thuật
1. &nh hng ca vic bsung condensate đn công sung condensate đn công sut các phân xng 4oRqpMpmqX8qhFpmqlcph.pXin.qnKk Pk]nqaigq`eq[ojq`Ulq5Qpmqaig (qpogqnEpqhFpmqlQpmqXj>nqboJp VY=pmqNNql1iqaD6BqBjpmq,j>n ThS. Trịnh Ngọc Trung
KS. Trịnh Thị Thanh Hương, KS. Lê Dương Hải, KS. Hoàng Mạnh Hùng KS. Lê Hồng Nguyên, ThS. Hồ Thị Mỹ Hạnh, KS. La Anh Thảo
Viện Dầu khí Việt Nam
KS. Vũ Ngọc Quân, KS. Nguyễn Phú Quý Anh
Công ty TNHH 1 TV Lọc hoá dầu Bình Sơn
Bài báo này đề cập đến khả năng sử dụng condensate tại Việt Nam và khu vực Đông Nam Á nhằm tận dụng công suất phân xưởng reforming xúc tác (CCR) tại nhà máy lọc dầu Dung Quất. Nhóm tác giả sử dụng phần mềm mô phỏng ProII và quy hoạch tuyến tính LP (Linear Programming) để đánh giá về hai phương diện kỹ thuật và kinh tế của các phương án. Việc sử dụng các nguồn condensate tại Việt Nam và trong khu vực Đông Nam Á để bổ sung cho phân xưởng CCR sẽ đảm bảo công suất hoạt động của phân xưởng CCR, đồng thời cũng đem lại hiệu quả kinh tế cao hơn so với việc sử dụng các nguồn naphtha. Kết quả nghiên cứu này là cơ sở tư vấn cho Công ty TNHH 1 TV Lọc hoá dầu Bình Sơn nâng cao hiệu quả hoạt động của nhà máy lọc dầu Dung Quất.
Nghiên cứu các phương án tận dụng công suất của phân xưởng CCR cho thấy khả năng bổ sung các loại condensate Lan Tây, Rồng Đôi và Cakerawala mang tính khả thi cao do nguồn cung condensate dồi dào, trữ lượng condensate lớn và giá condensate rẻ hơn so với giá naphtha.
Condensate Việt Nam hầu hết là condensate ngọt nhẹ và tương đối sạch với tỷ trọng trong khoảng 0,7494-0,8424, hàm lượng lưu huỳnh trong khoảng 0,0218-0,05 %kl, thành phần naphtha chiếm từ 50-80 % thể tích và hàm lượng tạp chất không cao. Sản lượng conden- sate ở Việt Nam khá dồi dào. Theo định hướng phát triển kinh tế lâu dài thì condensate sẽ là nguồn nguyên liệu quý giá cho hóa dầu và các ngành công nghiệp khác. Ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam có ba bể trầm tích
có khả năng khai thác dầu khí thương mại là bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn và bể Malay - Thổ Chu với tổng trữ lượng conden- sate đến năm 2025 ước tính khoảng 21 triệu tấn, tập trung ở các mỏ của bể Cửu Long và Nam Côn Sơn. Sản lượng khai thác condensate nội địa trung bình khoảng trên 1 triệu tấn/năm và thấp nhất là 0,42 triệu tấn/năm vào năm 2009. Ngoài các nguồn condensate trong nước, các nguồn condensate trong khu vực, đặc biệt là condensate Cakerawala (Malaysia) với tính chất tương đối giống như tính chất condensate Việt Nam và sản lượng khoảng 4.000 thùng/ngày cũng thích hợp sử dụng làm nguyên liệu để bổ sung cho nhà máy lọc dầu Dung Quất. Việc lựa chọn phương án bổ sung condensate cũng cần được cân nhắc dựa trên các đặc tính về kỹ thuật của các phân xưởng.
Dựa theo các đặc tính kỹ thuật của phân xưởng NHT và theo ý kiến đề xuất của tư vấn JGC thì phân xưởng NHT có khả năng chạy quá công suất đến 117% mà không cần phải thay đổi nhiều về thiết kế. Như vậy có thể xem xét phương án bổ sung con- densate để tăng công suất phân xưởng NHT thêm 17% và đồng thời giữ nguyên nhiệt độ cắt phân đoạn naphtha của phân xưởng CDU.
Nhóm tác giả đã sử dụng các phần mềm LP và PRO II để đánh giá tác động lên sự thay đổi về công suất các phân xưởng, thành phần các phân đoạn, cơ cấu sản phẩm và lợi nhuận gộp của nhà máy khi bổ sung thêm condensate Lan Tây (LT), Rồng Đôi (RĐ), và Cakerawala (Cake).
Theo Hình 2 trong trường hợp bổ sung lượng condensate tương ứng để tăng công suất phân xưởng NHT thêm 17%, con-
densate Cakerawala giúp tăng công suất của phân xưởng CCR nhiều nhất trong khi công suất các phân xưởng khác vẫn đảm bảo tăng không quá 17%.
Hình 3 cho thấy khi bổ sung condensate thì hiệu suất các phân đoạn LGO, HGO, AR tăng dưới 10% với mức tối đa phân đoạn LGO khi bổ sung conden- sate Rồng Đôi là 7%.
