ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
.………o0o……….

ĐỖ THỊ HỒNG HẠNH

THIẾT KẾ TỐI ƯU QUY TRÌNH CƠNG NGHỆ KẾT HỢP
GIỮA KỸ THUẬT TÁCH MÀNG VÀ HẤP THỤ BẰNG
DUNG DỊCH AMINE ĐỂ TÁCH KHÍ CO2 RA KHỎI KHÍ
THIÊN NHIÊN CÓ HÀM LƯỢNG CO2 CAO

Chuyên ngành : Kỹ thuật Hoá dầu và Lọc dầu
Mã số: 8520305

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP.HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2023


Cơng trình được hồn thành tại: Trường Đại Học Bách Khoa – ĐHQG TP.HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. Nguyễn Thành Duy Quang….
Chữ ký:………………………………………….
Cán bộ chấm nhận xét 1: PGS.TS Ngô Thanh An…………………
Chữ ký:………………………………………….
Cán bộ chấm nhận xét 2: PGS.TS Nguyễn Tuấn Anh……………..
Chữ ký:………………………………………….
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại Học Bách Khoa, ĐHQG Tp.HCM
ngày 14 tháng 07 năm 2023.
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1. Chủ tịch: GS.TSKH Lưu Cẩm Lộc………………………………..
2. Phản biện 1: PGS.TS Ngô Thanh An………………………………….

3. Phản biện 2: PGS.TS Nguyễn Tuấn Anh……………………………
4. Ủy viên: TS.Lưu Xuân Cường……………………………………
5. Thư ký: TS.Đào Thị Kim Thoa………………………………….
Xác nhận của Chủ Tịch Hội Đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên
ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT HĨA HỌC


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên: Đỗ Thị Hồng Hạnh
MSHV: 1970257
Ngày, tháng, năm sinh: 20/10/1992
Nơi sinh: Bình Phước
Chun ngành: Kỹ thuật Hóa dầu và Lọc dầu
Mã Số:8520305
1- TÊN ĐỀ TÀI: Thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp giữa kỹ thuật tách
màng và hấp thụ bằng dung dịch amine để tách khí CO2 ra khỏi khí thiên nhiên có
hàm lượng CO2 cao - Optimal design of a hybrib separation process that integrates
membrane separator with amine absorber for removing CO2 from high-CO2 content
natural gas resources
NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
- Sử dụng nguồn nguyên liệu khí đầu vào là một nguồn khí thiên nhiên có hàm

lượng CO2 cao ở Việt Nam, khảo sát và tính tốn thiết kế các quy trình cơng
nghệ xử lý khí CO2 như sau:
- Quy trình hấp thụ bằng dung dịch amine (các bước thực hiện bao gồm: lựa
chọn loại amine phù hợp với khí ngun liệu; tính tốn thiết kế quy trình,
tiến hành mơ phỏng trên phần mềm mơ phỏng, tính tốn & đánh giá chi phí
đầu tư và chi phí vận hành)
- Quy trình kết hợp giữa kỹ thuật tách màng (membrane separation) và hấp thụ
bằng dung dịch amine (các bước thực hiện bao gồm: đề xuất sơ đồ quy trình
cơng nghệ; thiết lập và giải bài tốn tối ưu hóa để tối ưu hóa quy trình cơng
nghệ, tiến hành mơ phỏng trên phần mềm mơ phỏng, tính tốn & đánh giá
chi phí đầu tư và chi phí vận hành)
II. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 06/02/2023
III. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 11/06/2023
IV. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS. NGUYỄN THÀNH DUY QUANG
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN
(Họ tên và chữ ký)

Tp.HCM, ngày tháng
năm 2023
CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO
(Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT HOÁ HỌC
(Họ tên và chữ ký)

i


LỜI CẢM ƠN
Lời đầu tiên em xin chân thành cảm ơn trường Đại Học Bách Khoa đã tạo điều kiện

