lựa chọn và xây dựng mô hình công nghệ nhà máy sản xuất lng từ nguồn khí miền trung đồ án tốt nghiệp

Khí thiên nhiên hóa lỏng LNG có thể được vận chuyển dễ dàng bằng tàu như các sản phẩm lỏng khác xăng, dầu,…, tiết kiệm được chi phí so với việc làm đường ống hoặc vận chuyển khí dưới dạn

KHOA HÓA HỌC & CNTP Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

-o0o -

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

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

Tôi xin cam đoan: Đồ án này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân tôi, được

thực hiện dưới sự hướng dẫn của TS Nguyễn Hồng Châu

Các số liệu và những kết luận nghiên cứu được trình bày trong luận văn này là trung thực và chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào

Tôi xin chịu trách nhiệm về nghiên cứu của mình

Sinh Viên

Lê Huy Hoàng

Với lòng kính trọng và biết ơn sâu sắc, tôi xin chân thành cảm ơn

TS Nguyễn Hồng Châu, người trực tiếp giao đề tài và tận tình hướng dẫn tôi trong suốt

thời gian làm đề tài tốt nghiệp Thầy đã tận tình giúp đỡ, chỉ ra hướng giải quyết cũng như

cung cấp tài liệu để tôi có thể hoàn thành được bản báo cáo này, cũng nhờ đó mà tôi biết

thêm được nhiều điều bổ ích, cũng như hiểu rõ hơn những kiến thức đã học trên ghế nhà

trường

Qua đây tôi cũng xin chân thành cảm ơn các Thầy Cô trong Khoa Hoá học và Công

nghệ thực phẩm Trường Đại Học Bà Rịa – Vũng Tàu đã trang bị cho tôi kiến thức trong

những năm tháng học tập tại trường để hôm nay tôi có thể hoàn thành bản báo cáo đề tài

tốt nghiệp của mình

Trong quá trình nghiên cứu và hoàn thành đề tài này, chắc chắn không tránh được

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

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

CHƯƠNG II LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT LNG 24

2.1 Các loại công nghệ sản xuất LNG 24

2.2 Công nghệ một chu trình làm lạnh 25

2.2.1 Chu trình Nitrogen Expander 25

2.2.2 Công nghệ SMR 26

2.3 Công nghệ hai chu trình làm lạnh 28

2.3.1 Công nghệ C3MR 28

2.3.2 Công nghệ DMR 31

2.4 Công nghệ ba chu trình làm lạnh 33

2.4.1 Công nghệ AP-XTM 33

2.5.1 Nguyên tắc lựa chọn công nghệ 37

2.5.2 Đề xuất công nghệ sản xuất LNG từ nguồn khí miền Trung 41

CHƯƠNG III MÔ PHỎNG MÔ HÌNH CÔNG NGHỆ NHÀ MÁY SẢN XUẤT LNG 43

3.1 Các quá trình chính trong mô hình công nghệ 44

3.1.1 Quá trình xử lý khí đầu vào 44

3.1.2 Quá trình hóa lỏng khí 49

3.1.3 Xử lý các sản phẩm lỏng 50

3.2 Mô hình nhà máy 52

3.2.1 Mô hình công nghệ chung của nhà máy 52

3.2.2 Cụm xử lý sơ bộ khí nguyên liệu 55

3.2.3 Hệ thống hóa lỏng khí 63

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

C3MR 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

IRR Internal Rate Of Return Tỷ suất hoàn vốn nội bộ

KCN Khu công nghiệp

LPG Liquefied Petroleum Gas Khí dầu mỏ hóa lỏng

LNG Liquefied Natural Gas Khí tự nhiên hóa lỏng

MR Mixed Refrigerant Dung môi làm lạnh hỗn hợp NGL Natural Gas Liquids

OPEX Operational Expenses Chi phí vận hành

SMR Single Mixed Refrigerant

MMBtu Million British Thermal Unit Triệu BTU

TRANG

Bảng 1.1 Tiêu chuẩn cho LNG thương phẩm 3

Bảng 1.2 Tổng nhu cầu khí thiên nhiên tại miền Nam năm 2012 17

Bảng 3.1 Thành phần các cấu tử của dòng khí nguyên liệu 43

Bảng 3.2 Tính chất dòng khí nguyên liệu 55

Bảng 3.3 Thành phần dòng khí nguyên liệu 55

Bảng 3.4 Thông số công nghệ tháp tách lỏng 55

Bảng 3.5 Tính chất dòng khí ra 56

Bảng 3.6 Thành phần dòng khí ra 56

Bảng 3.7 Tính chất dòng lỏng ra 56

Bảng 3.8 Thành phần dòng lỏng ra 56

Bảng 3.9 Thông số công nghệ hệ thống màng 57

Bảng 3.10 Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi loại CO2 57

Bảng 3.11 Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi loại CO2 57

Bảng 3.12 Tính chất dòng CO2 được tách ra 57

Bảng 3.13 Thành phần dòng CO2 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 CO2 60

Bảng 3.20 Thành phần dòng DEA sau khi hấp thụ CO2 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 3.26 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 3.28 Tính chất dòng bổ sung thêm DEA 61

Bảng 3.29 Thành phần dòng bổ sung thêm DEA 61

Bảng 3.30 Tính chất dòng bổ sung thêm nước 62

Bảng 3.31 Thành phần dòng bổ sung thêm nước 62

Bảng 3.32 Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi được loại nước 62

