TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
KHOA HÓA HỌC & CNTP Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
o0o
NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
Họ tên sinh viên: Lê Huy Hoàng MSSV: 1052010085
Ngày, tháng, năm sinh: 10/10/1992 Nơi sinh: Nghệ An
Ngành: Công nghệ kỹ thuật hóa học
I. TÊN ĐỀ TÀI: Lựa chọn và xây dựng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất LNG từ
nguồn khí miền Trung
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
 Nghiên cứu lựa chọn công nghệ phù hợp để tiến hành mô phỏng và xem xét hiệu quả
kinh tế của dự án.
 Nghiên cứu phương án sản xuất LNG phù hợp với nguồn khí.
 Tiến hành mô phỏng công nghệ.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN: 10/02/2014
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/06/2014
V. HỌ TÊN CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS. Nguyễn Hồng Châu Bà Rịa –Vũng Tàu, Ngày… tháng… năm 2014
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN SINH VIÊN THỰC HIỆN
(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)
TRƯỞNG BỘ MÔN TRƯỞNG KHOA
(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)

những sai sót và khuyết điểm, rất mong sự góp ý của thầy cô để bản báo cáo này của tôi
được hoàn thiện hơn.
Một lần nữa tôi xin chân thành cảm ơn!

Vũng Tàu, ngày 30 tháng 06 năm 2014
Sinh Viên Lê Huy Hoàng
-iii-
MỤC LỤC

TRANG
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT v
DANH MỤC BẢNG vi
DANH MỤC HÌNH x
LỜI MỞ ĐẦU 1
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ LNG VÀ NGUỒN KHÍ TẠI VIỆT NAM 3
1.1. Tổng quan về Liquefied Natural Gas (LNG) 3
1.1.1. Khái niệm và tính chất của LNG 3
1.1.2. Lịch sử phát triển của LNG 4
1.1.3. Thị trường LNG trên thế giới 5
1.2. Tổng quan nguồn khí Việt Nam 8
1.2.1. Cơ sở hạ tầng 8
1.2.2. Nguồn cung 14
1.2.3. Nhu cầu tiêu thụ khí 17
1.2.4. Khả năng cung cấp khí cho dự án sản xuất LNG 19

3.2.4. Hệ thống xử lý các sản phẩm 71
3.3. Thuyết minh mô hình công nghệ nhà máy LNG 75
CHƯƠNG IV. TÍNH TOÁN CÂN BẰNG VẬT CHẤT VÀ MÔ HÌNH KINH TẾ
NHÀ MÁY 81
4.1. Cân bằng vật chất 81
4.2. Tính toán mô hình kinh tế của nhà máy 82
4.2.1. Tính toán sơ bộ chi phí phân phối khí miền Trung vào thị trường miền Nam 82
4.2.2. Kết quả tính toán 83
CHƯƠNG V. TÍNH TOÁN CHU TRÌNH PROPAN 85
5.1. Giới thiệu chu trình làm lạnh 85
5.2. Tính toán chu trình propan 89
5.2.1. Tính toán lưu lượng propan 89
5.2.2. Tính toán năng lượng cho chu trình 91
CHƯƠNG VI. KẾT LUẬN 94
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 96 -v-
DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

C
3
MR Propane precooled Mixed Refrigerant
CAPEX Capital Expenditure Tổng vốn đầu tư
CNG Compressed Natural Gas Khí tự nhiên nén
CPOC ConocoPhillips Optimized Cascade
CPP Compression Platform Plant Giàn nén trung tâm
DMR Dual Mixed Refrigerant
GDC Gas Distriubation Center Trung tâm phân phối khí
GPP Gas Processing Plant Nhà máy xử lý khí