để học viên chúng em có một mơi trường học tập thoải mái về cơ sở hạ tầng cũng
như cơ sở vật chất. Cám ơn thầy cô trong khoa Kỹ thuật Hố học đã tận tình giảng
dạy cho em những kiến thức trong suốt thời gian học tập tại trường.
Em xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc trước những quan tâm, hướng dẫn, giúp đỡ và chỉ
bảo nhiệt tình khơng biết mệt mỏi của thầy TS. Nguyễn Thành Duy Quang. Thầy đã
truyền đạt kiến thức và kinh nghiệm quý báu để giúp em hoàn thành luận văn này.
Thầy đã truyền đạt cho em những cách tư duy và giải quyết vấn đề khi gặp vấn đề
trong thời gian làm luận văn, đó là những bài học, là hành trang quý báu cho em
trên con đường học tập, làm việc và sự nghiệp sau này.
Em xin trân thành cảm ơn đến Tổng Công ty TMXNK Thanh Lễ đã giúp đỡ tạo mọi
điều kiện về thời gian để em có thể hồn thành được nhiêm vụ được giao. Em xin
cảm ơn gia đình và bạn bè đã động viên, hỗ trợ trong suốt thời gian học tập.
Tp. Hồ Chí Minh, ngày 03 tháng 07 năm 2023

ii


TÓM TẮT LUẬN VĂN
Nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên phục vụ cho đời sống, các bể khí
chứa nhiều CO2 được tận dụng khai thác nhiều hơn. Nhiều cơng nghệ làm ngọt khí
đã ra đời và phát triển nhằm nâng cao chất lượng khí thiên nhiên đáp ứng tiêu chuẩn
khí khơ thương mại. Với mục tiêu, thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp giữa
kỹ thuật tách màng và hấp thụ bằng dung dịch amine để tách khí CO2 ra khỏi khí
thiên nhiên có hàm lượng CO2 đạt đến tiêu chuẩn khí khơ thương mại. Luận văn
thiết lập mơ hình tốn học cho thiết bị tách màng trên Matlab có kiểm chứng mơ
hình tốn học với số liệu thực nghiệm được công bố trong công trình nghiên cứu.
Sau đó, thiết lập mơ hình hồn chỉnh cho quy trình phân tách kết hợp tách màng –
hấp thụ amine trên Matlab bao gồm các phương trình cân bằng vật chất, phương
trình mơ hình tốn học của màng tách và phương trình chi phí đầu tư, chi phí vận
hành và công suất tiêu thụ của nồi sôi theo hai thông số vận hành là nồng độ CO2 và

lưu lượng dịng khí nhập liệu vào quy trình hấp thụ. Các thông số vận hành và các
thông số kinh tế được tìm ra bằng cách sử dụng thuật tốn Genetic Algorithm (thuật
toán di truyền) trên phần mềm Matlab.

iii


ABSTRACT
In order to meet the needs of using natural gas for life, CO2 higher natural gas are
used more. Many gas sweetening technologies have been introduced and developed
to improve the quality of natural gas to meet commercial dry gas standards. With
the goal, optimally design a technological process that combines membrane
separation and amine absorption techniques to separate CO2 from natural gas with
CO2 content reaching commercial dry gas standards. The thesis establishes a
mathematical model for the membrane separation device on Matlab with the
mathematical model verified with experimental data published in the research work.
Then, set up a complete model for the combined separation process of membrane
separation - amine absorption on Matlab including the material balance equations,
mathematical modeling equations of the separating membrane and the equations of
investment cost, operating cost and power consumption of the boiling pot according
to two operating parameters, CO2 concentration and gas flow rate input into the
absorption process. The operating parameters and economic parameters were found
using the Genetic Algorithm (genetic algorithm) on Matlab software.

iv


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, luận văn này là do chính tơi thực hiện. Các kết quả thu được là
hồn tồn trung thực, đáng tin cậy. Nếu như có bất kỳ gian dối nào tơi xin chịu hồn

tồn trách nhiệm, và chấp nhận kỷ luật theo quy định của nhà trường.
Tp.HCM, tháng 07 năm 2023
HỌC VIÊN THỰC HIỆN
Đỗ Thị Hồng Hạnh

