Phân tích thành phần, tính chất sản phẩm khí và Condensate mỏ Thiên Ưng

Bài viết giới thiệu kết quả phân tích thành phần, tính chất mẫu khí và condensate mỏ Thiên Ưng, so sánh với tính chất sản phẩm khí và condensate khác tại Việt Nam. Khí tự nhiên mỏ Thiên Ưng có thành phần chủ yếu là methane với hàm lượng dao động từ 75,231 - 76,402 %mol.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2021, trang 16 - 24 ISSN 2615-9902 PHÂN TÍCH THÀNH PHẦN, TÍNH CHẤT SẢN PHẨM KHÍ VÀ CONDENSATE MỎ THIÊN ƯNG Nguyễn Bá Khoa, Nguyễn Huỳnh Anh, Nguyễn Phan Trí, Nguyễn Thị Anh Thư, Nguyễn Hiền Phong, Nguyễn Xuân Hợp, Ngô Thị Loan Lương Thị Hồng Hải, Nguyễn Văn Lam, Nguyễn Thanh Tùng, Nguyễn Văn Hùng, Trương Hữu Đăng Khơi Viện Dầu khí Việt Nam Email: anhnguyenh@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.08-02 Tóm tắt Bài báo giới thiệu kết phân tích thành phần, tính chất mẫu khí condensate mỏ Thiên Ưng, so sánh với tính chất sản phẩm khí condensate khác Việt Nam Khí tự nhiên mỏ Thiên Ưng có thành phần chủ yếu methane với hàm lượng dao động từ 75,231 - 76,402 %mol Tổng thành phần hydrocarbon cịn lại khí mỏ Thiên Ưng chiếm từ 7,083 - 7,123 %mol, hàm lượng hydrocarbon lỏng (C6+) thấp, từ 0,172 - 0,226 %mol Khí mỏ Thiên Ưng khí ngọt, có hàm lượng H2S dao động từ 0,3 - 1,5 ppm Condensate Thiên Ưng có khối lượng riêng 15 oC 0,7743 g/mL nên thuộc loại condensate trung bình so với loại condensate khai thác trước Việt Nam Hiệu suất phân đoạn naphtha condensate Thiên Ưng cao (61,39 % khối lượng) Hàm lượng aromatic thuộc loại trung bình, mang đặc tính chung dầu thô condensate Việt Nam (hàm lượng lưu huỳnh, ni-tơ, nhựa asphaltene thấp; hàm lượng kim loại vi lượng nickel, vanadium thấp) Kết nghiên cứu bổ sung vào hệ thống sở liệu tính chất dầu khí Việt Nam, từ giúp lựa chọn, thiết kế công nghệ phù hợp để khai thác, sử dụng hiệu tài nguyên dầu khí nước Từ khóa: Khí, condensate, tỷ trọng, hàm lượng paraffin rắn, mỏ Thiên Ưng, bể Nam Côn Sơn Giới thiệu Phương pháp nghiên cứu Mỏ Thiên Ưng thuộc Lô 04-3, bể Nam Cơn Sơn, phía Đơng Nam mỏ Bạch Hổ, nơi có độ sâu 120 m nước, cách bờ 270 km Lơ 04-3 Chính phủ giao cho tổ hợp nhà thầu gồm Tập đồn Dầu khí Việt Nam Zarubezhneft (Liên bang Nga) 2.1 Lấy mẫu Vào 23 30 phút ngày 6/12/2016, Liên doanh Việt Nga “Vietsovpetro” hồn thành khoan mở vỉa thành cơng, đón dịng khí condensate từ giếng khai thác TU-6, giàn BK-TNG mỏ Thiên Ưng Sản lượng khai thác mỏ Thiên Ưng giai đoạn 2017 - 2020 trình bày Bảng Ngày nhận bài: 17/3/2021 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 17/3 - 8/7/2021 Ngày báo duyệt đăng: 12/8/2021 16 DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 Do thiết kế giàn đầu giếng WHP - Thiên Ưng có bình tách cao áp, dịng pha (khí, condensate nước) từ giếng khai thác đưa vào bình tách cao áp, khí tách riêng theo đường ống phía bình tách cao áp, vị trí điểm lấy mẫu khí sau bình tách, trước dịng khí đưa qua hệ thống làm khơ khí Mẫu khí mỏ Thiên Ưng lấy giàn đầu giếng Thiên