Dự án đầu tư nâng cấp mở rộng (NCMR) NMLD Dung Quất là dự án nằm trong Quy hoạch phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam giai đoạn đến 2015, định hướng đến 2025 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 223/QĐ-TT ngày 18/02/2009. Ngày 20/07/2010, Thủ tướng Chính phủ cho phép PVN lập dự án đầu tư NCMR NMLD Dung Quất theo công văn số 5054/VPCP-KTN. Dự kiến, NMLD Dung Quất sẽ hoàn thành việc NCMR vào cuối năm 2021.
1.3.1. Nguyên liệu
Sau khi NCMR, công suất NMLD Dung Quất tăng lên 192.000 BPSD. Thiết kế dự kiến sử dụng nguồn dầu thô hỗn hợp gồm 30% dầu Murban và 70% dầu ESPO 346 (Base Crude Blend Case).
Dầu Murban: Là một trong những loại dầu có sản lượng và trữ lượng lớn nhất thế giới. Sản lượng hiện nay khoảng hơn 1,4 triệu thùng/ngày và có thể tăng lên gần 2 triệu thùng/ngày vào năm 2017-2018. Hàm lượng lưu huỳnh khoảng 0,74% kl và API vào khoảng 40,5.
Dầu ESPO: Tổng khối lượng xuất khẩu qua đường ống Kozmino là 450.000 thùng/ngày năm 2013-2015, năm 2016 tăng lên 500.000 thùng/ngày và đạt được 600.000 thùng/ngày từ năm 2018 trở đi. Hàm lượng lưu huỳnh khoảng 0,52% kl và API vào khoảng 34,4.
Ngoài ra, NMLD sau NCMR cũng có thể hoạt động được với hai kịch bản nguyên liệu khác gồm: 50% dầu ESPO 360 và 50% dầu Arab nhẹ (Light Blend Case);
30% dầu Arab nhẹ và 70% dầu ESPO 346 (Heavy Blend Case).
1.3.2. S n phẩm
Sản phẩm chính của NMLD Dung Quất sau NCMR có thể đáp ứng được tiêu chuẩn EURO V. Các sản phẩm thu được của nhà máy được trình bày ở Bảng 1.6
Bảng 1.6. Cơ cấu sản h m NM D Dung Quất sau NCMR [3]
STT Sản phẩm Giá trị Đơn vị tính
1 LPG 1.018 TPSD
2 Propylene 444 TPSD
4 92 RON Gasoline 7.688 TPSD
5 97 RON Gasoline 1.206 TPSD
6 Kero/Jet A1 1.944 TPSD
8 Diesel .9075 TPSD
9 FO Diluent 353 TPSD
10 Lưu huỳnh 105 TPSD
11 Asphalt 1.316 TPSD
Nguồn: AFW, P Model Mass Balance, 24-02-2017
Như vậy, ngoài việc tăng sản lượng của các sản phẩm cũ, NMLD sau NCMR còn sản xuất sản phẩm mới là Asphalt và xăng RON 97.
1.3.3. Công nghệ
Theo nghiên cứu của AFW, nhà thầu FEED cho dự án NCMR, cấu hình NMLD Dung Quất sau NCMR được thể hiện trong Hình 1.3 [3].
Nguồn: AFW, P Model Mass Balance, 24-02-2017
Hình 1.3. Sơ đồ NM D Dung Quất sau NCMR
Trong quá trình NCMR, một số phân xưởng mới được xây dựng để phù hợp với dòng nguyên liệu mới và đáp ứng tiêu chuẩn chất lượng về sản phẩm. Quy mô công suất của các phân xưởng công nghệ bổ sung mới sau NCMR như Bảng 1.7.
Bảng 1.7. Quy mô công suất các h n xư ng công nghệ bổ sung mới [4]
STT Tên Ph n xư ng C ng suất (BPSD)
1 New CDU
(Revamp existing CDU) 192.000
2 VDU 55.000
3 DHDT 48.000
4 SDA 14.900
5 NHT2 21.200
6 GHDT 38.000
7 Alkylation Unit 12.400
8 HGU 57 MMSCFD
9 SRU3/4 210 TPSD - 2x50% (105 TPD each)
10 SWS2 77 T/h
11 ARU2 220 T/h
Nguồn: AFW, Descri tion of Process Units, REV B, 2017
Ngoài ra, một số phân xưởng hiện hữu cũng được nâng công suất để phù hợp với sự tăng nguyên liệu đầu vào của nhà máy. Danh sách các phân xưởng cùng với công suất sau khi nâng cấp được thể hiện trong Bảng 1.8.