v


MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ ii
TÓM TẮT LUẬN VĂN .......................................................................................... iii
ABSTRACT ............................................................................................................. iv
LỜI CAM ĐOAN ......................................................................................................v
MỤC LỤC ................................................................................................................ vi
DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU ..................................................................... ix
DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ .................................................................... xi
MỞ ĐẦU ....................................................................................................................1
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU .............................3
1.1 Tiềm năng nguồn CO2 trong các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao ở Việt Nam .3
1.1.1 Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam ......................................3
1.1.2 Sơ lược về chất lượng các mỏ khí tại Việt Nam ........................................5
1.1.3 Đánh giá chung các bể khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao tại Việt
Nam .....................................................................................................................7
1.2 Tổng quan về Cơng nghệ làm ngọt khí thiên nhiên ..........................................9
1.2.1 Tầm quan trọng của việc tách CO2 trong khí thiên nhiên ..........................9
1.2.2 Quy trình hấp thụ amine bằng dung dịch Alkanonamine ........................13
1.2.2.1 MEA – Monoethanolamine ...............................................................14
1.2.2.2 DEA – Diethanolamine .....................................................................14
1.2.2.3 MDEA - Methyl diethanolamine ......................................................15
1.2.2.4 DGA – Diglycolamine ......................................................................15

1.2.3 Quy trình sử dụng màng ...........................................................................16
1.2.4 Điểm mạnh và điểm yếu quy trình tách màng và quy trình hấp thụ amine
...........................................................................................................................20
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ THIẾT KẾ QUY TRÌNH HẤP THỤ AMINE ................23
2.1 Lựa chọn quy trình cho dữ liệu khí đầu vào ban đầu ......................................23
2.2 Cơ sở tính tốn thiết kế quy trình hấp thụ amine ............................................24
2.2.1 Tháp hấp thụ Amine (The Amine Absorber) ...........................................25
2.2.2 Nhiệt phản ứng .........................................................................................28
2.2.3 Bình Flash ................................................................................................29
2.2.4 Amine Reboiler ........................................................................................29
2.2.5 Amine Stripper .........................................................................................30
2.2.6 Overhead Condenser and Reflux Accumulator .......................................31

vi


2.2.7 Thiết bị trao đổi nhiệt cho Rich Amine/ Lean Amine Exchanger ...........33
2.2.8 Amine Cooler ...........................................................................................33
2.2.9 Amine Solution Pumps ............................................................................34
2.3 Tính tốn chi phí các tiện ích sử dụng ............................................................34
2.4 Thiết lập phương trình liên hệ Input-Output ...................................................35
CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT QUY TRÌNH MÀNG TÁCH ....................37
3.1 Cơ chế của màng tách khí acid từ khí thiên nhiên ..........................................37
3.2 Các thống số đặc trưng màng tách CO2 trong khí thiên nhiên ........................38
3.3 Chế độ dòng chảy - Flow Patterns ..................................................................40
3.4 Membranes and Modules ................................................................................40
3.4.1 Spiral-Wound Modules ............................................................................42
3.4.2 Hollow-Fiber Module ..............................................................................43
3.5 Mô tả giải thuật di truyền Genetic Algorithm (GA) .......................................46
3.6 Các phương trình tính tốn chi phí trong bài tốn tối ưu hóa .........................48

CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ TỐI ƯU QUY TRÌNH CƠNG NGHỆ KẾT HỢP
GIỮA KỸ THUẬT TÁCH MÀNG VÀ HẤP THỤ BẰNG DUNG DỊCH
AMINE .....................................................................................................................53
4.1 Tính tốn và mơ phỏng quy trình hấp thụ amine ............................................53
4.1.1 Tính tốn thiết kế quy trình hấp thụ amine trên Excel .............................53
4.1.2 Kết quả mơ phỏng quy trình hấp thụ amine bằng phần mềm Hysys .......57
4.1.2.1 Chất lượng khí ngọt sau khi đi ra tháp hấp thụ. ................................58
4.1.2.2 Chi phí đầu tư ($/năm), chi phí vận hành ($/năm) và cơng suất tiêu
thụ reboiler (kJ/h) ..........................................................................................60
4.1.2.3 Thiết lập phương trình liên hệ ...........................................................62
4.2 Thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp giữa kỹ thuật tách màng và hấp
thụ bằng dung dịch amine .....................................................................................64
4.2.1 Tổng quan về các nghiên cứu ứng dụng phương pháp tách màng trong
tách loại khí CO2 ra khỏi khí thiên nhiên ..........................................................64
4.2.2 Mơ hình tốn học cho thiết bị tách màng (Membrane Separator) ...........67
4.2.2.1 Mơ tả mơ hình và giải mơ hình tốn học của thiết bị tách màng ......67
4.2.2.2 Kiểm chứng mơ hình tốn học của thiết bị tách màng......................70
4.2.3 Chiến lược để giải bài toán tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị kết hợp
Membrane Separator & Amine Absorber .........................................................74
4.2.4 Kiểm tra hiệu quả của giải thuật di truyền Genetic Algorithm với các bài
toán kiểm tra (test problems) ............................................................................80