Ưng, theo tiêu chuẩn ASTM D 1145 Điều kiện lấy mẫu sơ đồ vị trí lấy mẫu khí mỏ Thiên Ưng thể Bảng Hình Cũng giống mẫu khí, mẫu condensate lấy đường cho condensate sau bình tách cao áp Áp suất bình tách từ 31,9 - 32,5 barg nhiệt độ từ 44,8 - 46 oC Sơ đồ vị trí lấy mẫu condensate mỏ Thiên Ưng thể Hình PETROVIETNAM Bảng Sản lượng khai thác từ năm 2017 - 2019 dự báo năm 2020 Năm Khí (m3) Condensate (m3) 2017 114.413.014 48.395 2018 139.363.543 52.169 2019 115.131.306 35.659 2020 140.210.243 32.500 Ghi Trích báo cáo Kế hoạch sản xuất kinh doanh PV GAS Bảng Điều kiện, vị trí lấy mẫu mỏ Thiên Ưng TT Tên mẫu TU-1 TU-2 TU-3 TU-4 Vị trí lấy mẫu Sau bình tách cao áp Sau bình tách cao áp Sau bình tách cao áp Sau bình tách cao áp Thời điểm lấy mẫu 8/2019 9/2019 10/2019 11/2019 Hệ thống làm khơ khí Vị trí lấy mẫu khí Bình tách cao áp Production Separator 20V01 Á p suấ t (barg) 31,9 32,5 32,1 32 Nhiệt độ (oC) 45,2 46 45,8 44,8 Đường ống NCS-2 Bộ đo khí Vị trí lấy mẫu condensate Tách nước Condensate Giếng khai thác Nước BK -TNG Hình Sơ đồ vị trí lấy mẫu condensate khí mỏ Thiên Ưng Bảng Danh mục tiêu dùng cho phân tích mẫu khí Tiêu chuẩn Mẫu khí - thành phần hóa học Thành phần khí hydrocarbon C1 - C12 Thành phần khí phi hydrocarbon (O 2; CO; CO2; H2; N2; He; Ar) Mẫu khí - tạp chất Hàm lượng sulfur oxide Hàm lượng H2S Hàm lượng mercaptan COS Tổng hàm lượng lưu huỳnh Hàm lượng nước Mẫu phân tích condensate mỏ Thiên Ưng Vietsovpetro cung cấp Mẫu lấy áp suất khí sau bình tách giàn Thiên Ưng lấy làm đợt sau: - Đợt 1: ngày 14/4/2019; - Đợt 2: ngày 5/5/2019; - Đợt 3: ngày 4/6/2019; Phương pháp ASTM D 1945 ASTM D 1945 ASTM D 5504 ASTM D 5504 ASTM D 5504 ASTM D 5504 ASTM D 5454 - Đợt 4: ngày 13/7/2019 2.2 Phương pháp phân tích Để phân tích tính chất hóa lý mẫu khí condensate, nhóm tác giả sử dụng tiêu chuẩn quốc tế (ASTM, UOP, ISO) Việt Nam Chi tiết tiêu phân tích trình bày Bảng DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 17 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Kết phân tích thành phần, tính chất sản phẩm khí condensate mỏ Thiên Ưng Bảng Danh mục tiêu dùng cho phân tích mẫu condensate TT Tiêu chuẩn Tỷ trọng 10 11 12 13 Điểm chảy Độ nhớt động học Tổng hàm lượng lưu huỳnh Khối lượng phân tử Hàm lượng paraffin rắn Hàm lượng ni-tơ Trị số acid Hàm lượng nhựa Hàm lượng asphaltene Nhiệt lượng cháy Hàm lượng thủy ngân Trị số octane Phương pháp ASTM D 1298-12b ASTM D 5002-11 ASTM D 97-09 ASTM D 445-12 ASTM D 4294-10 Phương pháp nghiệm lạnh UOP A 46-85 ASTM D 3228-08 ASTM D 664-11a GOST 11858 IP 143-04 ASTM D 4809-18 UOP 938-10 ASTM D 2699-18 3.1 Tính chất khí mỏ Thiên Ưng Kết trung bình thành phần và tính chất hóa lý của mẫu khí mỏ Thiên Ưng được trình bày Bảng 3.2 Tính chất condensate mỏ Thiên Ưng Tính chất chung mẫu condensate mỏ Thiên Ưng trình bày Bảng Bảng Thành phần mẫu khí mỏ Thiên Ưng TT 10 11 12 13 14 Thành phần Ni-tơ CO2 Methane Ethane Propane iso-butane n-butane neo-pentane iso-pentane n-pentane H2S Tổng hàm