Bảng 3.33 Thành phần dòng khí tự nhiên sau khi được loại nước 62

Bảng 3.34 Tính chất dòng nước được tách ra từ khí tự nhiên 62

Bảng 3.35 Thành phần dòng nước được tách ra từ khí tự nhiên 62

Bảng 3.36 Tính chất dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 63

Bảng 3.37 Thành phần dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 63

Bảng 3.38 Tính chất dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 64

Bảng 3.39 Thành phần dòng khí tự nhiên cần làm lạnh 64

Bảng 3.40 Tính chất dòng khí khô 64

Bảng 3.41 Thành phần dòng khí khô 64

Bảng 3.42 Tính chất dòng MR Cool 65

Bảng 3.43 Thành phần dòng MR Cool 65

Bảng 3.44 Tính chất dòng MR Cold 65

Bảng 3.45 Tính chất dòng khí tự nhiên đi vào hệ thống làm lạnh bằng MR 66

Bảng 3.46 Thành phần dòng khí tự nhiên đi vào hệ thống làm lạnh bằng MR 66

Bảng 3.47 Tính chất dòng khí tự nhiên sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn đầu tiên 67

Bảng 3.48 Tính chất dòng LNG sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn thứ 2 67

Bảng 3.49 Tính chất dòng LNG sau khi trao đổi nhiệt giai đoạn thứ 3 67

Bảng 3.50 Tính chất dòng LNG sau khi giảm áp xuống áp suất khí quyển 68

Bảng 3.51 Tính chất dòng MR nóng đi vào thiết bị trao đổi nhiệt 68

Bảng 3.52 Tính chất dòng MR sau khi qua giai đoạn làm lạnh đầu tiên 68

Bảng 3.55 Tính chất dòng MR làm lạnh cho giai đoan thứ 3 69

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 N2 71

Bảng 3.66 Thành phần dòng khí giàu N2 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

trong mô hình hysys 93 Bảng 5.2 Các thông số của chu trình propan theo tính toán 93

TRANG

Hình 1.1 Kim ngạch xuất nhập khẩu LNG của các nước từ năm 1980 đến 2011 5

Hình 1.2 Lượng LNG xuất khẩu của các nước năm 2011 6

Hình 1.3 Lượng LNG nhập khẩu của các nước trong năm 2011 7

Hình 1.4 Giá LNG trung bình tháng 1 từ năm 2007 – 2013 7

Hình 1.5 Bể Sông Hồng 8

Hình 1.6 Các bể KV Nam Trung bộ 10

Hình 1.7 Sản lượng cung cấp khí Cửu Long giai đoạn 2012 – 2025 14

Hình 1.8 Sản lượng cung khí tiềm năng từ KV bể Cửu Long và Phú Khánh 15

Hình 1.9 Sản lượng cung cấp khí Nam Côn Sơn giai đoạn 2012 – 2025 15

Hình 1.10 Sản lượng cung cấp khí Malay – Thổ Chu giai đoạn 2012 – 2025 16

Hình 1.11 Sản lượng cung cấp khí cho KV Bắc Bộ giai đoạn 2012 – 2025 17

Hình 1.12 Nhu cầu tiêu thụ khí KV Đông Nam Bộ (2012-2025) 18

Hình 1.13 Nhu cầu tiêu thụ khí KV Tây Nam Bộ (2012 – 2025) 18

Hình 1.14 Cân đối cung cầu khí cho KV Đông Nam Bộ theo kịch bản cơ sở (2012 – 2025) 20

Hình 1.15 Cân đối cung cầu khí cho KV Đông Nam Bộ theo kịch bản tiềm năng ( 2012 – 2025) 20

Hình 1.16 Cân đối cung cầu khí cho KV Tây Nam Bộ theo kịch bản cơ sở, (2012-2025) 21

Hình 1.17 Cân đối cung cầu khí cho KV Tây Nam Bộ theo kịch bản tiềm năng, (2012-2025) 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 C3MR 29

Hình 2.8 Mô hình AP-XTM 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

LỜI MỞ ĐẦU

Hiện nay, các quốc gia trên thế giới đang tìm kiếm cho mình những nguồn lực để phát triển đất nước như nhân lực, tài chính, năng lượng, tài nguyên, ,… Trong số đó, năng lượng là một trong những nguồn lực cực kỳ quan trọng không thể thiếu Cuộc chạy đua kinh tế giữa các quốc gia hiện nay càng làm tăng nhanh nhu cầu về năng lượng, nhất là nhu cầu năng lượng từ dầu mỏ tại các quốc gia đang phát triển Tuy nhiên, trữ lượng dầu mỏ trên thế giới ngày càng suy giảm và cạn kiệt, do vậy trong những năm gần đây, việc sử dụng nguồn khí tự nhiên làm năng lượng bổ sung để đáp ứng nhu cầu năng lượng của con người ngày càng được quan tâm Không giống như dầu mỏ ở dạng lỏng, khí tự nhiên ở dạng khí nên gây khó khăn, tốn kém trong việc vận chuyển và bảo quản Hiện nay, có nhiều cách để vận chuyển khí tự nhiên từ nơi khai thác đến nơi tiêu thụ như sử dụng đường ống dẫn khí, nén hay hóa lỏng khí tự nhiên Việc vận chuyển khí thiên nhiên giữa các vùng hoặc giữa các quốc gia gần nhau có thể được thực hiện bằng đường ống hay dưới dạng khí tự nhiên nén (CNG) Tuy nhiên, việc vận chuyển khí giữa các quốc gia, khu vực có khoảng cách địa lý xa thì hóa lỏng khí tự nhiên là giải pháp đem lại hiệu quả kinh tế hơn so với các phương pháp khác

Khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) có thể được vận chuyển dễ dàng bằng tàu như các sản phẩm lỏng khác (xăng, dầu,…), tiết kiệm được chi phí so với việc làm đường ống hoặc vận chuyển khí dưới dạng CNG khi thị trường tiêu thụ nằm xa nguồn khí Ngày nay, LNG được xem là nguồn năng lượng sạch, có nguồn cung dồi dào từ các quốc gia giàu tài nguyền khí tự nhiên như Qatar, Úc,… Việc phát triển ngành công nghiệp LNG giúp kìm hãm sự leo thang giá cả của các sản phẩm từ dầu mỏ, giảm sự phụ thuộc vào dầu mỏ và giải quyết được phần nào vấn đề an ninh năng lượng của các quốc gia Ngoài ra, LNG cũng là lựa chọn tốt tại những khu vực có yêu cầu nghiêm ngặt về khói thải như Châu Âu, Bắc Mỹ[20]

Tại Việt Nam, nhu cầu tiêu thụ khí tại khu vực Đông Nam Bô ngày càng tăng cao, trong khi đó lượng khí khai thác tại khu vực này đang trên đà giảm sút Theo chiến 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

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 -162oC ở áp suất khí quyển để dễ dàng tồn chứa và vận chuyển

b) Tính chất:

Những sản phẩm LNG đầu tiên được tạo thành vào cuối thế kỷ XIX, đầu thế kỷ

XX có hàm lượng metan chiếm khoảng 80%, còn lại là các hydrocacbon nặng hơn và các hợp chất phi hydrocacbon Ngày nay, với các công nghệ hiện đại LNG được sản xuất với hàm lượng metan đạt trên 99%, các hydrocacbon nặng và phi hydrocacbon có hàm lượng rất thấp Dưới đây là một số chỉ tiêu và tính chất của LNG thương phẩm:

Thủy ngân, mg/ Sm3 0,01

Nhiệt trị ở 0oC và 101,325 kPa(tối thiểu), MJ/m3(kcal/kg) 32,5 (11500)

* Tỷ trọng: (tại áp suất khí quyển)

+ d = 422 kg/m3 (97% methane, trọng lượng phân tử là 16,7 kg/kg.mol)

+ d = 495 kg/m3 (80% methane, trọng lượng phân tử là 20,9 kg/kg.mol)

* Nhiệt độ sôi: (tại áp suất khí quyển)

+ T = -162oC (97% methane, trọng lượng phân tử là 16,7 kg/kg.mol)

+ T = -160oC (80% methane, trọng lượng phân tử là 20,9 kg/kg mol)

* Giới hạn nổ với không khí: 4 – 16% wt

* Nhiệt độ hóa lỏng hoàn toàn tại áp suất khí quyển: -162oC

Sau khi được hóa lỏng thì LNG giảm được khoảng 600-625 lần về thể tích so với khí tự nhiên ở điều kiện tiêu chuẩn

1.1.2 Lịch sử phát triển của LNG [23]

Khí tự nhiên hóa lỏng xuất hiện lần đầu vào thế kỷ 19 khi nhà hóa học và vật lý người Anh Michael Faraday đã tiến hành thí nghiệm hóa lỏng các loại khí khác nhau, trong đó có khí tự nhiên Năm 1873, kỹ sư người Đức Karl Von Linde đã chế tạo ra máy nén và được ứng dụng lần đầu tiên để làm lạnh khí tại Munich Nhà máy LNG đầu tiên được xây dựng tại miền tây Virginia vào năm 1912 và bắt đầu hoạt động vào năm

1917 LNG được thương mại hóa lần đầu tiên tại Cleveland bang Ohio vào năm 1941

và nó được chứa trong các bồn ở áp suất khí quyển

Vào tháng 01 năm 1959, tàu chở LNG đầu tiên The Methane Pioneer đã vận chuyển 7000 thùng LNG từ Lake Charles, Louisiana, Mỹ đến đảo Canvey, Vương Quốc Anh Sự kiện này đã chứng minh rằng một lượng lớn khí tự nhiên hóa lỏng có thể được vận chuyển một cách an toàn trên biển Trong vòng 14 tháng sau đó, 7 chuyến

vận chuyển LNG bổ sung đã được thực hiện mà chỉ có một vài lỗi nhỏ Với sự thành công đó của The Methane Pioneer, Hội đồng British Gas đã tiếp tục xem xét kế hoạch 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

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:

Nhật Bản và Hàn Quốc là 2 quốc gia nhập khẩu LNG lớn nhất thế giới, tiêu thụ 48% tổng lượng LNG cung cấp cho thị trường trong năm 2011 Con số này cao hơn so với năm 2010 do việc tăng cao nhu cầu của Nhật Bản, nguyên nhân là do thảm họa động đất và sóng thần tại tỉnh Fukushima hồi tháng 3/2011 khiến điện hạt nhân của nước này phải thay thế bằng điện từ khí đốt Một nguyên nhân nữa khiến kim ngạch nhập khẩu LNG toàn cầu tăng trong năm 2011 là do sự xuất hiện nhiều quốc gia nhập khẩu LNG với lượng nhỏ hơn

Hình 1.3 Lượng LNG nhập khẩu của các nước trong năm 2011

c) Giá cả:

Mặc dù khí tự nhiên là một mặt hàng có nhu cầu ngày càng tăng trên toàn cầu, nhưng vẫn chưa có “lĩnh vực riêng” cho thị trường khí đốt Giá của nó được thiết lập bởi các yếu tố như vị trí địa lý, điều khoản thỏa thuận trong các bản hợp đồng và thời gian có ảnh hưởng lớn trong việc xác định giá của LNG toàn cầu Trong thực tế, giá LNG không đồng nhất trên toàn bộ thị trường, giá nhập khẩu LNG tùy thuộc vào từng bản hợp đồng nhập khẩu nhiều hay ít, trong thời gian bao lâu mà sẽ có mức giá riêng biệt, được xác định theo giá trị của mỗi hợp đồng