vii


4.2.5 Các thơng số kinh tế và phương trình tính tốn chi phí trong bài tốn tối
ưu hóa ................................................................................................................82
4.2.6 Kết quả thiết kế tối ưu hóa Tối ưu hố bằng giải thuật di truyền Genetic
Algorithm (GA) quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine ........................84
CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.........................................................90

TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................91
PHỤ LỤC .................................................................................................................97

viii


DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU
Bảng 1.1 Chất lượng khí đồng hành các mỏ thuộc bể Cửu Long [2] ...........................5
Bảng 1.2 Chất lượng khí các mỏ thuộc bể Nam Cơn Sơn [2] ......................................6
Bảng 1.3 Chất lượng khí các mỏ thuộc khu vực .........................................................6
Bảng 1.4 Chất lượng khí các mỏ khí thuộc khu vực bể Sông Hồng [2] .......................7
Bảng 1.5 Các mỏ khí tự nhiên có hàm lượng CO2 vừa và cao đang được xem xét
trong việc khai thác và chế biến trong tương lai [2] .....................................................9
Bảng 1.6 Một số nhà cung cấp công nghệ màng tách CO2 [12] .................................18
Bảng 1.7 So sánh Quy trình hấp thụ amine và Quy trình tách màng [13] ..................21
Bảng 2.1 Hàm lượng và hệ số loading khí acid tối ưu của MEA và DEA [6] ...........26
Bảng 2.2 Cơng thức tính cơng suất của reboiler đối với cột tripper 20 mâm của dung
dịch MEA và DEA [6] ................................................................................................29
Bảng 2.3 Chi phí một số tiện ích trong tính chi phí vận hành [16,18] ..........................35
Bảng 3.1 Diện tích Spiral Wound Membrane module với .......................................43
Bảng 3.2 So sánh Spiral wound module và Hollow fiber module [12] ......................45
Bảng 3.3 Nhiệt trị lower heating value (LHV) của các cấu tử..................................51
Bảng 4.1 Trữ lượng và phân bố một số mỏ khí có hàm lượng CO2 cao [2] ...............54
Bảng 4.2 Các thông số kỹ thuật của dịng khí nhập liệu vào tháp hấp thụ amine ....54
Bảng 4.3 Yêu cầu sản phẩm đầu ra của quy trình hấp thụ amine .............................55
Bảng 4.4 Các thơng số dung dịch amine MEA [15,6] .................................................56
Bảng 4.5 Chi phí đầu tư, chi phí vận hành với dịng nhập liệu 277 (mol/s) .............61
Bảng 4.6 Chi phí đầu tư, chi phí vận hành với dòng nhập liệu 346 (mol/s) .............61
Bảng 4.7 Chi phí đầu tư, chi phí vận hành với dịng nhập liệu 415 (mol/s) .............61
Bảng 4.8 Chi phí đầu tư, chi phí vận hành với dịng nhập liệu 484 (mol/s) .............61

Bảng 4.9 Cơng suất Reboiler (kJ/h) phụ thuộc dịng cấp liệu và nồng độ CO2 ........62
Bảng 4.10 Các thông số theo phương trình (F+)Xco2 + Fm được xây dựng cho
chi phí đầu tư, chi phí vận hành và cơng suất reboiler ..............................................62
Bảng 4.11 Số liệu của thiết bị tách màng thu hồi Hydrogen từ “simulated purge gas
of ammonia plant” [33] ...............................................................................................71