lượng lưu huỳnh Hơi nước Tổng hàm lượng thủy ngân Phương pháp Đơn vị ASTM D 1945 %mol ASTM D 5454 ASTM D 6350 lb/mmscf ppbV Giá trị 0,814 8,354 76,111 7,1 4,337 1,005 1,13 0,005 0,39 0,247 1 46,6 0,0576 Bảng Tính chất hóa lý mẫu khí mỏ Thiên Ưng TT Tính chất Khối lượng riêng (15 oC, atm) Tỷ trọng so với khơng khí (15 oC, atm) Khối lượng phân tử Nhiệt cháy cao Nhiệt cháy thấp Phương pháp ASTM D 3588 ASTM D 3588 ASTM D 3588 ASTM D 3588 ASTM D 3588 Đơn vị kg/m3 kg/kmol MJ/m3 MJ/m3 Giá trị 0,95 0,7752 22,4 42 38,1 Bảng Các tính chất chung condensate mỏ Thiên Ưng TT 10 11 18 Chỉ tiêu phân tích Khối lượng riêng 15 oC (g/mL) Điểm đông đặc/điểm chảy (oC) Độ nhớt 40 oC (cSt) Tổng hàm lượng lưu huỳnh (% khối lượng) Khối lượng phân tử Hàm lượng paraffin rắn (% khối lượng) Hàm lượng ni-tơ (% khối lượng) Áp suất bão hòa (psi) Hàm lượng nhựa (% khối lượng) Hàm lượng asphaltene (% khối lượng) Nhiệt lượng cháy (kcal/kg) Nhiệt lượng cháy (kcal/kg) DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 Trung bình 0,773 -24/-21 0,808 0,0113 135,89 2,31 0,006 7,36 0,12 < 0,05 11.034 10.319 Kết chưng cất đường cong điểm sôi thực theo ASTM D 2892 trình bày Bảng Đặc điểm condensate mỏ Thiên Ưng condensate trung bình, hiệu suất chiếm đa số chủ yếu phân đoạn xăng có nhiệt độ sơi đến 180 oC Vì vậy, nhóm tác giả lựa chọn trình bày chi tiết tính chất đặc trưng phân đoạn Bảng So sánh tính chất sản phẩm khí, condensate mỏ Thiên Ưng với mỏ khác Việt Nam 4.1 So sánh tính chất khí 4.1.1 Hàm lượng methane Trong thời gian khảo sát (khoảng tháng), thành phần khí mỏ Thiên Ưng khơng thay đổi nhiều Hàm lượng methane khí đồng hành mỏ Thiên Ưng 76,111 %mol, so với khí mỏ thu gom hệ thống đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố khí Thiên Ưng có hàm lượng methane mức trung bình Do mỏ khí - condensate, nên cấu tử nặng methane khí ethane, C3-C4, C5, C6+ mức thấp so với khí thu gom vào đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố (Hình 4) 4.1.2 Hàm lượng khí trơ Thành phần khí trơ mỏ Thiên Ưng chứa ni-tơ với hàm lượng 0,814 %mol So với khí thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố, khí đồng hành mỏ Thiên Ưng có hàm lượng khí trơ mức PETROVIETNAM Bảng Số liệu chưng cất điểm sôi thực theo ASTM D 2892 Tỷ lệ khối lượng cộng dồn (%) 1,57 7,36 16,94 25,70 39,65 48 56,10 62,97 65,35 70,42 75,26 100 Nhiệt độ cất (oC) C1- C4 60 80 100 120 140 160 180 190 210 230 > 230 TT 10 11 12 Tỷ trọng d 154 0,5875 0,6391 0,7178 0,7529 0,7746 0,7774 0,7991 0,8011 0,8037 0,8177 0,8255 0,8545 Tỷ lệ thể tích cộng dồn (%) 2,08 9,20 19,69 28,85 43,01 51,46 59,31 65,95 68,24 73,04 77,58 100 o API 109,1 89,9 65,6 56,4 51,1 50,5 45,5 45 44,5 41,5 39,8 34 trung bình bể Cửu Long; khí mỏ Sư Tử thuộc Lơ 15-1 (Cửu Long JOC quản lý) có hàm lượng khí trơ cao phần lớn mỏ lại (Hình 5) 250 200 Nhiêt độ (ºC) 4.1.3 Hàm lượng nước Hàm lượng nước đo khí đồng hành mỏ Thiên Ưng, mẫu lấy sau bình tách cao áp từ 35,6 - 56,5 lb/mmscf So với tiêu chuẩn khí vận chuyển