Hình 1.4 Giá LNG trung bình tháng 1 từ năm 2007 – 2013

1.2 Tổng quan nguồn khí Việt Nam [2],[3]

1.2.1 Cơ sở hạ tầng

Được hình thành và phát triển từ năm 1995, ngành công nghiệp khí Việt Nam đã đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển của đất nước Hiện nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã và đang triển khai đồng bộ tất cả các khâu trong dây chuyền công nghiệp khí từ khai thác, vận chuyển, chế biến và từng bước đa dạng hóa các hộ tiêu thụ khí

Nguồn:VietNam Acreage Map - Korea National Oil Coporation

Hình 1.5 Bể Sông Hồng

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 m3 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 trong những KCN khí lớn của cả nước trong giai đoạn 2016 – 2025

Trên cơ sở đánh giá trữ lượng và khả năng khai thác các mỏ phía Nam bể Sông Hồng, Quy hoạch đã xác định nguồn cung khí thiên nhiên chính cho khu vực miền Trung bao gồm: mỏ Báo Vàng, Sư Tử Biển, Cá Voi Xanh và một số mỏ khác Các mỏ này cung cấp chủ yếu cho tỉnh Quảng Trị và khu vực Quảng Ngãi/Quảng Nam Khí thiên nhiên sẽ được vận chuyển vào bờ và tách Condensate, LPG, Ethane tại nhà máy

xử lý khí với mục đích sử dụng các phân đoạn này làm nguyên liệu cho chế biến sâu, gia tăng giá trị nguồn tài nguyên khí

Trong tương lai, khi đường ống kết nối khu vực Quảng Trị với Quảng Nam/Quảng Ngãi đi vào hoạt động, khu vực Nam Trung bộ sẽ được bổ sung một lượng khí nhằm bảo đảm an toàn về nguồn cung khí cho khu vực này

c) Khu vực miền Nam:

Trong những năm gần đây, khu vực Nam Bộ là thị trường tiêu thụ khí lớn nhất cả nước Nguồn cung cấp chính hiện nay cho khu vực này là khí đồng hành và khí thiên nhiên được khai thác từ ba bể trầm tích: Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay – Thổ Chu Sau khi được khai thác, khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn được vận chuyển vào bờ thông qua hai hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Dinh Cố và Nam Côn Sơn 1 cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ Khí từ bể Malay – Thổ Chu được hệ thống đường ống PM3 – Cà Mau dẫn vào bờ để cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Tây Nam Bộ Mỗi năm, ba hệ thống đường ống này vận chuyển gần 10,5

tỷ m3 khí cung cấp cho khu vực Nam Bộ

Nguồn: VietNam Acreage Map - Korea National Oil Coporation

Hình 1.6 Các bể KV Nam Trung bộ

* 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 m3/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 m3/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 m3 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 m3/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:

- Tuyến ống dẫn khí Lan Tây – Dinh Cố dài 370 km (vận hành từ 2003) vận chuyển khí thiên nhiên thu gom từ các mỏ Lan Tây, Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây, Chim Sáo về GPP Nam Côn Sơn với công suất thiết kế 7 tỷ m3/năm;

- GPP Nam Côn Sơn vận hành từ năm 2003 được thiết kế với công suất khoảng

7 tỷ m3/năm Hiện tại, nhà máy đang xử lý tách khí khô và Condensate để cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong khu vực Bà Rịa, Phú Mỹ…

- Nguồn cung khí từ đường ống Nam Côn Sơn số 1 hiện nay giữ vai trò ngày càng quan trọng khi sản lượng khai thác khí Cửu Long suy giảm nhanh Ước tính, mỗi năm hệ thống Nam Côn Sơn số 1 cung cấp khoảng 7 tỷ m3 khí thiên nhiên cho các hộ tiêu thụ trong giai đoạn đến năm 2024

* Hệ thống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 2:

Hệ thống đường ống vận chuyển và xử lý khí Nam Côn Sơn số 2 dự kiến sẽ được đưa vào vận hành từ năm 2018 với ba mục đích chính:

- Giải quyết sự thiếu hụt công suất vận chuyển tại khu vực Đông Nam Bộ khi sản lượng khai thác khí Cửu Long suy giảm Theo đó, công suất vận chuyển và

xử lý khí sẽ được bổ sung khoảng 3,5 tỷ m3 khí/ năm;

- Đảm bảo khả năng thu gom, vận chuyển khí Hải Thạch/Mộc Tinh, Thiên Ưng/ Mãng Cầu, Đại Hùng vào bờ Cung cấp bổ sung cho thị trường khí nội địa khoảng 3 tỷ m3 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

* 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 m3 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 m3 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 m3/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 m3/năm với mục đích:

- Đảm bảo khả năng vận chuyển khí Lô B và các mỏ tiềm năng trong khu vực lân cận vào bờ, cung cấp bổ sung trên 5 tỷ m3 khí/năm cho thị trường tiêu thụ khí khu vực Tây Nam Bộ Góp phần đạt được mục tiêu chiến lược về sản lượng cấp khí, đảm bảo cung cấp ổn định nguồn khí cho Trung tâm Điện Lực Ômôn (Nhà máy Điện Ômôn 1, 2, 3, 4 và Trà Nóc) và Cà Mau 2 với tổng công suất khoảng 3.600 MW;