ix


Bảng 4.12 Bảng kết quả của thiết bị tách màng thu hồi Hydrogen từ “simulated
purge gas of ammonia plant” ....................................................................................71
Bảng 4.13 Số liệu thiết bị màng tách CO2 ra khỏi dịng khí thiên nhiên [33] .............72
Bảng 4.14 Bảng kết quả của thiết bị tách màng dùng để tách CO2 ra khỏi dịng khí
thiên nhiên .................................................................................................................72
Bảng 4.15 Các thơng số đầu vào của bài tốn tối ưu hóa quy trình phân tách kết hợp
tách màng và hấp thụ amine ......................................................................................78
Bảng 4.16 Chiến lược giải bài tốn tối ưu hóa thiết kế quy trình phân tách kết hợp
tách màng – hấp thụ amine........................................................................................79
Bảng 4.17 Mơ tả 2 bài tốn tối ưu hóa dùng kiểm tra hiệu quả thuật toán di truyền
(GA) ..........................................................................................................................80
Bảng 4.18 Kết quả giải bài tốn tối ưu hóa bằng thuật toán di truyền......................81
Bảng 4.19 Các giá trị được sử dụng trong tính tốn thơng số kinh tế ......................83
Bảng 4.20 Tóm tắt các thơng số kinh tế sử dụng trong mơ hình bài tốn tối ưu ......84
Bảng 4.21 Bảng tổng hợp kết quả thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng –
hấp thụ amine, cấu hình a (chỉ có một thiết bị tách màng) .......................................86
Bảng 4.22 Bảng tổng hợp kết quả thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng –
hấp thụ amine, cấu hình d (hai thiết bị tách màng) ...................................................87

x



DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1 Các bể khí chính của Việt Nam [2] ...............................................................3
Hình 1.2 Sản lượng khai thác khí hàng năm giai đoạn 1986-2015 .............................7
Hình 1.3 Sơ đồ của một module màng tách CO2 [32] .................................................16
Hình 1.4 One-Stage Flow Scheme [9] ........................................................................19
Hình 1.5 Two-Step Flow Scheme with permeate recycle [9].....................................19
Hình 1.6 Ảnh hưởng của màng 1 cấp và màng 2 cấp đối với ...................................20
Hình 1.7 Two-Step Flow Scheme with retentate recycle [9] .....................................20
Hình 1.8 Đồ thị lựa chọn quy trình xử lý khí (amine/ membrane) theo tốc độ nhập
liệu và nồng độ CO2 đầu vào [14] ...............................................................................22
Hình 2.1 Đồ thị lựa chọn các cơng nghệ làm ngọt khí dựa vào hàm lượng khí acid
trong nguyên liệu và hàm lượng khí aicd sau khi xử lý [5] ........................................23
Hình 2.2 Đồ thị lựa chọn cơng nghệ làm ngọt khí dựa vào áp suất khí đầu vào và áp
suất riêng phần của khí acid trong sản phẩm [5] ........................................................24
Hình 2.3 Sơ đồ quy trình làm ngọt khí bằng dung dịch amine [15] ............................25
Hình 2.4 Tỷ trọng của dung dịch amine theo nhiệt độ [35] ........................................27
Hình 2.5 Tỷ trọng của dung dịch amine tại các nồng độ phần trăm khác nhau [6]....28
Hình 2.6 Nhiệt dung riêng của dung dịch rich/lean amine [35] .................................31
Hình 3.1 Tốc độ thẩm thấu của màng Glassy [25,27]...................................................37
Hình 3.2 Tốc độ thẩm thấu trong màng rubbery khi khí ngun liệu chứa
Hydrocacbon nặng thấp [25,27] ....................................................................................37
Hình 3.3 Tốc độ thẩm thấu trong màng rubbery khi khí nguyên liệu chứa
Hydrocacbon nặng cao [25,27] .....................................................................................38
Hình 3.4 Ba chế độ dịng chảy khác nhau trong membrane module [11] ...................40
Hình 3.5 Cấu tạo bất đối xứng một lá màng .............................................................41
Hình 3.6 Kết quả (tính tốn vs. thực nghiệm) của nồng độ H2 trong dòng permeate
cho trường hợp 1: thu hồi hydrogen từ “simulated purge gas of ammonia plant”

[33]