đường ống, hàm lượng nước khí Thiên Ưng cao (< lb/mmscf ), nhiên giàn Thiên Ưng có hệ thống làm khơ khí trước vận chuyển đường ống nên đảm bảo yêu cầu 150 100 50 0 10 20 30 40 % Khối lượng 50 60 Hiệu suất (%) 70 80 90 % Thể tích Hình Đường cong chưng cất điểm sơi thực condensate mỏ Thiên Ưng Bảng Tính chất phân đoạn (Tsđ - 180 oC) TT Chỉ tiêu phân tích Kết Hiệu suất phân đoạn (% khối lượng) (% thể tích) 61,39 63,87 Khối lượng riêng 15 oC (g/mL) 60 o F) Tỷ trọng (d 60 Tỷ trọng (oAPI) 0,7542 0,7545 56,04 Tổng hàm lượng lưu huỳnh (% khối lượng) 0,0003 Hàm lượng ni-tơ (% khối lượng) 0,0009 Áp suất bão hòa (psi) 3,42 Trị số acid (mgKOH/g) 0,036 Trị số octane RON 70 100 4.1.4 Hàm lượng H2S CO2 Hàm lượng H2S CO2 khí Thiên Ưng thể Bảng 10 Khi so sánh với khí từ mỏ khí - condensate khác, khí Thiên Ưng có hàm lượng CO2 cao nhiều mỏ hàm lượng H2S gần thấp mỏ Qua lần lấy mẫu, hàm lượng khí H2S đo khí mỏ Thiên Ưng dao động từ 0,3 - 1,5 ppmV, trung bình ppmV So với mỏ thu gom hệ thống đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố hàm lượng H2S khí mỏ Thiên Ưng mức thấp Hàm lượng CO2 khí đồng hành mỏ Thiên Ưng 8,354 %mol, đường ống khí Nam Cơn Sơn - giai đoạn DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 19 Hàm lượng methane (%mol) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 82,4 85 80 79,7 78,6 79,0 78,8 77,5 76,5 76,1 75 70,6 70,3 70 62,8 62,5 62,0 65 76,1 68,7 65,6 65,5 79,9 75,8 76,6 60,2 60 55 Hình Hàm lượng methane khí mỏ thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố Hàm lượng C6+ (%mol) 3,5 3,0 3,0 2,4 2,5 2,0 1,7 1,3 1,5 1,0 0,5 0,5 2,3 1,6 1,5 1,1 1,0 0,9 0,9 1,4 1,1 0,5 0,2 0,6 0,8 0,2 0,4 0,6 0,0 Tổng hàm lượng khí trơ (%mol) Hình Hàm lượng C6+ khí mỏ thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 3,61 0,81 1,17 0,55 0,39 0,43 0,54 0,21 1,36 1,16 1,39 0,86 0,53 0,37 0,34 0,25 0,12 0,38 0,16 0,38 0,04 Hình Hàm lượng khí trơ khí mỏ thu gom vào đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố 20 DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 0,87 PETROVIETNAM Bảng 10 Thành phần H2S CO2 khí mỏ Thiên Ưng Thành phần CO2 H2S Đơn vị %mol ppmV Giá trị nhỏ 8,009 0,3 45 Giá trị lớn 8,780 1,5 40,6 40 32,3 35 Hàm lượng H2S (ppmV) Trung bình 8,354 30 25 17,9 20 14,0 15 7,5 10 9,3 1,0 1,0 9,6 14,0 10,1 6,4 6,7 6,5 9,9 6,3 12,7 9,6 0,9 0,2 2,2 0,6 Hình Hàm lượng khí H2S khí mỏ thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố 8,35 Hàm lượng CO2 (%mol) 3,12 1,80 0,12 0,09 0,09 0,04 0,20 0,14 0,17 0,21 0,13 0,20 0,83 0,07 1,29 0,18 0,22 0,03 0,10 0,01 0,07 Hình Hàm lượng khí CO2 khí mỏ thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố thu gom khí mỏ Thiên Ưng Đại Hùng, có hàm lượng CO2 cao (mỏ Đại Hùng có CO2 > %mol) Hệ thống đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố, đưa vào vận hành từ năm 1995, đến hoạt động 20 năm Theo yêu cầu từ PV GAS, để đảm bảo an toàn vận hành, tất cả các nguồn khí đưa vào đường ống, cần phải đảm bảo hàm lượng CO2 sau quá