Bảng 1.8. Quy mô công suất các h n xư ng hiện h u sau khi n ng cấ [2]
STT Tên Ph n xư ng C ng suất (BPSD)
1 CCR 27.300
2 KTU 16.300
3 RFCC 71.300
4 LTU 21.700
5 PRU 21.700
6 Isomer 10.200
7 LCO HDT 29.000
8 NHT1 23.500
9 SWS1 81 T/h
10 ARU1 107 T/h
Nguồn: AFW, Basic Enginering Data Design, REV A1, 2016
1.4. Tổng quan và lựa chọn sơ bộ c ng nghệ xử lý CO2
Mục tiêu của phần lựa chọn sơ bộ công nghệ xử lý CO2 là tìm ra các công nghệ hiện có trên thế giới cho nhà máy xử lý CO2 trong khí CVX, đáp ứng được yêu cầu về tính chất khí CVX cho quá trình tích hợp vào NMLD sau NCMR căn cứ đề xuất thiết kế của AFW với thành phần CO2 trong khí CVX sau xử lý là 1%tt. Công nghệ phải thỏa mãn được các yêu cầu sau:
Đáp ứng được công suất thiết kế;
Đã được thương mại hóa.
Các thông số cơ bản của nhà máy xử lý CO2 được thể hiện trong Bảng 1.9.
Bảng 1.9. Các thông số cơ bản của nhà máy xử lý CO2 (CTU)
STT Th ng số Giá trị
1 Công suất của nhà máy xử lý khí 1 tỷ Nm3/năm
2 Khí nguyên liệu
- CO2 30% tt
- p suất ~ 35 kg/cm2g
3 Yêu cầu khí sản phẩm
- CO2 1,0% tt
- p suất 34 kg/cm2g
Nguồn: Tổng hợ , 2017
Công nghệ được lựa chọn phải thỏa mãn các yêu cầu về quy mô công suất, thành phần CO2 trong nguyên liệu và sản phẩm như Bảng 1.9. Ngoài ra, lượng khí hydrocarbon thất thoát là một vấn đề lớn cần quan tâm khi xử lý khí. Do đó, công nghệ phải khả thi trong việc thu hồi hydrocarbon, bảo đảm lượng hydrocarbon mất mát không quá 3%. Các công nghệ sau khi đáp ứng các yêu cầu về mặt kỹ thuật sẽ được xem xét về mặt kinh tế để lựa chọn công nghệ phù hợp nhất. Hai loại công nghệ thường gặp để tách loại CO2 trong khí thiên nhiên là Công nghệ màng và Công nghệ Amine.
1.4.1. Công nghệ màng
Màng, được làm bằng polymer, được sử dụng để tách lọc có hiệu quả khí CO2 từ các dòng khí. Vật liệu màng được thiết kế đặc biệt để phân tách các phân tử trong hỗn hợp một cách ưu tiên. Sự phân tách khí hoạt động dựa trên nguyên tắc một số loại khí hòa tan trong và đi qua dễ dàng hơn qua màng polymer so với các loại khí khác. Cấu trúc và các thành phần cấu tại nên một đơn vị màng được mô tả trên Hình I.4.
Nguồn: UOP, 2009
Hình 1.4. Cấu t o màng và hướng di chuyển của khí
Trong các loại khí tự nhiên, CO2 khuếch tán nhanh qua màng vì cấu trúc không gian thẳng hàng và độ hòa tan cao trong một số màng polymer đặc biệt là màng polysulfone. Sơ đồ quy trình tách loại CO2 công nghệ màng 2 giai đoạn được thể hiện trong Hình 1.5.
Nguồn: UOP, 2009
Hình 1.5. Sơ đồ qui trình công nghệ màng 2 giai đo n Những ưu điểm của công nghệ màng:
Có khả năng đáp ứng với nguồn khí có hàm lượng CO2 biến đổi;
Dễ dàng trong vận hành và bảo trì bảo dưỡng do không có/ít có bộ phận chuyển động có thể gây nguy hiểm cho vận hành;
Có khối lượng và diện tích nhỏ;
Dễ dàng mở rộng công suất do được thiết kế theo module;
Có khả năng điều khiển điểm sương của khí.
Tuy nhiên, sử dụng công nghệ màng cũng gặp phải một số bất lợi sau:
Mất mát hydrocacbon cao, lên đến hơn 10% khi sử dụng màng 1 giai đoạn và khoảng dưới 3% đối với công nghệ màng 2 giai đoạn;
Phải lắp đặt cụm làm sạch nguyên liệu trước khi vào thiết bị màng;
Chi phí đầu tư cao;
Chi phí đầu tư/vận hành tăng đáng kể khi sử dụng màng 2 giai đoạn khi phải lắp đặt thêm 1 máy nén khí để giảm lượng hydrocacbon mất mát.
1.4.2. Công nghệ amine
Trong công nghệ này, CO2 trong khí nguyên liệu sẽ bị hấp thụ vào dung môi amine sạch. Sau đó, dòng dung môi amine giàu CO2 sẽ được gia nhiệt để giải hấp CO2. Công nghệ này được áp dụng tương đối nhiều vì có hiệu quả tách loại cao và ổn đinh.
Tuy nhiên, cần nguồn năng lượng lớn để tái sinh dung môi.
Sơ đồ qui trình công nghệ tiêu biểu được mô tả ở Hình I.6.