57
Bảng 3.11. Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi loại CO
2
57
Bảng 3.12. Tính chất dòng CO
2
được tách ra 57
Bảng 3.13. Thành phần dòng CO
2
được tách ra 57
Bảng 3.14. Thông số công nghệ tháp hấp thụ khí axit 59
Bảng 3.15. Tính chất dòng DEA dùng để hấp thụ 59
Bảng 3.16. Thành phần dòng DEA dùng để hấp thụ 59
Bảng 3.17. Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi làm ngọt 59
Bảng 3.18. Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi làm ngọt 59
Bảng 3.19. Tính chất dòng DEA sau khi hấp thụ CO
2
60
Bảng 3.20. Thành phần dòng DEA sau khi hấp thụ CO
2
60
Bảng 3.21. Tính chất dòng khí được thu hồi do bị mất mát từ tháp hấp thụ 60
Bảng 3.22. Thành phần dòng khí được thu hồi do bị mất mát từ tháp hấp thụ 60
Bảng 3.23. Thông số công nghệ tháp nhả hấp thụ 60
Bảng 3.24. Tính chất dòng khí axit được tách ra khỏi dòng DEA 61

-vii-
Bảng 3.25. Thành phần dòng khí axit được tách ra khỏi dòng DEA 61
Bảng 3.26. Tính chất dòng dung dịch DEA sau khi được nhả hấp 61
Bảng 3.27. Thành phần dòng dung dịch DEA sau khi được nhả hấp 61

Bảng 3.56. Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan thứ 2 69
Bảng 3.57. Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan đầu tiên 69
Bảng 3.58. Tính chất dòng MR sau khi làm lạnh cho khí tự nhiên 70
Bảng 3.59. Tính chất dòng bổ sung dung môi làm lạnh hỗn hợp 70
Bảng 3.60. Thành phần dòng bổ sung dung môi làm lạnh hỗn hợp 70
Bảng 3.61. Thông số công nghệ máy nén cấp 1 để nén dòng MR 70
Bảng 3.62. Thông số công nghệ máy nén cấp 2 để nén dòng MR 70
Bảng 3.63. Tính chất sản phẩm LNG thương phẩm 71
Bảng 3.64. Thành phần sản phẩm LNG thương phẩm 71
Bảng 3.65. Tính chất dòng khí giàu N
2
71
Bảng 3.66. Thành phần dòng khí giàu N
2
71
Bảng 3.67. Tính chất dòng khí Nitơ sau khi thu hồi lượng metan 72
Bảng 3.68. Thành phần dòng khí Nitơ sau khi thu hồi lượng metan 72
Bảng 3.69. Tính chất dòng Metan được thu hồi từ dòng giàu Nitơ 72
Bảng 3.70. Thành phần dòng Metan được thu hồi từ dòng giàu Nitơ 72
Bảng 3.71. Thông số công nghệ tháp DeButhane 73
Bảng 3.72. Tính chất dòng nạp liệu vào đỉnh tháp 73
Bảng 3.73. Thành phần dòng nạp liệu vào đỉnh tháp 73
Bảng 3.74. Tính chất dòng đỉnh tháp DeButhane 74
Bảng 3.75. Thành phần dòng đỉnh tháp DeButhane 74
Bảng 3.76. Tính chất dòng đáy tháp DeButhane 74
Bảng 3.77. Thành phần dòng đáy tháp DeButhane 74
Bảng 4.1. Cân bằng lượng khí đầu vào và đầu ra của nhà máy 81
Bảng 4.2. Các thông số giả định của nhà máy sản xuất LNG 82
Bảng 4.3. Các chỉ tiêu của mô hình 83
Bảng 4.4. Tổng chi phí phân phối khí miền trung vào miền Nam theo phương án sản xuất

2025) 22
Hình 2.1. Mô hình công nghệ một chu trình làm lạnh 25
Hình 2.2. Chu trình Nitrogen Expander 26
Hình 2.3. Mô hình đơn giản của quá trình SMR 27
Hình 2.4. Mô hình công nghệ hai chu trình làm lạnh 28
Hình 2.5. Mô hình đơn giản của chu trình C
3
MR 29
Hình 2.6. Mô hình cơ bản của quá trình DMR 32

