Khí Đông Nam Bộ với thời hạn hoàn thành trong giai đoạn 2017 - 2018.

Thứ ba, thiết lập chế độ vận hành linh hoạt cho nhà máy dựa trên bộ thông số tối ưu hóa của 6 kịch bản khí đã mô phỏng. Duy trì biên độ điều chỉnh công suất máy nén trong dải an toàn ±10% khi sản lượng cấp từ mỏ Sư Tử Trắng và Sao Vàng - Đại Nguyệt biến động. Đội ngũ kỹ sư vận hành nhà máy chịu trách nhiệm kiểm soát định kỳ hàng quý trong suốt chu kỳ dự án 20 năm.

Thứ tư, đẩy nhanh tiến độ đàm phán và ký kết hợp đồng thương mại bao tiêu sản phẩm ethane và propane dài hạn với Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn. Mục tiêu cam kết sản lượng cung ứng ổn định từ 200.000 đến 350.000 tấn ethane/năm, tạo dòng doanh thu vững chắc để bảo đảm chỉ số hoàn vốn tài chính cho toàn bộ chuỗi dự án khí Nam Côn Sơn 2. Ban Tiếp thị và Kinh doanh PV GAS chịu trách nhiệm thực thi trong giai đoạn 2018 - 2019.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Luận văn cung cấp nguồn tư liệu học thuật và thực tiễn giá trị cao cho 4 nhóm đối tượng trọng tâm:

  • Kỹ sư thiết kế công nghệ và chuyên gia mô phỏng dầu khí: Khai thác toàn bộ thuật toán tính toán cân bằng nhiệt động, kích thước thiết bị công nghệ âm sâu và phương pháp xây dựng mô hình HYSYS hoàn chỉnh phục vụ thiết kế các nhà máy chế biến khí tương lai.
  • Nhà quản lý dự án và chuyên viên phân tích tài chính đầu tư: Sử dụng khung phương pháp luận kết hợp giữa tính toán kỹ thuật và đánh giá CAPEX, OPEX, IRR để xây dựng báo cáo nghiên cứu khả thi cho các công trình hạ tầng năng lượng quy mô lớn từ 100 triệu USD trở lên.
  • Giảng viên, nghiên cứu sinh và sinh viên ngành Kỹ thuật Hóa học - Dầu khí: Dùng làm tài liệu tham khảo chuyên đề về công nghệ phân tách sâu hydrocarbon nhẹ, chưng cất nhiệt độ thấp và ứng dụng phương trình trạng thái Peng-Robinson trong môi trường công nghiệp thực tế.
  • Doanh nghiệp vận hành nhà máy khí và tổ hợp hóa dầu: Ứng dụng các kịch bản phân tích độ béo dòng khí để tối ưu hóa hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng, nâng cao hiệu quả tiết kiệm năng lượng và giảm thiểu chi phí phát thải vận hành.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao Nhà máy Xử lý Khí Nam Côn Sơn 2 phải thay đổi thiết kế công nghệ thu hồi lỏng so với phương án FEED năm 2013?
Nguyên nhân do sự thay đổi nguồn mỏ khí khai thác thực tế. Nguồn khí mới từ mỏ Sao Vàng - Đại Nguyệt và Sư Tử Trắng có độ béo cao trên 170 g/m3 và hàm lượng C2+ vượt trội so với nguồn khí Hải Thạch - Mộc Tinh ban đầu. Đồng thời, sự xuất hiện của Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn đòi hỏi nhà máy phải chuyển sang cấu hình tách sâu ethane thay vì chỉ thu hồi LPG như trước.

Vì sao phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp lại được lựa chọn thay thế cho phương pháp hấp thụ?
Khí đầu vào của dự án có độ béo dao động trong dải 152,5 đến 244,5 g/m3. Trong khoảng độ béo này, phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp sử dụng tuabin giãn nở khí đạt hiệu quả thu hồi ethane trên 90%, vượt trội hơn hẳn phương pháp hấp thụ vốn cồng kềnh, tiêu tốn nhiều nhiệt năng tái sinh dung môi và có chi phí vận hành cao hơn đáng kể.

Mô hình nhiệt động Peng-Robinson đóng vai trò quyết định như thế nào trong nghiên cứu?
Mô hình Peng-Robinson mô tả chính xác tương tác phân tử và trạng thái cân bằng lỏng - hơi của hỗn hợp hydrocarbon đa cấu tử trong vùng nhiệt độ cực lạnh xuống tới âm 100 độ C. Đây là nền tảng cốt lõi giúp phần mềm Aspen HYSYS tính toán chính xác điểm sương, lượng ngưng tụ và thông số truyền khối bên trong tháp tách methane.

Điểm khác biệt cốt lõi giữa quy trình công nghệ GSP và quy trình RSV là gì?
Quy trình GSP đưa một phần dòng khí giàu làm lạnh vào đỉnh tháp làm dòng hồi lưu tự nhiên, trong khi quy trình RSV trích một phần khí khô từ đỉnh tháp sau khi qua máy nén, làm lạnh sâu cưỡng bức rồi mới hồi lưu về đỉnh tháp tách methane. Cải tiến này của RSV giúp tăng hiệu suất thu hồi ethane thêm từ 7% đến 10%.

Việc tách sâu ethane mang lại giá trị gia tăng kinh tế gì cho chuỗi công nghiệp năng lượng?
Ethane nếu để lại trong khí khô chỉ có giá trị nhiệt lượng đốt thông thường với mức giá thấp. Khi được tách sâu với sản lượng hàng trăm nghìn tấn mỗi năm, ethane trở thành nguyên liệu đầu vào có giá trị gia tăng rất cao cho các nhà máy cracking sản xuất hạt nhựa ethylene và polyethylene, đóng góp hàng triệu USD lợi nhuận ròng cho ngành hóa dầu.

Kết luận

  • Luận văn đã phân tích toàn diện đặc điểm nguồn khí thiên nhiên tại 4 bể trầm tích chủ quyền của Việt Nam, khẳng định tính cấp thiết của việc tách sâu cấu tử lỏng với nguồn khí mới cho dự án Nam Côn Sơn 2.
  • 5 công nghệ thu hồi lỏng nhiệt độ thấp gồm GSP, RSV, SRC, SRP và CRR đã được mô phỏng chi tiết trên phần mềm HYSYS V9.0 với 6 kịch bản thành phần khí khác nhau.
  • Kết quả khẳng định quy trình RSV đạt hiệu quả kinh tế - kỹ thuật tối ưu nhất với hiệu suất thu hồi ethane vượt mức 92%, propane đạt 99% và chỉ số hoàn vốn nội bộ IRR đạt trên 18%.
  • Thiết kế đã hoàn thiện việc tính toán kích thước các thiết bị công nghệ chính như tháp tách T-103, hệ thống bình tách và xác lập các chỉ số CAPEX, OPEX làm cơ sở lập báo cáo Re-FEED.
  • Lộ trình giai đoạn 2017 - 2019 cần tập trung hoàn thiện thỏa thuận thương mại bao tiêu sản phẩm với Tổ hợp Hóa dầu Long Sơn và triển khai xây dựng nhà máy đúng tiến độ tiếp nhận khí. Các đơn vị tư vấn và quản lý dự án cần áp dụng ngay các kết quả tính toán của luận văn để tối ưu hóa thiết kế công nghệ và tối đa hóa hiệu quả nguồn tài nguyên khí quốc gia.