Nguồn: UOP, 2014
Hình 1.6. Sơ đồ qui trình công nghệ amine tiêu biểu
Các dung môi thường được sử dụng là dung môi bậc hai như DEA hoặc bậc ba như MDEA. Ngoài ra, các dung môi amine hoạt động MDEA đã được phát triển bởi các công ty như BASF, DOW có hiệu quả cao, mất mát hydrocabon thấp và nhiệt độ phân hủy cao. Những ưu điểm của công nghệ amine:
Hiệu quả cao với nguồn khí axit có áp suất riêng phần cao hoặc thấp;
Mất mát hydrocacbon thấp.
Tuy nhiên, công nghệ này vẫn còn một số khó khăn:
Yêu cầu diện tích và khối lượng lớn;
Phải lắp đặt bổ sung cụm tách ẩm do khí sau khi tách loại CO2 là khí bão hòa.
Năng lượng cần cho tái sinh amine cao.
1.4.3. Đề xu t ơ ộ công nghệ
Dựa trên thông tin sơ bộ từ các nhà bản quyền như Airliquid, BASF, UOP và kinh nghiệm của tư vấn, sự so sánh công nghệ màng và công nghệ Amine được trình bày trong bảng 1.10.
Bảng 1.10. So sánh các thông số của công nghệ màng và công nghệ Amine trong việc tách lo i CO2 của khí CVX
M tả Đơn vị C ng nghệ
màng
C ng nghệ Amine
Công suất Tỷ Nm3/năm ~ 1 ~ 1
Vốn đầu tư, ISBL Triệu USD 65,6 32,1
Nạp hóa chất lần đầu Triệu USD - 1,9
Tiêu hao phụ trợ* Triệu USD/năm 8,1 23,3
Điện MW 11,1 0,7
Hơi
- MP - LP
Tấn/giờ -
3,6
1,3 41,2
Nước làm mát m3/giờ 1.000 3.249
Khí nén m3/giờ 500 663
Hóa chất bổ sung Triệu USD/năm - 0,085
Thay thế màng Triệu USD/năm 1,2 -
Ước tính chi phí khấu hao, mất nhiệt lượng và hoạt động hàng năm
Triệu USD/năm 16,9 25,2
Ghi chú:
(*): Chi phí được ước tính theo giá điện lấy theo giá của EVN, các nguồn khác lấy theo giá được đề xuất trong FEED của dự án NCMR của NMLD Dung Quất
Như vậy, qua đánh giá sơ bộ có thể thấy rằng công nghệ Amine có ưu điểm so với công nghệ màng như vốn đầu tư (bao gồm nạp hóa chất lần đầu), mất mát hydrocacbon. Tuy nhiên, do sử dụng nhiều hơi để tái sinh amine dẫn đến chi phí vận hành cao. Từ đó, ước tính chi phí khấu hao, mất nhiệt lượng và hoạt động hàng năm của công nghệ Amine lớn hơn so với công nghệ màng. Vì vậy, công nghệ màng sẽ được lựa chọn áp dụng cho báo cáo này. Trong giai đoạn triển khai tiếp theo, việc lựa chọn công nghệ sẽ được đánh giá chi tiết hơn từ thông tin chi tiết của các nhà cung cấp bản quyền công nghệ màng và Amine như UOP, AirLiquid, BASF,... để có thể lựa chọn công nghệ phù hợp.
1.4.4. Mô t công nghệ lọc màng áp dụng để tách loại CO2 của khí CVX Sơ đồ chi tiết của công nghệ màng được thể hiện trong Hình 1.7.
Nguồn: Air Liquide, 2017
Hình 1.7. Sơ đồ màng tách hai giai đo n để tách lo i CO2 của khí CVX
Trong giai đoạn đầu tiên, màng tách có nhiệm vụ tách khí nguyên liệu thành hai dòng chính: Dòng khí sản phẩm giàu Methane ra khỏi màng chứa 1% CO2 đáp ứng yêu cầu của khí sản phẩm. Dòng giàu CO2 được đưa qua màng thứ hai nhằm tăng thu hồi hydrocarbon. Tại màng thứ 2, dòng giàu Methane được hồi lưu lại màng đầu tiên.
Ưu điểm của công nghệ này là chi phí vận hành thấp, vận hành dễ dàng.
Hiện nay ở Việt Nam cũng đã có một nhà máy xử lý CO2 ngoài giàn khai thác của khí PM3-Cà Mau loại bỏ CO2 từ 16÷66 %tt (trung bình khoảng 40 %tt) xuống 8
%tt trong khí thương phẩm [1].
1Development of natural gas fields with high CO2 in Vietnam, PVN
1.4.5. Kết luận phương án xử lý khí CO2
Công nghệ tách CO2 trong khí CVX được đề xuất theo hướng sử dụng công nghệ màng. Đây là công nghệ đã được áp dụng phổ biến trên thế giới với chi phí vận hành thấp và tốn ít diện tích xây dựng. Khí CVX sau khi xử lý CO2 phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật theo đề xuất của cho quá trình làm nhiên liệu và làm nguyên liệu cho phân xưởng HGU.