...................................................................................................................................41
Hình 3.7 Spiral Wound Membrane Element [37] .......................................................42

xi


Hình 3.8 Hollow-Fiber Membrane Element [10] ........................................................44
Hình 3.9 Sơ đồ Hollow-Fiber Module bất đối xứng sử dụng tách khí CO2 [38] ........44
Hình 3.10 Sơ đồ một bó hollow fiber sử dụng trong tách khí [38] .............................45
Hình 4.1 Lưu đồ thực hiện thiết lập phương trình liên hệ trong ...............................55
Hình 4.2 Sơ đồ Quy trình hấp thụ amine MEA (20%wt) xử lý khí acid trong khí
thiên nhiên .................................................................................................................57
Hình 4.3 Đồ thị thể hiện phần trăm các thành phần khí trong dịng khí ngọt với dịng
nhập liệu 35 MMSCFD .............................................................................................59
Hình 4.4 Đồ thị thể hiện phần trăm các thành phần khí trong dịng khí ngọt với dịng
nhập liệu 30 MMSCFD .............................................................................................59
Hình 4.5 Đồ thị thể hiện phần trăm các thành phần khí trong dịng khí ngọt với dịng
nhập liệu 25 MMSCFD .............................................................................................60
Hình 4.6 Đồ thị thể hiện phần trăm thành phần khí trong dịng khí ngọt với dịng
nhập liệu 20 MMSCFD .............................................................................................60
Hình 4.7 Đồ thị thể hiện số liệu chi phí đầu tư ($/năm) và số liệu tính tốn từ
phương trình liệu hệ CCC/COC = (F+)Xco2 + Fm theo lưu lượng khí nguyên
liệu đầu vào thay đổi (448mol/s, 415 mol/s, 346 mol/s, 277 mol/s) và nồng độ CO2
trong khí nguyên liệu (6%, 8%, 10%, 12%, 15%). ...................................................63
Hình 4.8 Đồ thị thể hiện số liệu chi phí vận hành ($/năm) và số liệu tính tốn từ
phương trình liệu hệ CCC/COC = (F+)Xco2 + Fm theo lưu lượng khí nguyên
liệu đầu vào thay đổi (448mol/s, 415 mol/s, 346 mol/s, 277 mol/s) và nồng độ CO2
trong khí ngun liệu (6%, 8%, 10%, 12%, 15%). ...................................................63
Hình 4.9 Đồ thị thể hiện số liệu công suất reboiler (kJ/h) và số liệu tính tốn từ

phương trình liệu hệ CCC/COC = (F+)Xco2 + Fm theo lưu lượng khí nguyên
liệu đầu vào thay đổi (448mol/s, 415 mol/s, 346 mol/s, 277 mol/s) và nồng độ CO2
trong khí nguyên liệu (6%, 8%, 10%, 12%, 15%). ...................................................64
Hình 4.10 Mơ tả chế độ chảy trong thiết bị tách màng asymmetric hollow fiber

[58]

...................................................................................................................................68
Hình 4.11 Minh họa mơ hình truyền vận xun qua màng lọc cho một đơn vị vi thể
tích dọc theo chiều dài màng lọc ...............................................................................69
xii


Hình 4.12 Một số cấu hình hệ thống thiết bị tách màng để khảo sát tìm cấu hình tối
ưu ...............................................................................................................................75
Hình 4.13 Quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ Amine, tách màng 1 cấp ............76
Hình 4.14 Quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ Amine, tách màng 2 cấp ............76

xiii


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

MỞ ĐẦU
Dầu mỏ và khí thiên nhiên là hỗn hợp chất khí cháy được, có thành phần chủ yếu là
Methane-CH4 (có thể chứa đến 85%), khoảng 10% Ethane-C2H6, một lượng nhỏ C3+
(Propane-C3H8, Butan-C4H10, Pentan-C5H12), và một số hợp chất khác. Khí thiên
nhiên có chứa một lượng nhỏ tạp chất bao gồm Cacbon dioxide (CO2), Hydro