- Hoàn thiện cơ sở hạ tầng khí khu vực Tây Nam Bộ, phát triển đồng bộ từ khâu đầu tới khâu cuối của hệ thống khí Đồng thời, tạo tiền đề cho phát triển hệ thống đường ống nối mạng Đông Tây;

- Tạo cơ sở hạ tầng để kích thích phát triển các mỏ nhỏ, mỏ cận biên nhằm bảo đảm nguồn khí cho thị trường nội địa

Hệ thống đường ống bao gồm tuyến ống dưới biển dài 246 km vận chuyển khí từ

Lô B48&52 vào bờ Sau đó, khí sẽ được xử lý tại GPP Cà Mau rồi theo tuyến ống trên

bờ dài 152 km đến các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vực Cần Thơ

1.2.2 Nguồn cung

Tổng sản lượng khai thác khí thiên nhiên tại Việt Nam đạt mức 8,24 tỷ m3 vào năm 2012 và dự kiến tăng lên 13,52 tỷ m3 vào năm 2020

a) Nguồn cung khí Cửu Long:

Nguồn cung khí từ bể Cửu Long gồm các mỏ: Bạch Hổ, cụm mỏ Rồng/Đồi Mồi,

Sư Tử Đen/Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (khai thác thử), Rạng Đông, Phương Đông, Tê Giác Trắng, Cá Ngừ Vàng, Hải Sư Trắng/Hải Sư Đen

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.7 Sản lượng cung cấp khí Cửu Long giai đoạn 2012 – 2025

Sản lượng khí Cửu Long cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ sẽ giảm dần từ 1,62 tỷ m3 vào năm 2013 xuống dưới 0,3 tỷ m3 vào năm 2025 Hiện nay,

hộ tiêu thụ chính của nguồn khí Cửu Long là các nhà máy điện, đạm khu vực Bà Rịa và Phú Mỹ

Nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng khí ngày càng cao cho sản xuất công nghiệp, nguồn cung khí cho khu vực Bình Thuận/Bà Rịa – Vũng Tàu trong tương lai sẽ được

bổ sung từ việc thu gom, khai thác khí tại bể Phú Khánh từ sau năm 2017 Dự kiến công suất cung cấp khí mỗi năm từ bể Phú Khánh đạt khoảng 2 tỷ m3 khí

Nguồn: Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm 2025 (Quyết định số 459/QĐ-TTg ngày 30/3/2011),

Ban Khí PVN

Hình 1.8 Sản lượng cung khí tiềm năng từ KV bể Cửu Long và Phú Khánh

b) Nguồn cung khí Nam Côn Sơn:

Khí thiên nhiên bể Nam Côn Sơn được khai thác từ các mỏ: Lan Tây/Lan Đỏ, Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây, Chim Sáo thuộc các lô 06-1, 11-2, 12w, sau đó được vận chuyển thông qua tuyến ống Lan Tây – Dinh Cố cung cấp cho các hộ tiêu thụ khu vực Đông Nam Bộ Sau năm 2014, nguồn cung khí Nam Côn Sơn sẽ được bổ sung một lượng khí trung bình khoảng 3 tỷ m3/năm từ đường ống Nam Côn Sơn số 2 Hệ thống tuyến ống Nam Côn Sơn số 2 vận chuyển khí thiên nhiên từ khu vực mỏ Hải Thạch/Mộc Tinh, Thiên Ưng tiếp bờ tại Long Hải

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.9 Sản lượng cung cấp khí Nam Côn Sơn giai đoạn 2012 – 2025

Hiện tại, nguồn khí Nam Côn Sơn số 1 đang được tách Condensate tại GPP Nam Côn Sơn Phần khí khô sau khi tách sẽ được đưa về GDC Phú Mỹ cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong khu vực Phú Mỹ, Nhơn Trạch và Hiệp Phước Từ sau năm 2018, nguồn cung khí cho khu vực Đông Nam Bộ sẽ được bổ sung từ đường ống Nam Côn Sơn số

2 Theo đó, tổng sản lượng khí cung cấp từ hai hệ thống đường ống cung cấp khoảng

10 tỷ m3/năm

c) Nguồn cung khí Malay – Thổ Chu:

Từ năm 2007, hệ thống đường ống PM3 – Cà Mau đi vào hoạt động, vận chuyển khí thiên nhiên từ lô PM3 – CAA về Cà Mau cung cấp cho các hộ tiêu thụ vùng Tây Nam Bộ Để đảm bảo nguồn cung khí, từ sau năm 2018, hệ thống đường ống lô B – Ô Môn sẽ đi vào vận hành, bổ sung một lượng khí cung cấp cho khu vực này

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.10 Sản lượng cung cấp khí Malay – Thổ Chu giai đoạn 2012 – 2025

d) Nguồn cung khí miền Bắc:

Khí thiên nhiên từ các mỏ Thái Bình, Hoàng Long, Hắc Long, Hắc Long Bắc dự kiến sẽ cung cấp khoảng 0,4 tỷ m3 khí/năm cho các hộ tiêu thụ công nghiệp khu vực Bắc Bộ

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.11 Sản lượng cung cấp khí cho KV Bắc Bộ giai đoạn 2012 – 2025

1.2.3 Nhu cầu tiêu thụ khí

Thị trường tiêu thụ khí thiên nhiên tại Việt Nam hiện chỉ tập trung tại hai khu vực

là Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ Tổng nhu cầu khí cho sản xuất điện, đạm và thấp áp tại hai vùng này được thể hiện trong bảng 1.2:

Bảng 1.2 Tổng nhu cầu khí thiên nhiên tại miền Nam năm 2012

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.12 Nhu cầu tiêu thụ khí KV Đông Nam Bộ (2012-2025)

Trong những năm gần đây, nền công nghiệp tại khu vực Tây Nam Bộ cũng bắt đầu phát triển Do đó, nhu cầu sử dụng khí chỉ ở mức dưới 2 tỷ m3/năm Từ sau năm

2014, một loạt các nhà máy điện tại khu vực tỉnh Cần Thơ đi vào hoạt động làm cơ sở cho các KCN sẽ được xây dựng trong tương lai tại vùng này Theo đó, nhu cầu tiêu thụ khí trong giai đoạn 2014 – 2025 của toàn miền Tây Nam Bộ trung bình khoảng 6,7 tỷ

m3/năm

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.13 Nhu cầu tiêu thụ khí KV Tây Nam Bộ (2012 – 2025)

Hiện nay, khu vực miền Trung chưa phát triển cơ sở hạ tầng cung cấp khí nên chưa có nhà máy nào sử dụng nguồn khí này trong sản xuất công nghiệp Theo “Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến năm 2030”, dự kiến sau năm 2020 khu vực miền Trung sẽ phát triển một nhà máy nhiệt điện khoảng 1.350 MW, tiêu thụ khoảng 1,3 tỷ m3 khí/năm

1.2.4 Khả năng cung cấp khí cho dự án sản xuất LNG

Định hướng về khả năng cung cấp khí ở từng khu vực dựa trên các phân tích, đánh giá nguồn cung và nhu cầu tiêu thụ khí:

- Nguồn cung: được phân chia thành kịch bản cơ sở và tiềm năng Kịch bản cơ

sở bao gồm tất cả những nguồn cung cấp khí hiện hữu, kịch bản tiềm năng sẽ được thiết lập dựa trên kịch bản cơ sở cộng thêm một số nguồn khí sẽ bổ sung trong tương lai

- Nhu cầu tiêu thụ khí: được phân mức ưu tiên nhằm đảm bảo an ninh năng lượng và an ninh lương thực Do đó, các nhà máy sản xuất điện và các nhà máy sản xuất phân đạm sẽ được ưu tiên hơn so với các hộ tiêu thụ công nghiệp khác a) Khu vực Đông Nam Bộ:

Hiện nay, khu vực Đông Nam Bộ là một trong những vùng kinh tế quan trọng của toàn miền Nam Do đó, nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên cho sản xuất công nghiệp tại khu vực này luôn ở mức rất cao Tuy nhiên, việc cung cấp khí cho các đơn vị vẫn phải đảm bảo ưu tiên cho an ninh năng lượng và lương thực

Nguồn khí Cửu Long và Nam Côn Sơn hiện đang cung cấp cho chín nhà máy nhiệt điện trong khu vực Bà Rịa, Phú Mỹ, Nhơn Trạch, Hiệp Phước với tổng sản lượng trung bình khoảng 6,93 tỷ m3/năm Ngoài ra, đơn vị sử dụng khí cho sản xuất phân đạm hiện nay chỉ có nhà máy Đạm Phú Mỹ với nhu cầu tiêu thụ trung bình khoảng 0,6

tỷ m3/năm

Căn cứ trên số liệu nguồn cung hiện tại và tiềm năng trong tương lai, thiết lập cân đối cung cầu khí nguyên liệu theo hai kịch bản nguồn cung:

* Kịch bản cơ sở:

Nguồn cung cấp khí trong kịch bản cơ sở là nguồn khí thiên nhiên đang cung cấp cho khu vực Đông Nam Bộ từ hai hệ thống đường ống dẫn khí Cửu Long và Nam Côn Sơn 1 Cân đối cung cầu theo kịch bản cơ sở được thể hiện trong hình 1.14:

* Kịch bản tiềm năng:

Nguồn: Ban Khí PVN, 2012

Hình 1.15 Cân đối cung cầu khí cho KV Đông Nam Bộ theo kịch bản tiềm năng (

2012 – 2025)

Nguồn cung khí trong kịch bản tiềm năng là nguồn khí hiện hữu đang cung cấp cho khu vực Đông Nam Bộ và được bổ sung thêm hai nguồn cung khí từ đường ống Nam Côn Sơn số 2 và bể Phú Khánh

Như vậy, kịch bản nguồn khí tiềm năng tại bể Cửu Long và Nam Côn Sơn không thể cung cấp đủ khí cho khu vực Đông Nam Bộ đến năm 2025

b) Khu vực Tây Nam Bộ:

Khi dự án khí – điện – đạm Cà Mau được triển khai, khu vực miền Tây Nam Bộ đang từng bước công nghiệp hóa được đánh dấu bằng sự ra đời của nhà máy điện Cà Mau 1, Cà Mau 2 và nhà máy Đạm Cà Mau Ngoài ra, trong giai đoạn sau 2015, các nhà máy điện Ô Môn trong khu vực Ô Môn – Cần Thơ sẽ đi vào vận hành nhằm đảm bảo nguồn cung cấp điện cho toàn bộ khu vực miền Tây Nam Bộ

Căn cứ trên số liệu nguồn cung hiện tại và tiềm năng trong tương lai, thiết lập cân đối cung cầu khí nguyên liệu theo hai kịch bản nguồn cung

cho các hộ tiêu thụ điện và đạm tại khu vực Tây Nam Bộ Lượng khí thiếu hụt tăng dần

về sau vì sản lượng khai thác khí ngày càng suy giảm

2025

c) Khu vực miền Trung:

Giai đoạn sau 2020, khu vực này sẽ được cung cấp khí từ các mỏ khí tiềm năng, lượng khí này sau khi cung cấp cho nhu cầu thị trường khí miền Trung như sản xuất điện, khách hàng công nghiệp thì dự báo vẫn còn thừa khoảng 4-5 tỷ m3/năm Lượng khí thừa hiện nay vẫn chưa có kế hoạch tiêu thụ cụ thể và là đối tượng nghiên cứu trong báo cáo này: lượng khí này sẽ được dùng để sản xuất LNG và LNG sau đó được vận chuyển vào miền Nam để cung cấp cho thị trường miền Nam

d) Khu vực miền Bắc:

Trong giai đoạn sau năm 2018, khu vực miền Bắc sẽ bắt đầu được cung cấp khí với sản lượng trung bình khoảng 0,4 tỷ m3/năm Lượng khí này dự kiến sử dụng cho nhu cầu tại khu vực miền Bắc mà chủ yếu là cho các hộ công nghiệp Lượng khí này nhỏ, sản xuất LNG sẽ không đem lại hiệu quả cao nên sẽ không được xem xét trong báo cáo này

* Nhận xét đánh giá:

Sau khi xem xét tổng quan ta thấy:

- LNG đang là một loại năng lượng sạch tiềm năng ngày càng được ứng dụng rộng rãi trên thế giới và đang được sự quan tâm đặc biệt của một số quốc gia

- Thị trường LNG trên thế giới đang ngày một phát triển, nhu cầu tiêu thị LNG ở một số quốc gia ngày càng tăng lên

- Tại Việt Nam, nhu cầu tiêu thụ khí tự nhiên sử dụng để cung cấp năng lượng ở một số vùng miền ngày càng tăng cao, nhất là khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ dẫn đến thiếu hụt nguồn cung khí tại đây Trong khi đó, theo dự báo trong tương lai sản lượng khí tại khu vực miền Trung sẽ tăng cao dẫn đến thừa khí Do đó, sẽ tiến hành vận chuyển khí từ miền Trung vào miền Nam để bù đắp cho sự thiếu khí tại đây theo phương án LNG

CHƯƠNG II LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT LNG

2.1 Các loại công nghệ sản xuất LNG [15]

Khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) là khí tự nhiên trong trạng thái lỏng ở áp suất khí quyển và nhiệt độ là -162oC Giảm được khoảng 600-625 lần về thể tích so với khí tự nhiên ở điều kiện tiêu chuẩn, cho phép vận chuyển một lượng lớn LNG bằng đường biển trên các tàu Trong thập kỷ qua, thị trường LNG trên toàn thế giới có sự tăng trưởng đáng kể, cho phép thực hiện mua bán LNG với các hợp đồng ngắn hạn, tức là bên bán có thể giao ngay LNG cho bên mua và kết thúc hợp đồng, khiến LNG trở thành một mặt hàng quan trọng

Hiện nay, có nhiều công nghệ để hóa lỏng khí tự nhiên khác nhau đã được phát triển Theo đó, để hóa lỏng khí tự nhiên có thể sử dụng một, hai hoặc ba chu trình làm lạnh, tùy thuộc vào công suất thiết kế cho nhà máy mà lựa chọn công nghệ nào cho phù hợp để đạt được hiệu quả kinh tế cao nhất Đến thời điểm hiện tại, được sử dụng nhiều nhất là các công nghệ sử dụng hai và ba chu trình làm lạnh, với dòng môi chất làm lạnh

là đơn chất (propane, nitrogene,…) hoặc hỗn hợp các chất (nitrogene, methane, ethane, propane,…) Công suất của các dây chuyền sản xuất LNG luôn được cải tiến, nâng cao nhằm phù hợp với việc khai thác các mỏ khí tự nhiên lớn như tại Qatar, Úc,… và đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của thụ trường LNG Tiêu chuẩn thiết kế chính của các nhà máy này là giảm thiểu cả chi phí đầu tư và tiêu thụ năng lượng Hai mục tiêu đó có thể được thỏa mãn bằng cách tối ưu hiệu quả của nhà máy, có thể chuyển sang việc giảm chi phí đầu tư phần cứng và tăng lượng sản phẩm LNG

2.2 Công nghệ một chu trình làm lạnh

Hình 2.1 Mô hình công nghệ một chu trình làm lạnh

2.2.1 Chu trình Nitrogen Expander [8],[16]

Chúng ta có thể hiểu rằng hóa lỏng khí tự nhiên thành LNG chỉ đơn giản là làm lạnh và ngưng tụ khí tự nhiên bằng cách giảm nhiệt độ của khí tự nhiên xuống dưới nhiệt độ hóa lỏng của nó, khi đó khí tự nhiên sẽ trở thành một chất lỏng đồng nhất gọi

là LNG Đây là cơ sở cho quá trình hóa lỏng đơn giản như quá trình Nitrogen expander được thể hiện như hình 2.1

Để chuyển khí tự nhiên từ dạng khí sang dạng lỏng thì khí tự nhiên được đi qua

bộ phận trao đổi nhiệt để hạ nhiệt độ và hóa lỏng thành LNG Bộ phận trao đổi nhiệt này sử dụng môi làm làm lạnh cho khí tự nhiên là nitơ Nitơ sau khi qua thiết bị trao đổi nhiệt nó được giản nở nhằm tạo nhiệt lạnh để làm lạnh cho khí tự nhiên Sau khi qua thiết bị trao đổi nhiệt, khí tự nhiên đã hóa lỏng được đưa đi lưu trữ Với dòng nitơ, sau khi làm lạnh cho khí tự nhiên áp suất của nó giảm, để tuần hoàn trở lại, nitơ được đưa qua máy nén và thiết bị làm lạnh để đưa đến áp suất và nhiệt độ cần thiết