trình hịa trộn khơng vượt quá giới hạn %mol Việc kiểm soát lưu lượng khai thác để hàm lượng CO2 đường ống khí giới hạn quan trọng để vận hành an toàn đường ống DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 21 Tổng hàm lượng thủy ngân (ppbV) THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 50 45 40 35 30 25 20 15 10 43,6 18,2 0,1 0,3 0,7 0,5 0,5 0,7 1,6 4,8 0,6 0,9 0,9 1,1 1,2 1,5 1,01,0 1,8 2,2 5,7 Hình Hàm lượng khí thủy ngân khí mỏ thu gom đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố 4.1.5 Hàm lượng thủy ngân Hàm lượng thủy ngân khí mỏ Thiên Ưng 0,06 ppbV thấp khí thu gom vào đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố Tham khảo hợp đồng thu gom, vận chuyển khí mỏ bể Cửu Long mức thủy ngân hồn tồn đáp ứng u cầu (< ppbV) Khí mỏ Thiên Ưng có hàm lượng tạp chất H2S thủy ngân thấp, tổng thành phần hydrocarbon chiếm 90 %mol Nhiệt trị không cao đáp ứng yêu cầu so sánh với hợp đồng thu gom khí mỏ bể Cửu Long Với chất lượng khí vậy, việc thu gom khí Thiên Ưng đưa bờ chế biến sử dụng góp phần vào việc gia tăng sản lượng đảm bảo an ninh lượng quốc gia Tuy nhiên, có hàm lượng CO2 cao, việc vận hành sản xuất cần có lưu ý đặc biệt vấn đề ăn mịn đường ống nội mỏ cần kiểm sốt lưu lượng khai thác để hàm lượng CO2 khí chung hệ thống đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố phải thấp %mol, đáp ứng yêu cầu an tồn đường ống 4.2 So sánh tính chất condensate Thiên Ưng với loại condensate khác Việt Nam Kết so sánh tỷ trọng hàm lượng paraffin rắn condensate Thiên Ưng với loại condensate khác Việt Nam thể Hình 10 Tỷ trọng loại condensate nằm khoảng từ 0,74 - 0,82 g/mL (Hình 10) Như vậy, condensate có tỷ 22 DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 trọng nhỏ số condensate phân tích condensate Lan Tây (0,7491 g/mL), tiếp đến condensate Thái Bình (0,7516 g/mL) nặng condensate Mộc Tinh (0,8291 g/mL) Do có khác biệt lớn tỷ trọng nên giá trị khối lượng phân tử loại condensate chênh lệch lớn Theo phân tích trước gần cho thấy condensate Lan Tây condensate Thiên Ưng chưng cất thu chủ yếu phân đoạn naphtha với hiệu suất cao chưng cất đến nhiệt độ sơi cuối khoảng 230 oC; cịn condensate Mộc Tinh, việc thu phân đoạn naphtha với hiệu suất trung bình cịn thu phân đoạn gas oil với hiệu suất cao chưng cất đến nhiệt độ sôi cuối 360 oC Hàm lượng paraffin rắn condensate Thiên Ưng thấp (2,14 % khối lượng) dẫn đến điểm chảy condensate Thiên Ưng thấp -21 oC Trong đó, hàm lượng paraffin rắn số condensate khác Việt Nam condensate Mộc Tinh (10,82 % khối lượng), condensate Hải Thạch (10,95 % khối lượng) condensate Sư Tử Trắng (13,36 % khối lượng) cao, với điểm chảy tương ứng 12 oC, 27 oC 18 oC Trong nhiệt độ vùng cận đáy biển Việt Nam khu vực có mỏ dầu khí dao động từ 22 - 28 oC [1], thấp từ - 10 oC so với nhiệt độ đơng đặc condensate có điểm chảy cao (27 oC), điều gây tượng lắng đọng paraffin làm tắc nghẽn đường ống trình khai thác vận chuyển PETROVIETNAM vận chuyển đường ống nên đảm bảo yêu