Chương 4: Xử Lý Khí Thiên Nhiên

4.1 Giới Thiệu

Khí thiên nhiên từ giếng khai thác là hỗn hợp phức tạp gồm: hydrocarbon (chủ yếu methane), hơi nước, H₂S, CO₂, mercaptan, N₂, và các tạp chất khác. Để đưa vào đường ống thương mại, khí phải đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng nghiêm ngặt:

• Hàm lượng nhiệt trị: 1.035 ± 50 BTU/scf (tại Mỹ); tương đương ~8.900–10.400 kcal/Nm³ theo tiêu chuẩn châu Âu.
• Nhiệt độ điểm sương hydrocarbon (hydrocarbon dew point) theo quy định — ngăn ngừa ngưng tụ lỏng trong đường ống.
• H₂S ≤ 4 ppm; CO₂ ≤ 2% thể tích; hơi nước ≤ 7 lb/MMscf.
• Loại bỏ hoàn toàn chất rắn (hạt cặn, ăn mòn).

4.2 Tách Khí–Lỏng (Gas-Liquid Separation)

4.2.1 Cơ Chế Tách Trọng Lực

Thiết bị tách trọng lực (gravity separator / knockout drum) hoạt động dựa trên ba giai đoạn:

1. Tách sơ bộ: khí va vào tấm chắn đầu vào → giọt lỏng lớn rơi do trọng lực.
2. Tách trọng lực: khí chảy qua vùng lắng đọng → giọt nhỏ hơn tách ra.
3. Tách sương: khí qua tấm lưới mist eliminator → giọt siêu nhỏ kết tụ rồi tách ra.

Vận tốc tới hạn (Souders-Brown):

vT = K × √[(ρL − ρg) / ρg]

Trong đó K là hằng số vận tốc tới hạn (ft/s), tra bảng theo loại thiết bị; ρ_L và ρ_g là mật độ lỏng và khí (lb/ft³).

4.2.2 Thiết Kế Thiết Bị Tách 3 Pha

Thiết bị tách 3 pha đồng thời tách khí, dầu/condensate và nước. Hai kiểu bố trí phổ biến:

• Thiết bị đứng (Vertical separator): diện tích nhỏ, phù hợp lưu lượng khí lớn/lỏng nhỏ.
• Thiết bị nằm ngang (Horizontal separator): hiệu quả hơn khi lưu lượng lỏng lớn, phổ biến nhất trong công nghiệp.

Quy trình thiết kế cho separator nằm ngang:

1. Xác định lưu lượng khí q_g và lỏng q_L.
2. Tính K từ GPSA hoặc API 12J.
3. Tính diện tích mặt cắt ngang cần thiết: A_g = q_g,actual / v_T.
4. Xác định đường kính D và chiều dài L thỏa mãn cả pha khí và lỏng.
5. Kiểm tra thời gian lưu (retention time) lỏng ≥ 3–5 phút (dầu và nước).

4.3 Khử Nước Khí Thiên Nhiên

4.3.1 Xác Định Hàm Lượng Nước

Hàm lượng nước trong khí xác định từ biểu đồ McKetta & Wehe hoặc phương trình Bukacek. Đơn vị lb/MMscf (hay mg/Sm³).

4.3.2 Hydrate Khí Thiên Nhiên

Hydrate khí là tinh thể rắn (clathrate) hình thành khi khí và nước tiếp xúc ở nhiệt độ thấp và áp suất cao. Chúng gây tắc nghẽn đường ống và van — tai nạn nghiêm trọng trong khai thác khí ngoài khơi.

Điều kiện tạo hydrate phụ thuộc vào thành phần khí. Các biện pháp ngăn ngừa:

• Khử nước triệt để (dehydration).
• Phun chất ức chế (inhibitor): methanol, MEG (monoethylene glycol).
• Duy trì nhiệt độ trên đường cong hình thành hydrate.

4.3.3 Khử Nước Bằng Hấp Phụ (Adsorption Dehydration)

Dùng vật liệu rắn như silica gel, alumina hoạt tính, hoặc mol sieve (rây phân tử). Đạt điểm sương rất thấp (<−40°C), phù hợp cho khí LNG và khí siêu khô.

4.3.4 Khử Nước Bằng Hấp Thụ TEG

Phổ biến nhất trong công nghiệp: dùng Triethylene Glycol (TEG) hấp thụ nước từ khí trong tháp tiếp xúc (contactor/absorber), sau đó tái sinh TEG trong nồi đun (reboiler) ở ~204°C. Đạt điểm sương −40°C đến −70°C.

Nguyên tắc thiết kế: kiểm soát nhiệt độ tiếp xúc, lưu lượng TEG/kg nước loại bỏ, số đĩa lý thuyết trong tháp hấp thụ.

4.4 Xử Lý Khí Axit (Gas Sweetening)

Loại bỏ H₂S và CO₂ (khí axit) bằng hấp thụ hóa học với dung môi amine:

• MEA (Monoethanolamine): phản ứng mạnh, hấp thụ cả H₂S và CO₂.
• DEA (Diethanolamine): ít ăn mòn hơn MEA, phổ biến hơn trong công nghiệp hiện đại.
• MDEA (Methyldiethanolamine): chọn lọc H₂S so với CO₂, tiết kiệm năng lượng tái sinh.
• Sulfinol: hỗn hợp amine và sulfolane, xử lý đồng thời H₂S, CO₂ và mercaptan.

Quy trình: khí axit đi qua tháp hấp thụ (absorber) ngược chiều với dung dịch amine nghèo → khí ngọt thoát ra đỉnh → dung dịch amine giàu đi qua tháp tái sinh (stripper/regenerator) đun nóng thoát H₂S/CO₂ → amine nghèo hoàn lưu. H₂S thu hồi đưa vào quá trình Claus để thu lưu huỳnh nguyên tố.