dulfide (H2S) và Nitrogen (N2). Do các tạp chất này có thể làm giảm nhiệt trị, gây
ăn mịn đường ống và ảnh hưởng đến các đặc tính của khí thiên nhiên thương mại.
Do đó, mỗi quốc gia trên thế giới đều đưa ra những quy định về nồng độ cho phép
của các khí acid (CO2, H2S) có mặt trong khí thiên nhiên nhằm đảm bảo chất lượng
khí thiên nhiên trong quá trình vận chuyển và sử dụng cho quá trình chế biến tiếp
theo.
Trong bối cảnh cả thế giới đối mặt với tình hình khủng hoảng năng lượng, cạn kiệt
nguồn dự trữ dầu mỏ trên toàn thế giới, nhu cầu sử dụng các sản phẩm dầu mỏ và
khí tự nhiên tăng cao, bên cạnh đó biến đổi khí hậu ảnh hưởng không nhỏ đến việc
sử dụng tiết kiệm các nguồn năng lượng hố thạch. Những cuộc xung đột về chính
trị tại một số quốc gia ảnh hưởng nghiêm trọng đến giá và quá trình vận chuyển
thương mại của dầu mỏ và khí tự nhiên giữa các quốc gia. Thị phần của khí tự nhiên
trong bức tranh năng lượng thế giới đã tăng lên đáng kể trong những năm gần đây.
Xu hướng này dự kiến sẽ tăng mạnh trong vài thập kỷ tới với sự thay thế dần dầu
mỏ và than đá bằng nguồn năng lượng sạch thân thiện với môi trường. Tuy nhiên
điều này phụ thuộc nhiều vào sự tiến bộ của các cơng nghệ xử lý khí để tiếp cận các
nguồn dự trữ chưa khai thác được.
Khí thiên nhiên được tìm thấy trong mỏ dầu, được khai thác và tinh lọc thành nhiên
liệu cung cấp cho khoảng 25% nguồn cung năng lượng thế giới. Khí thiên nhiên
được ứng dụng chủ yếu trong ngành khí đốt, sản xuất đạm, sản xuất điện, tổng hợp
các sản phẩm hữu cơ…Nhu cầu sử dụng khí và các sản phẩm từ khí trên thế giới
ngày càng tăng cao, trong khi lượng khí thiên nhiên từ các mỏ khí có chất lượng cao
ngày càng cạn kiệt. Để bù đắp phần khí thiếu hụt đó, người ta đã khai thác cả những
mỏ khí ít có giá trị về kinh tế vì chứa hàm lượng khí acid (H2S và CO2) cao. Khí

Trang 1


Luận văn thạc sĩ


HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

thiên nhiên có chứa hàm lượng khí acid (H2S và CO2) cao khơng thể sử dụng trực
tiếp cho mục đích sản xuất. Từ rất lâu, trên thế giới đã phát triển và cho ra đời nhiều
cơng nghệ phân tách khí chua và thương mại các quy trình phân tách khí chua khác
nhau bởi UOP, Natco, L’Air Liquide, W.R. Grace, ABB/MTR…
Việt nam là một trong những quốc gia có vị trí địa lý tập trung nhiều bể dầu khí với
trữ lượng lớn. Đứng trước nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên cho các mục đích sản
xuất và đời sống, Việt nam đã áp dụng các quy trình tách khí acid (CO2) ra khỏi khí
thiên nhiên bằng kỹ thuật tách màng sơ bộ tại dòng khí đi lên từ các mỏ dầu có hàm
lượng khí CO2 thấp. Hiện các mỏ khí có nồng độ CO2 cao tập trung ở bề Sông Hồng
và bể Malay – Thổ Chu, với trữ lượng tại chỗ đến gần 1700 tỷ m3 khí. Để đáp ứng
nhu cầu sản xuất cho cụm cơng nghiệp Khí - Điện - Đạm Cà Mau, Việt Nam đã
thiết kế, xây dựng và vận hành hệ thống xử lý khí CO2 có nồng độ từ (35% - 45%)
tại bể Malay-Thổ Chu (mỏ PM3). Cụm xử lý khí BR-E sử dụng cơng nghệ tách
màng 2 cấp nhằm thu được khí chứa 8%CO2 đưa vào bờ [1]. Sau khi đi vào vận
hành từ năm 2007, nhà máy xử lý khí trong bờ có mong muốn giảm lượng CO2 từ
8% xuống thấp hơn (vì những ảnh hưởng đến thiết bị công nghệ của nhà máy). Hiện
nhà máy đang xem xét chi phí từ các phương án tách màng ở trong bờ tiếp hay sử
dụng công nghệ tách khác từ các cơng ty tư vấn cơng nghệ ở nước ngồi. Vì vậy,
hướng nghiên cứu kết hợp cơng nghệ kết hợp quy trình tách màng và hấp thụ amine
là cần thiết để có cái nhìn tổng quan hơn trong bài tốn đáp ứng tiêu chuẩn khí khơ
thương mại (CO2 ≤ 2%) của khí đầu ra và có chi phí tối ưu nhất.
Luận văn sẽ khảo sát quy trình cơng nghệ kết hợp giữa kỹ thuật tách màng và hấp
thụ bằng dung dịch amine để tách khí CO2 ra khỏi khí thiên nhiên có hàm lượng
CO2 cao dựa trên phần mềm mơ phỏng Aspen Hysys và phần mềm Matlap để tận
dụng những lợi thế riêng của cả hai quy trình làm ngọt khí để thu được khí ngọt có
nồng độ CO2 ≤ 2%.

