Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Lời mở đầu
Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trong
chiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí. Nhưng thực tế thì
ngành công nghiệp này đang phải đối mặt với rất nhiều khó khăn và thử thách.
Cả nước mới chỉ có nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhưng theo dựa kiến
đến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổ
hợp lọc-hoá dầu ở Nghi Sơn - Thanh Hoá và nhà máy lọc dầu ở Long Sơn -
Bà Rịa Vũng Tàu cũng dự kiến đi vào xây dựng. Còn hiện tại thì nhà máy chế
biến khí vẫn đóng một vai trò khá lớn trong nền kinh tế của nước ta.
Hiện nay, trong nước mới chỉ có nhà máy chế biến khí Dinh Cố là đi vào
hoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảm
tình trạng nhập khẩu LPG. Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ăn
việc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước. Còn lại
một lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam Côn
Sơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp cho
các nhà máy điện và Condensate.
Theo kế hoạch sắp tới nhà máy Nam Côn Sơn sẽ tăng lưu lượng khí vào
bờ. Nếu cứ để tình trạng trên thì sẽ lãng phí một lượng lớn LPG vào trong khí
khô và Condensate.
Mặt khác, xét về mặt giá trị sử dụng thì LPG đem lại lợi ích kinh tế hơn
so với Condensate. LPG được dùng trong dân dụng, và trong rất nhiều lĩnh
vực công nghiệp khác. Đặc biệt, để giải quyết vấn đề năng lượng người ta đã
và đang tiến hành đưa khí hoá lỏng vào chạy các động cơ như : xe máy, ô tô.
Việc sử dụng LPG thay xăng chạy các động cơ trên sẽ đem lại rất nhiều lợi
ích. So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khả
năng ô nhiễm cũng giảm.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
1
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Đứng trước nhu cầu thiết thực trên, tôi đã quyết định chọn đề tài: “Lựa
H
8
có
trong lòng đất. Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tại
trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N
2
, H
2
S,
CO
2
, khí trơ, hơi nước
1.1.2. Thành phần của khí tự nhiên
Thành phần hoá học của khí tự nhiên khá đơn giản, bao gồm: hợp chất
hydrocacbon, hợp chất phi hydrocacbon.
- Các hợp chất hydrocacbon.
Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí CH
4
và đồng đẳng của nó như:
C
2
H
6
, C
3
H
8
, n-C
4
H
, N
2
, H
2
S, H
2
O, CS
2
, RSH, He, Ar, Ne
Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N
2
. Đặc biệt, có những mỏ
khí chứa hàm lượng He khá cao.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
4
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Hơi nước bão hoà:
Khí tự nhiên luôn chứa hơi nước bão hoà, và hàm lượng hơi nước trong
khí khai thác được phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, thành
phần hoá học của khí trong suốt quá trình khai thác. Lượng hơi nước
cực đại trong khí ở 20
0
C, 1atm là 20g/m
3
.
1.2. Phân loại khí dầu mỏ
Có nhiều cách phân loại khí, mỗi phương pháp được đưa ra đều dựa trên
những tiêu chí khác nhau.
1.2.1. Phân loại theo nguồn gốc hình thành.
Theo nguồn gốc hình thành khí được phân thành ba loại:
nhỏ hơn quy định trên.
1.2.3. Phân loại theo hàm lượng C
3
+
.
Theo cách phân loại này thì có hai loại khí: Khí béo và khí gầy
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
5
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Khí béo: là khí có hàm lượng C
3
+
lớn hơn 50g/cm
3
, có thể sản xuất ra khí tự
nhiên hoá lỏng LNG (Liquefied Natural Gas), khí dầu mỏ hoá lỏng LPG
và sản xuất một số Hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu
cơ hoá dầu.
- Khí gầy: là khí có hàm lượng C
3
+
nhỏ hơn 50g/cm
3
, dùng làm nhiên liệu
cho cho công nghiệp và sưởi ấm.
1.2.4. Phân loại theo cấp độ chế biến.
Theo cách phân loại này ta có hai loại: khí khô và khí ẩm:
- Khí khô: là khí chưa qua chế biến.