Hình 2.2 Chu trình Nitrogen Expander

Tuy nhiên, quá trình Nitrogen expander đem lại hiệu quả không cao vì khí tự nhiên khi nạp vào phải được làm lạnh tổ hợp trước, và hiệu suất làm lạnh của quá trình này không cao, gây mất mát do không làm lạnh triệt để Tuy nhiên, hiệu quả của quá trình này có thể được cải thiện bằng cách thêm nhiều cấp độ làm lạnh để thu được hiệu suất cao hơn, nhưng khi tăng thêm cấp độ làm lạnh thì cũng đồng nghĩa với việc tăng thêm mức độ phức tạp của quá trình, tăng chi phí vận hành cũng như các tác động tiềm tàng mà nó có thể mang lại và khả năng hoạt động, mức độ tin cậy của chu trình này cũng cần phải được cân nhắc

2.2.2 Công nghệ SMR [8], [9], [17]

Quá trình làm lạnh đơn bằng hỗn hợp môi chất làm lạnh(SMR) giúp làm giảm số lượng các thiết bị so với các quá trình khác Môi chất làm lạnh của SMR bao gồm các hydrocacbon và Nitơ, thành phần của chúng được điều chỉnh cho phù hợp với biểu đồ đường cong để làm lạnh khí tự nhiên đạt hiệu suất càng cao càng tốt Với số lượng thiết

bị ít hơn và chi phí phải tiêu tốn thấp hơn so với các quá trình khác nên SMR phù hợp với các nhà máy có công suất nhỏ

Quá trình SMR sử dụng một tua bin khí hoặc 2 động cơ điện làm bộ phận điều khiển chu trình làm lạnh của hỗn hợp môi chất Mặc dù, quá trình SMR không thu hút được sự chú ý của các nhà máy LNG trên bờ có công suất lớn, nhưng nó rất phù hợp với các mô hình ở ngoài khơi chủ yếu là do quá trình SMR đơn giản, số lượng thiết bị

ít và giảm được lượng hydrocacbon mất mát Ngoài ra, quá trình SMR có thể có hiệu quả nếu sử dụng quá trình giản nở hai giai đoạn vì khi đó có thể tận dụng hiệu quả khả năng làm lạnh của hỗn hợp môi chất khi giản nở Quá trình SMR được thể hiện như hình 2.2 :

Hình 2.3 Mô hình đơn giản của quá trình SMR

Quá trình này sẽ được trình bày ngắn gọn như sau:

Khí đầu vào của quá trình ở nhiệt độ 35oC, áp suất 50 bar đã được loại bỏ tạp chất

cơ học, các khí axit cũng như nước còn lẫn trong khí sẽ được đưa qua thiết bị làm lạnh ngưng tụ Tại đây, khí tự nhiên sẽ được làm lạnh xuống nhiệt độ -155oC, sau đó dòng khí được đưa qua van giảm áp để giảm áp suất của dòng xuống áp suất khí quyển Khi

đó nhiệt độ của dòng khí tự nhiên giảm xuống -162,9o

C và toàn bộ các hydrocacbon sẽ chuyển từ trạng thái khí sang trạng thái lỏng hoàn toàn

Ở đây, tác nhân để làm lạnh cho khí tự nhiên được chu trình sử dụng là hỗn hợp các chất làm lạnh gồm Nitơ, metan, etan, propan, butan còn gọi là tác nhân làm lạnh tổ hợp (MR) MR sau khi trao đổi nhiệt với khí tự nhiên, nó bị chuyển từ trạng thái lỏng sang trạng thái khí, do đó để quay vòng chu trình nó cần được hóa lỏng trở lại Ra khỏi thiết bị trao đổi nhiệt, nó được đưa qua tháp tách lỏng để tách hết phần lỏng còn lại, sau

đó hỗn hợp khí được đưa qua 2 cấp máy nén, sau mỗi cấp máy nén thì hỗn hợp được làm mát để giảm nhiệt độ do quá trình nén Tiếp theo, nó được qua van giảm áp để làm giảm nhiệt độ xuống nhiệt độ hóa lỏng của hỗn hợp Khi đạt đến nhiệt độ cần thiết, nó được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt để làm lạnh cho khí tự nhiên Tùy vào từng chu trình làm việc mà nó được tùy biến khi trao đổi nhiệt để đạt hiệu suất làm lạnh cao nhất

Khí tự nhiên sau khi được làm lạnh ngưng tụ, nó được đưa qua các thiết bị phân tách để tách phần lỏng không ngưng, cũng như tách các sản phẩm phụ

2.3 Công nghệ hai chu trình làm lạnh

Hình 2.4 Mô hình công nghệ hai chu trình làm lạnh

Với nhu cầu sử dụng LNG trên thế giới ngày càng tăng, đã thúc đẩy sự tăng công suất của các nhà máy LNG, nhưng với các công nghệ một chu trình làm lạnh thì chỉ phù hợp với các nhà máy, cơ sở sản xuất nhỏ Do đó, công nghệ hai chu trình làm lạnh

đã được áp dụng

2.3.1 Công nghệ C3MR [8],[10],[15],[17]

Công nghệ C3MR với 2 chu trình làm lạnh bằng propan và MR đã được ứng dụng cho ngành công nghiệp chế biến khí trong hơn 30 năm, và cho đến nay nó vẫn còn