cầu 0,8400 Tỷ trọng (g/mL) 0,8200 0,8000 0,7800 0,7600 0,7400 0,7200 0,7000 Thiên Thái Sư Tử Lan Rồng Báo Báo Phương Lan Ưng Bình Trắng Tây Đơi Vàng Đen Đơng Đỏ Loại condensate Mộc Hải Tinh Thạch Hàm lượng paraffin rắn (% khối lượng) Hình Tỷ trọng loại condensate Việt Nam 16 14 12 10 Thiên Thái Sư Tử Rồng Báo Báo Phương Lan Ưng Bình Trắng Đơi Vàng Đen Đơng Đỏ Loại condensate Mộc Hải Tinh Thạch Hình 10 Hàm lượng paraffin rắn loại condensate Kết luận kiến nghị Khí mỏ Thiên Ưng khí tự nhiên có thành phần chủ yếu methane với hàm lượng dao động từ 75,231 - 76,402 %mol Tổng thành phần hydrocarbon lại (C2+) chiếm tỷ lệ thấp, từ 7,083 - 7,123 %mol; hàm lượng hydrocarbon lỏng (C6+) thấp, từ 0,172 - 0,226 %mol Khí Thiên Ưng khí hàm lượng H2S khí dao động từ 0,3 - 1,5 ppmV, trung bình ppmV So với khí mỏ thu gom hệ thống đường ống Bạch Hổ Dinh Cố hàm lượng H2S khí mỏ Thiên Ưng mức thấp, tạp chất khí phi hydrocarbon nên khí có chất lượng tốt Tuy nhiên, tổng hàm lượng thành phần khí có tính acid (H2S + CO2) cao nên cần lưu ý xử lý loại khí trước đưa vào vận chuyển sử dụng Hàm lượng nước đo khí đồng hành mỏ Thiên Ưng, mẫu lấy sau bình tách cao áp từ 35,6 - 56,5 lb/mmscf So với tiêu chuẩn khí vận chuyển đường ống (< lb/mmscf ), hàm lượng nước khí Thiên Ưng cao, nhiên giàn Thiên Ưng có hệ thống làm khơ khí trước Theo phân loại khối lượng, condensate Thiên Ưng có khối lượng riêng 15 oC 0,7743 g/mL nên thuộc condensate trung bình so với mỏ condensate khai thác trước Việt Nam; có hiệu suất phân đoạn naphtha cao (61,39 % khối lượng), có hàm lượng aromatic thuộc loại trung bình, mang đặc tính chung dầu thơ condensate Việt Nam hàm lượng lưu huỳnh, hàm lượng ni-tơ, hàm lượng nhựa hàm lượng asphaltene thấp, kim loại vi lượng nickel, vanadium thấp Tuy nhiên, condensate mỏ Thiên Ưng không phù hợp để phối trộn làm nguyên liệu cho Nhà máy Lọc dầu Dung Quất với tỷ lệ lớn, tỷ trọng condensate thấp Condensate Thiên Ưng sử dụng để phối trộn với xăng reformate nhà máy lọc có trị số octane cao để sản xuất xăng thương mại Phân đoạn Tsđ - 180 oC, có hiệu suất vào loại cao (61,39 % khối lượng), hàm lượng n-paraffin cần để chuyển hóa thành iso-paraffin chiếm tỷ lệ thấp, 18,08 % khối lượng, hàm lượng iso-paraffin chiếm tỷ lệ cao 27,28 % khối lượng Do phân đoạn khơng phù hợp để làm nguyên liệu cho Phân xưởng ISOM [2] Do hàm lượng lưu huỳnh thấp (0,0003 % khối lượng - ppm) nên sử dụng làm nguyên liệu cho cụm phân xưởng NHT - CCR [3] Phân đoạn có trị số octane thấp (70), nhiên pha xăng trực tiếp với tỷ lệ phối trộn phù hợp Nhìn chung, loại condensate khai thác thương mại hóa từ trước Việt Nam có hàm lượng lưu huỳnh, hàm lượng ni-tơ, hàm lượng nhựa asphaltene thấp DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 23 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Đây đặc điểm thuận lợi khai thác, vận chuyển chế biến condensate Việt Nam Tài liệu tham khảo [1] Đào Thị Hải Hà, Hoàng Linh Lương Văn Tuyên, “Tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô nhiều parafin mỏ Bạch Hổ trình khai thác vận chuyển ester poly - triethanolamine”, Tạp chí Dầu khí, Số 5, trang 26 - 35, 2013 [2] Đinh Thị Quỳnh Như nnk, “Xây dựng danh mục tiêu phân tích dầu thô phục vụ xây dựng liệu sở”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2005 [3] Trịnh Ngọc Trung nnk, “Nghiên cứu khả bổ sung nguyên liệu naphtha nặng cho cụm CCR Nhà máy Lọc dầu Dung Quất để đáp ứng tối đa công suất phân xưởng CCR tăng trị số octan cho xăng”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2009 ANALYSING THE COMPOSITION AND PROPERTIES OF GAS AND CONDENSATE PRODUCTS OF THIEN UNG FIELD Nguyen Ba Khoa, Nguyen Huynh Anh, Nguyen Phan Tri, Nguyen Thi Anh Thu, Nguyen Hien Phong, Nguyen Xuan Hop, Ngo Thi Loan Luong Thi Hong Hai, Nguyen Van Lam, Nguyen Thanh Tung, Nguyen Van Hung, Truong Huu Dang Khoi Vietnam Petroleum Institute Email: anhnguyenh@vpi.pvn.vn Summary The article presents the analysis results for the composition and properties of gas and condensate samples collected from Thien Ung field, as compared with the properties of other gas and condensate products in Vietnam The largest component of natural gas from Thien Ung field is methane with the content ranging from 75.231 to 76.402 %mol The remaining hydrocarbon components in Thien Ung natural gas make up from 7.083 to 7.123 %mol, in which liquid hydrocarbon content (C6+) is very low, from 0.172 to 0.226 %mol Thien Ung natural gas is a sweet gas with H2S content ranging from 0.3 to 1.5ppm The density of Thien Ung condensate at 15 oC is 0.7743 g/ml, so this is an average condensate compared to other condensates that have been produced in Vietnam The mass yield of naphtha distillation cut from Thien Ung condensate is high (61.39%mass) Aromatic hydrocarbon content is at average level with common characteristics of crude oils and condensates in Vietnam (low contents of sulfur, nitrogen, resin and asphaltene; trace metal nickel and vanadium contents are also very low) The results of this study provide additional data to the Vietnam oil and gas properties database system, which will facilitate the selection and design of suitable technologies for effective extraction and use of the domestic oil and gas resources of Vietnam Key words: Gas, condensate, proportion, solid paraffin content, Thien Ung field, Nam Con Son basin 24 DẦU KHÍ - SỐ 8/2021 ... sánh tính chất sản phẩm khí, condensate mỏ Thiên Ưng với mỏ khác Việt Nam 4.1 So sánh tính chất khí 4.1.1 Hàm lượng methane Trong thời gian khảo sát (khoảng tháng), thành phần khí mỏ Thiên Ưng. .. SỐ 8/2021 17 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Kết phân tích thành phần, tính chất sản phẩm khí condensate mỏ Thiên Ưng Bảng Danh mục tiêu dùng cho phân tích mẫu condensate TT Tiêu chuẩn Tỷ trọng 10... 2699-18 3.1 Tính chất khí mỏ Thiên Ưng Kết trung bình thành phần và tính chất hóa lý của mẫu khí mỏ Thiên Ưng được trình bày Bảng 3.2 Tính chất condensate mỏ Thiên Ưng Tính chất chung