- Khí thương phẩm: là sản phẩm khí thu được từ thiên nhiên hay khí đồng
hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí
: Biến thiên entropy trong quá trình chuyển pha.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
6
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
1.3.2. Trạng thái vật lý của hydrocacbon
- Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị. Vì vậy để kiểm tra độ
rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ
an toàn. Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò
rỉ của khí là Mercaptan.
- Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dễ dàng
hoà tan trong các dung môi hữu cơ.
- Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử
cacbon trong mạch.
1.3.3. Giới hạn cháy nổ
+ Giới hạn cháy nổi dưới của một chất: Là nồng độ tính ra phần trăm
thể tích hoặc phần trăm mol trong không khí hoặc trong oxi nguyên
chất có giá trị cực tiểu có thể cháy được khi gặp ngọn lửa.
+ Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thể
tích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có
giá trị cực đại có thể cháy được khi gặp ngọn lửa.
+ Vùng cháy nổ: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể
tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổ
dưới và giới hạn cháy nổ trên.
+ Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể
tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ.
1.3.4. Nhiệt trị (nhiệt cháy hay năng suất toả nhiệt)
Nhiệt trị của một chất là lượng nhiệt toả ra khi đốt cháy một lượng chất
ấy để tạo ra các oxit cao nhất hoặc các chất bền.
+ Nhiệt trị trên (nhiệt trị cao): Là nhiệt trị của phản ứng cháy khi nước
sinh ra tồn tại ở thể lỏng.
2,1
977,7
51,49
n+
- Thể tích tới hạn (Vc):
Thể tích tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức
có thể sai lệch 4 cm
3
/mol:
V
c
= 58,0 n + 22
1.3.6. Độ ẩm và điểm sương của khí hydrocacbon
- Độ ẩm của khí là lượng nước chứa trong khí
Có hai khái niệm được đưa ra để đánh giá độ ẩm trong khí là độ ẩm
tương đối và độ ẩm tuyệt đối.
+ Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điều
kiện nhiệt độ và áp suất xác định được tình bằng kg H
2
O/m
3
khí hoặc
g H
2
O/lít khí.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
8
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
+ Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở
cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.
Hàm lượng tạp chất có
đường kính không lớn hơn
10
m
µ
Ppm
≤
30 Phương pháp trọng
lượng
Hàm lượng H
2
S Ppm
≤
24 ASTM D2385-81
Hàm lượng lưu huỳnh tổng
(H
2
S và mercaptan)
Ppm
≤
36 ASTM D2385-81
Nhiệt trị toàn phần (GHV) MJ/m
3
37<GHV<47 ASTM D3588-91
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
9
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Thành phần khí (%mol)
O
2
pháp phân
Propan Butan Bupro
áp suất hơi ở 37,8
0
C, max (KPa) 1430 485 1430
ASTM
D1267-87
Hàm lượng lưu huỳnh (max),
(ppm)
185 140 140
ASTM
D2784-89
Hàm lượng nước tự do, (%kl)
Không
có
Không
có
Không
có
ASTM
D95
Độ ăn mòn tấm đồng trong 1h ở
37,8
0
C
Số 1 Số 1 Số 1 ASTM D
1838-91
Thành phần cặn sau khi bốc hơi
100 ml, max (ml)
0,05 0,05 0,05
Đặc tính kỹ thuật của butan thương phẩm:
- áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7
0
C.
- Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1
0
C ở 1 bar.
- Hàm lượng propan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lượng butan: Tối thiểu là 96% thể tích.
- Hàm lượng C
5
+
: Tối đa là 2% thể tích.
1.4.3. Condensate thương phẩm.
Condensate thương phẩm: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân
đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate thương phẩm bao gồm
chủ yếu là các hydrocacbon C
5
+
.
Đặc tính kỹ thuật của condensate thương phẩm:
Bảng 1.3: Yêu cầu kỹ thuật đối với condensate thương phẩm
Các chỉ tiêu
Mức chất
lượng đăng
ký
Phương pháp phâm tích
Tỷ trọng ở 15
0
C (kg/l) Số liệu báo
C, min)
IBP
50%
FGP
Phần cất sau 270
0
C (% tt, max)
Hàm lượng C
1
-C
4
(% tt, max)
Hàm lượng cặn (% tt, max)
10
65
130
20
2
2
ASTM D86-96
1.5. Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt
Nam
1.5.1. Thị trường khí hoá lỏng trong nước.
Tình hình sử dụng khí hoá lỏng trong nước:
ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên
liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao.
Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt
Nam có sản xuất LPG nhưng không đủ cung cấp cho thị trường Việt Nam.
Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn).
LPG 1992 1995 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
2006-2015 (nghìn tấn)
Năm
Khả năng cung cấp Tổng khả
năng cung
Nhu cầu
tiêu thụ
Chênh lệch
tiêu thụ-
Dinh
Cố
Dung
Quất
Nghi
Sơn
2006 350 0 0 350 980 630
2007 350 0 0 350 1000 650
2008 350 348 0 698 1150 452
2009 300 348 0 698 1345 697
2010 300 348 436 1084 1550 466
2011 300 348 494 1142 1650 508
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
13
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
2012 300 348 494 1142 1850 708
2013 280 348 494 1122 2300 1178
2014 280 348 494 1122 2500 1378
2015 280 348 494 1122 2900 1778
Nhận xét: Khả năng sản xuất LPG trong nước để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chỉ
đạt 50% và trong tương lai có xu hướng ngày càng giảm dần kể cả khi có nhà
máy lọc đi vào hoạt động.
3
/ngày. Mỏ Tiền Hải được với trữ
lượng còn lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ công
nghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ.
1.6.2. Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long
Hiện nay, chúng ta đang vận chuyển tuyến ống dẫn khí Rạng Đông -
Bạch Hổ - Phú Mỹ cung cấp khí đồng hành Cửu Long vào bờ. Công suất vận
chuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sang
trộn với mỏ Bạch Hổ) lên tời khoảng 2,1 tỷ m
3
/năm (tương đương 5,8 triệu
m
3
/ngày). Công suất của nhà máy Dinh Cố hiện nay có thể cung cấp được 1,68
tỷ m
3
thương phẩm một năm (tương đương 4,6 triệu m
3
/ngày).
Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây
được cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa
của đường ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m
3
/ngày (tương đương 7 tỷ m
3
/năm).
Hiện nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m
3
/ngày (tương
đương 4,0 triệu m
2011 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 0,00 1,00 0,00 9,56
2012 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 0,00 1,00 0,00 8,00
2013 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2014 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2015 0,07 0,14 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 0,956
2016 0,04 0,10 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,47
2017 0,47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,60 0,20 8,03
2018 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 1,00 0,50 9,130
2019 0,56 0,07 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,13
2020 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 1,00 0,50 8,00
*Nguồn: Hội nghị khách hàng PVGAS 2005
Trong đó:
I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long).
II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long).
III: Mỏ Emerald (Cửu Long).
IV: Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng.
V: Sư Tử Trắng/
VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn).
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
16
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn).
VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn).
IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn).
X: Lô 12W.
XI: Tổng sản lượng.
1.8. Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn
Ngày 31/05/2001 tại xã An Ngãi huyện Long Đất tỉnh Bà Rịa-Vũng
Tàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi
công cho dự án đường ống dẫn khí Nam
trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị trường đồng thời thu được
hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn.
Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khí
khác với trữ lượng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năng
suất 2-3 tỉ m
3
khí/năm.
1.9. Kết luận.
- Nước ta có nguồn khí với trữu lượng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khí
đồng hành. Việc khai thác khí cũng đang được tiến hành nhưng chưa đi
vào chế biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị.
- Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàm
lượng lưu huỳnh tổng, H
2
S, CO
2
dưới điều kiện cho phép). Do đó, có
thể chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà không
phải đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H
2
S, CO
2
),
giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy.
- LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn. Việc chế biến khí để thu triệt
để LPG là việc nên làm. Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khả
năng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nước ta hiện
nay.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
18
2.2.1 Nguyên liệu
Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP
theo đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG,
Condensate và khí khô. Hiện nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy từ mỏ Rạng
Đông và mỏ Bạch Hổ. Thành phần nguyên liệu vào nhà máy được thống kê
trong bảng 2.1:
Bảng 2.1: Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol)
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
20
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Tên mẫu
Khí Rạng
Đông
Condensate
trắng
Khí sau
làm khô
Khí về bờ
Tên cấu tử % mol % mol % mol % mol
N
2
0,243 0 0,213 0,233
CO
2
0,022 0 0,026 0.033
Metan 79,52 7,919 75,472 75,873
Etan 10,469 8,523 10,574 11,97
Propan 6,366 14,426 6,383 6,671
I-Butan 1,091 6,038 1,556 1,454
N-Butan 1,518 11,73 2,333 2,074
Trọng lượng phân tử
TB, g/mol
20,93 67,63 23,44 22,18
Nhiệt cháy cao, KJ/m
3
(15,5
0
C, 1at)
47782,6 - 52855,2 50298
Nhiệt cháy thấp KJ/m
3
(15,5
0
C, 1at)
43345,7 - 48076,7 45692,2
Lưu lượng: 5,7 triệu m
3
/ngày
áp suất: 60 - 70 bar
Nhiệt độ: 25
0
C
2.2.2 Yêu cầu kỹ thuật về các sản phẩm
- Khí khô thương phẩm
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
21
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống
dẫn khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ
nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và
AMF MF GPP GPP hiện tại
Lưu lượng (triệu m
3
/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7
Nhiệt độ (
0
C) 20,3 30,4 60,8 55
áp suất (bar) 45,4 49,5 48,0 52
Nhiệt trị toàn phần (MJ/m
3
) 49,9 45,2 42,7 42,6
Thành phần (%mol)
C
1
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
+
N
1,23
0,08
0,08
0,006
0,006
0,000
0,250
0,070
0,030
84,8107
13,3255
1,3184
0,0732
0,0671
0,0031
0,0031
0
0,3571
0,0244
-
Bảng 2.2: Chỉ tiêu kỹ thuật của sản phẩm LPG tại nhà máy.
Chỉ tiêu GPP hiện tại
Lưu lượng (tấn/ngày) 1000-1100
Nhiệt độ (
0
C) 44
áp suất (bar) 10
Thành phần (%mol)
C
2
4
i-C
5
n-C
5
cyclo-C
5
C
6
Cyclo-C
6
Benzen
C
7
+
1,1
1,0
26,6
30,3
4,0
19,3
3,0
1,4
13,4
2.3 Các chế độ vận hành của nhà máy
Nhà máy khí Dinh Cố thiết kế để vận hành theo ba chế độ là AMF, MF,
GPP. Cả ba chế độ này đều được đưa vào vận hành theo từng thời kỳ khác
nhau. Nguyên liệu đi vào nhà máy tại từng chế độ hoạt động là như nhau. Chỉ
khác nhau về quá trình làm lạnh. Do đó các sản phẩm ở từng chế độ vận hành
của nhà máy cũng khác nhau.
Là bình tách nằm ngang hoạt động ở áp suất 75 bar và 20
0
C nhận lỏng
từ SC-01/02, tại đây tiếp tục quá trình tách hydrocacbon nhẹ. Để tránh
quá trình tạo hydrat vì giảm áp (từ 109 bar xuống 75 bar) dòng dầu
nóng E-07 được dùng để gia nhiệt cho V-03.
- Deethanizer (C-01):
Là một tháp đĩa dạng van có 32 đĩa. Nguyên liệu vào tháp đi theo hai
dòng, một dòng ra từ đáy của tháp Rectifier C-05 được đưa vào đĩa thứ
nhất. Còn dòng thứ hai vào đĩa thứ 14 từ thiết bị tách V-03. Tháp hoạt
động ở 20 bar, nhiệt độ đỉnh 64
0
C và nhiệt độ đáy là 194
0
. Nhiệm vụ
của tháp C-01 là tách lượng C4- ra khỏi Condensate, cung cấp khí khô
cho các nhà máy điện và bước đầu ổn định nhiệt Condensate.
- Rectifier C-05:
Thiết bị lọc tinh này hoạt động ở nhiệt độ 21
0
C áp suất 45 bar. Tại đây
xẩy ra quá trình tách khí bằng phương pháp ngưng tụ.
- Jet Compressor (bơm hoà dòng EJ-01A/B/C):
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
25
Copyright: Tài liệu đại học ©