-xi-
Hình 2.7. Mô hình công nghệ ba chu trình làm lạnh 33
Hình 2.8. Mô hình AP-X
TM
đơn giản 34
Hình 2.9. Mô hình công nghệ CPOC 36
Hình 2.10. So sánh hiệu suất năng lượng giữa các công nghệ 38
Hình 2.11. So sánh công suất nhà máy của các công nghệ 39
Hình 2.12. Tỷ lệ theo công suất của các công nghệ sản xuất LNG (2011) 40
Hình 3.1. Sơ đồ khối các quá trình chính của mô hình 44
Hình 3.2. Mô hình thiết bị màng 47
Hình 3.3. Mô hình làm lạnh bằng Propan 49
Hình 3.4. Sơ đồ công nghệ chung 54
Hình 3.5. Sơ đồ hệ thống loại khí axit bằng DEA 58
Hình 3.6. Sơ đồ hệ thống làm lạnh bằng Propan 63
Hình 3.7. Sơ đồ hệ thống làm lạnh và hóa lỏng khí tự nhiên 66
Hình 5.1. Sơ đồ quy trình làm lạnh và giản đồ P-H 85
Hình 5.2. Mô hình hệ thống làm lạnh với ba giai đoạn 89
Hình 5.3. Mô hình dòng vào-ra tháp tách thứ 2 và 3 91
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT

lược phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đến năm 2017 Việt Nam sẽ nhập khẩu
LNG để bổ sung nguồn khí cung cấp cho thị trường miền Nam nhằm đảm bảo nhu cầu
về năng lượng. Còn đối với khu vực miền Trung, hiện nay đã phát hiện được những mỏ
khí mới tiềm năng và sớm đưa vào khai thác trong thời gian tới. Tuy nhiên, thị trường
tiêu thụ khí tại khu vực miền Trung vẫn chưa được phát triển. Do đó, việc xem xét
phương án tiêu thụ lượng khí khai thác được tại miền Trung cần phải được quan tâm
ngay từ bây giờ. Trong số các phương án, việc vận chuyển khí từ miền Trung cung cấp
bổ sung cho thị trường miền Nam là một phương án hay cần được xem xét. Trong báo
cáo này sẽ tập trung nghiên cứu phương án sản xuất LNG từ nguồn khí tự nhiên tại
miền Trung, LNG này sẽ được vận chuyển vào miền Nam và cung cấp bổ sung cho thị
trường miền Nam [2].
Báo cáo này được chia làm 6 chương:
- Chương I: Tổng quan về LNG và nguồn khí tại Việt Nam.
- Chương II: Lựa chọn công nghệ để sản xuất LNG.
- Chương III: Mô phỏng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất LNG.
- Chương IV: Tính toán cân bằng vật chất và Mô hình kinh tế nhà máy.
- Chương V: Tính toán chu trình Propan.
- Chương VI: Kết luận.

Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 3 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ LNG VÀ NGUỒN KHÍ TẠI VIỆT NAM
1.1. Tổng quan về Liquefied Natural Gas (LNG)
1.1.1. Khái niệm và tính chất của LNG [1],[21],[22]
a) Khái niệm:
Liquefied Natural Gas (được viết tắt là LNG) là khí tự nhiên với thành phần
metan lên đến trên 99%, được hóa lỏng bằng cách làm lạnh dòng khí xuống nhiệt độ
dưới -162
o

Hơi nước, ppm
1
H
2
S, ppm
3 – 3,5
Lưu huỳnh tổng, mg/Sm
3

30
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 4 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
Thủy ngân, mg/ Sm
3

0,01
Benzen, ppm
1
Nhiệt trị ở 0
o
C và 101,325 kPa(tối thiểu), MJ/m
3
(kcal/kg)
32,5 (11500)
* Tỷ trọng: (tại áp suất khí quyển)
+ d = 422 kg/m
3
(97% methane, trọng lượng phân tử là 16,7 kg/kg.mol)
+ d = 495 kg/m
3