Với giới hạn 117% công suất NHT tối đa, lượng conden- sate bổ sung tối đa khoảng 7.000 thùng/ngày (Hình 4) tương ứng với công suất phân xưởng CDU tăng tối đa 5% (Hình 5).
Như vậy về phương diện kỹ thuật có khả năng bổ sung con- densate Lan Tây, Rồng Đôi, Cakerawala với lượng tương ứng là 5.700, 7.500 và 5.800 thùng/ngày nhằm tận dụng công suất phân xưởng CCR của nhà máy lọc dầu Dung Quất.
2. Các phng án nhp liu
Nguyên liệu bổ sung con- densate có thể phối trộn với dầu thô rồi nhập vào bể chứa thông qua hệ thống phao rót dầu không bến (SPM) hoặc nhập trực tiếp qua hệ thống cảng xuất sản phẩm Jetty.
a. Hệ thống nhập liệu qua phao rót dầu không bến SPM
Condensate được chở đến tàu chứa dầu thô Bạch Hổ và phối trộn với dầu thô theo phương án “ship to ship” tại mỏ Bạch Hổ, sau đó nguyên liệu sẽ được chở về vịnh Việt Thanh nơi có hệ thống phao rót dầu không bến SDM. Dầu thô cùng conden- sate từ tàu chứa dầu neo ở SPM được bơm qua hệ thống đường ống đặt ngầm dưới biển vào hệ thống kho chứa dầu thô. SPM có khả năng tiếp nhận tàu trọng tải tối đa là 110.000 tấn tương ứng với tải trọng của tàu chở dầu loại Aframax của PV-Trans. Với công
suất bơm dầu là 6.000 m3/h, tàu
chở dầu thô cần khoảng 20 giờ
Hình 2.Ảnh hưởng của việc bổ sung condensate đến công suất các phân xưởng
Hình 3. Ảnh hưởng khi bổ sung condensate đến hiệu suất phân đoạn LGO, HGO, AR
Hình 4.Lượng condensate
để bơm hết dầu về bể chứa dầu thô. Toàn bộ quá trình nhập 1 tàu chở dầu Aframax mất khoảng 36 giờ. Việc bổ sung nguyên liệu thông qua hệ thống SPM không cần bổ sung thêm hệ thống bồn bể cũng như đường ống trong nhà máy. Tuy nhiên, việc bổ sung condensate sẽ làm giảm tần suất rót dầu qua SPM và thời gian dự trữ của bể nhưng không đáng kể (Bảng 1) do lượng condensate bổ sung chỉ chiếm chưa đến 3% thể tích của lượng dầu thô.
b. Hệ thống nhập liệu qua cảng xuất sản phẩm - Jetty
Hệ thống cảng xuất sản phẩm của nhà máy lọc dầu Dung Quất nằm trong vịnh Dung Quất, cách khu vực bể chứa sản phẩm khoảng 2km. Hệ thống cảng xuất sản phẩm có 3 khu xuất và 6 bến xuất sản phẩm. Các bến 1, 2 là
bến dành cho tàu có công suất lớn từ 15.000 đến 30.000 tấn với các sản phẩm chủ yếu là xăng, xăng 90 và Diesel, các bến 3, 4, 5, 6 có công suất từ 1.000 đến 2.000 tấn đối với các sản phẩm LPG và Propylen và công suất từ 3.000 đến 5.000 tấn cho các sản phẩm khác (xăng, xăng 90, diesel, Jet A1/kerosen, fuel oil).
Thời gian chiếm bến được tính toán dựa trên số lượng hàng mỗi năm cho từng bến xuất và tùy thuộc vào thời tiết. Một bến sẽ chiếm khoảng 55% thời gian cấp tối ưu. Đối với sản phẩm xăng, công suất tàu nhập bến từ 15.000 đến 30.000 tấn và thời gian rót sản phẩm tối đa là 8 giờ nên khi nhập naphtha hoặc con- densate qua hệ thống cảng xuất sản phẩm có thể tận dụng bến xuất này.
Để thực hiện được phương
án bổ sung condensate/naphtha, nguyên liệu condensate phải được vận chuyển đến cảng xuất sản phẩm bằng tàu có tải trọng nhỏ từ 5.000 đến 8.500 tấn (tương ứng với lượng cần bổ sung trong 10 - 15 ngày).
Với phương án bổ sung con- densate thông qua cảng xuất sản phẩm, ngoài việc thuê tàu vận chuyển nguyên liệu về cảng xuất sản phẩm còn phải tính toán thêm chi phí xây dựng bồn bể chứa và đường ống nối. Chi phí vận chuyển, xây mới hệ thống bồn bể chứa, đường ống làm cho phương án bổ sung naphtha/con- densate qua hệ thống cảng xuất sản phẩm kém khả thi hơn so với phương án bổ sung qua hệ thống SPM. Bên cạnh đó, theo những thông tin nhận được từ NMLD Dung Quất thì việc nhập liệu thông qua hệ thống cảng xuất sản phẩm hiện tại chỉ thực hiện được với sản phẩm LPG.
Như vậy, sơ bộ có thể thấy rằng việc bổ sung condensate cho NMLD Dung Quất để tận dụng công suất phân xưởng CCR có thể được thực hiện bằng cách pha trộn condensate với dầu thô ngay trên tàu chứa dầu thô.