thực hiện một dự án thương mại nhập khẩu LNG từ Venezuela đến Đảo Canvey. Tiếp
sau đó, một mỏ khí khổng lồ đã được phát hiện ở Hassi R' Mel, Angeria. Vào năm
1964, Vương quốc Anh chính thức trở thành nước nhập khẩu LNG đầu tiên và Algeria
trở thành nước xuất khẩu LNG đầu tiên trên thế giới. Năm 1969, lần đầu tiên Mỹ xuất
khẩu LNG đến Châu Á khi LNG được đưa từ Alaska đến Nhật Bản. Thị trường LNG ở
cả châu Âu và châu Á tiếp tục tăng trưởng nhanh chóng từ thời điểm đó.
1.1.3. Thị trường LNG trên thế giới [12]
Vào năm 2006 chỉ có 13 nước xuất khẩu LNG: Algeria, Australia, Bruney, Ai
Cập, Indonesia, Libya, Malaysia, Nigeria, Oman, Qatar, Trinidad & Tobago, Các tiểu
vương quốc Ả rập thống nhất, Hoa Kỳ và chỉ có 10 nước nhập khẩu LNG. Đến năm
2011 thì nhu cầu LNG tăng mạnh hơn dự đoán. Nhu cầu LNG đạt đỉnh trong năm
2011, chủ yếu do sự gia tăng mạnh nhu cầu khí từ các nước như Nhật, Anh, Trung
Quốc, Ấn Độ và các thị trường mới nổi. Từ năm 2006 đến năm 2011, khối lượng LNG
giao dịch đã tăng từ 159,1 triệu tấn đến 241,5 triệu tấn, phản ánh tốc độ tăng trưởng
khoảng 52%.

Hình 1.1. Kim ngạch xuất nhập khẩu LNG của các nước từ năm 1980 đến 2011
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 6 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
a) Xuất khẩu LNG:
Đến cuối năm 2011, có 18 quốc gia xuất khẩu LNG và có 5 quốc gia khác, cụ thể
là Bỉ, Brazil, Mexico, Tây Ban Nha và Hoa Kỳ tái xuất khẩu LNG sau khi nhập khẩu
từ các nước khác. Qatar đến nay là nước xuất khẩu LNG lớn nhất thế giới. Trong năm
2011, nước này cung cấp 75,5 triệu tấn LNG cho thị trường, chiếm 31% tổng lượng
LNG xuất khẩu toàn cầu. Malaysia đã vượt qua Indonesia trở thành nước xuất khẩu
LNG lớn thứ hai trong năm 2011. Cùng với Úc, 3 nước xuất khẩu thuộc khu vực Thái
Bình Dương chiếm khoảng 27% nguồn cung LNG cho thế giới.

Hình 1.2. Lượng LNG xuất khẩu của các nước năm 2011
b) Nhập khẩu LNG:

a) Khu vực miền Bắc:
Khí thiên nhiên từ bể Sông Hồng là nguồn cung cấp chính cho toàn khu vực miền
Bắc. Nguồn khí này tuy có tiềm năng lớn về trữ lượng nhưng với đặc điểm chứa nhiều
CO
2
nên các mỏ khí tại đây vẫn chưa được phát triển, khai thác. Do đó, cơ sở hạ tầng
công nghiệp khí tại khu vực miền Bắc hiện nay chỉ mới được đầu tư ở mức cơ bản
phục vụ cho việc phân phối sản phẩm nhiên liệu khí (CNG, LPG) cho một số hộ tiêu
thụ công nghiệp.

Nguồn:VietNam Acreage Map - Korea National Oil Coporation
Hình 1.5. Bể Sông Hồng
Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 9 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
Trong giai đoạn đến năm 2025, theo quy hoạch chung cho ngành công nghiệp
khí, việc đầu tư xây dựng cơ sở hạ tầng phục vụ khai thác, vận chuyển, chế biến khí tại
khu vực miền Bắc là cần thiết, nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng khí ngày càng tăng cao.
Theo đó, hệ thống thu gom khí và vận chuyển khí từ các lô 102 – 106 về tỉnh Thái
Bình sẽ được nghiên cứu và triển khai xây dựng trong giai đoạn sau 2018. Đồng thời,
nhà máy xử lý khí tại tỉnh Thái Bình và hệ thống tuyến ống phân phối cho các hộ tiêu
thụ trong các KCN cũng được triển khai xây dựng trong giai đoạn trên. Ước tính, hệ
thống sẽ cung cấp khoảng 1 – 3 tỷ m
3
khí/năm cho khu vực miền Bắc.
b) Khu vực miền Trung:
Cho đến nay, khu vực Trung Bộ vẫn chưa được đầu tư nhiều về cơ sở hạ tầng cho
ngành công nghiệp khí. Nhận biết được tầm quan trọng của ngành công nghiệp này đối
với sự phát triển kinh tế của vùng, “Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp
khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm 2025” của Thủ tướng
Chính phủ đã quy hoạch khu vực Quảng Trị – Quảng Ngãi/Quảng Nam trở thành một

* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Cửu Long:
Là hệ thống vận chuyển và xử lý khí đầu tiên của Việt Nam, giữ nhiệm vụ thu
gom khí đồng hành bể Cửu Long, xử lý và phân phối đến hộ tiêu thụ trong khu vực
Đông Nam Bộ bao gồm:
- Tuyến ống thu gom khí ngoài khơi với tổng chiều dài gần 180 km, công suất
2 – 4 triệu m
3
/ngày thu gom khí từ các mỏ Rạng Đông/Phương Đông, Sư Tử
Đen/Sư Tử Vàng, Rồng/Đồi Mồi, Cá Ngừ Vàng … hòa trộn với khí Bạch Hổ, xử
lý sơ bộ tại giàn nén trung tâm (CPP) và dẫn về Dinh Cố theo tuyến ống 16 inch
Bạch Hổ - Dinh Cố dài 117 km, công suất vận chuyền khoảng 2 tỷ m
3
/năm.
- Nhà máy xử lý khí Dinh Cố (GPP Dinh Cố) đang tách khí khô, LPG và
condensat từ khí Cửu Long với công suất 2 – 2,2 tỷ m
3
khí nguyên liệu/năm. LPG
và condensat sẽ được vận chuyển đến cảng Thị Vải theo 3 đường ống 6 inch dài
25 km.
- Mạng lưới phân phối khí thấp áp đến các đơn vị sản xuất trong các KCN Phú
Mỹ, Gò Dầu như: Nhà máy Vedan Việt Nam, Nhà máy sản xuất gạch men
Taicera, Nhà máy sản xuất thép Bluescope…
Từ năm 2001, do nhu cầu sử dụng khí tăng cao tại khu vực Đông Nam Bộ, hệ
thống cung cấp khí Cửu Long được nâng công suất lên 2,0 – 2,2 tỷ m
3
/năm đảm bảo
cung cấp đủ cho các hộ tiêu thụ trong khu vực này.
* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 1:
Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 1 vận chuyển khí thiên nhiên
bể Nam Côn Sơn vào bờ cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ bao gồm:

khí/năm từ năm 2018;
- Hoàn thiện cơ sở hạ tầng khí khu vực Đông Nam Bộ, phát triển đồng bộ từ
khâu đầu tới khâu cuối của hệ thống khí.
Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn số 2 bao gồm 325 km tuyến ống dưới biển
vận chuyển khí từ khu vực lô 04-3, 05-2&3 đến GPP Nam Côn Sơn số 2 tại Long Hải,
tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu. Khí sau khi được xử lý sẽ được vận chuyển theo tuyến ống
Dinh Cố - Phú Mỹ dài 10 km đến GDC Phú Mỹ phân phối cho các hộ tiêu thụ trong
khu vực. Đồ án tốt nghiệp đại học – Khóa 2010 - 2014 Trường ĐHBRVT
Ngành Công nghệ kỹ thuật Hóa học 13 Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm
* Hệ thống vận chuyển khí PM3 – Cà Mau:
Hệ thống đường ống dẫn khí PM3 – Cà Mau vận chuyển nguồn khí từ lô PM3–
CAA về Cà Mau với sản lượng khí đưa vào bờ khoảng 2 tỷ m
3
khí/năm cung cấp khí
cho các nhà máy điện Cà Mau 1&2 và Nhà máy Đạm Cà Mau. Quy mô đường ống dài
298 km ngoài biển và 27 km trong bờ, công suất thiết kế 2 tỷ m
3
khí/năm, đường kính
ống 18 inch. Hệ thống này đã hoàn thành và đi vào hoạt động từ năm 2007.
Nhu cầu tiêu thụ khí trung bình của nhà máy điện Cà Mau 1&2 và Nhà máy Đạm
Cà Mau khoảng hơn 2 tỷ m
3
/năm. Do đó, từ sau năm 2014, nguồn khí cấp cho Nhà
máy điện Cà Mau 2 sẽ được lấy từ hệ thống đường ống Lô B – Ô Môn.
* Hệ thống vận chuyển khí Lô B – Ô Môn:
Hệ thống vận chuyển khí Lô B – Ô Môn dự kiến sẽ được đưa vào vận hành từ
2018 với công suất thiết kế khoảng 6,4 tỷ m