Trang 2



Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU
1.1 Tiềm năng nguồn CO2 trong các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao ở Việt Nam
1.1.1 Tổng quan phân bố khí thiên nhiên tại Việt Nam
Việt nam là quốc gia đứng thứ 28 trên tổng số 52 nước trên thế giới có tài nguyên
dầu khí. Việt nam đứng thứ nhất trong khu vực Đơng Nam Á về trữ lượng dầu thô
xác minh (khoảng 4,4 tỷ thùng) và đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á (sau
Indonesia và Malaysia) về trữ lượng khí xác minh (khoảng 0,6 nghìn tỷ m3).
Hiện Việt Nam có 6 bể khí chính gồm (hình 1.1): bể Sơng Hồng, bể Nam Côn Sơn,
bể Cửu Long, bể Malay – Thổ Chu, bể Phú Khánh và bể Tư Chính–Vũng Mây[2].

Hình 1.1 Các bể khí chính của Việt Nam [2]
Bể trầm tích Sơng Hồng có diện tích khoảng 110.000 km2, bao gồm tồn bộ vùng
lãnh hải của Việt Nam từ Móng Cái đến Quãng Ngãi và phần đất liền thuộc đồng
bằng Bắc Bộ của các tỉnh Hưng Yên, Hải Dương, Hải Phòng, Thái Bình và Nam
Định [3].

Trang 3


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

Các giếng khoan đầu tiên chủ yếu nằm ở các tỉnh Thái Bình và Hưng Yên ở độ sâu

từ 1000m đến hơn 3000m. Mỏ khí đầu tiên được phát hiện là mỏ “Tiền Hải C” và
được đưa vào khai thác từ năm 1981, trở thành biểu tượng ngọn lửa của Ngành
Công nghiệp Dầu khí Việt Nam. Cho đến nay, ở bể trầm tích Sơng Hồng, ngồi mỏ
Tiền Hải C, chúng ta đã có các mỏ và phát hiện dầu khí khác như: Đơng Quan D,
B10, Hồng Long, Hoàng Long, Yên Tử, Hàm Rồng, Hàm Rồng Nam, Hàm Rồng
Đơng, Thái Bình, Hạ Mai, Báo Vàng, Báo Đen, Báo Gấm, Bạch Trĩ, Cá Voi Xanh.
Về tiềm năng dầu khí, bể trầm tích Sơng Hồng được xếp thứ 3 ở trên thềm lục địa
Việt Nam, đứng sau các bể trầm tích Cửu Long và Nam Cơn Sơn.
Bể trầm tích Hồng Sa có diện tích khoảng trên 70.000 km2, nằm ở ngoài khơi cửa
Vịnh Bắc Bộ, trong đó có huyện đảo Hồng Sa của Việt Nam. Tuy nhiên cho đến
nay ở bể trầm tích Hồng Sa chưa có một giếng khoan thăm dị dầu khí nào được
triển khai. Vì vậy, tiềm năng dầu khí của bể vẫn cịn là một ẩn số [3].
Bể trầm tích Phú Khánh có diện tích khoảng 80.000 km2, nằm ở ngồi khơi biển
Nam Trung Bộ, kéo dài từ Quảng Ngãi đến Phan Thiết. Cho đến nay, ngoài khảo sát
thu nổ địa chấn, đã khoan một số giếng khoan thăm dò và phát hiện được dầu khí ở
các mỏ Cá Voi Xanh, Cá Heo, Cá Mập, Tuy Hịa.
Bể trầm tích dầu khí Cửu Long có diện tích khoảng 36.000 km2, nằm dọc theo bờ
biển Vũng Tàu - Bình Thuận. Ở bể trầm tích dầu khí Cửu Long đã phát hiện các mỏ
dầu khí lớn như Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Sư Tử Nâu, Tê
Giác Trắng, Hải Sư Trắng, Rạng Đơng, Hồng Ngọc, Kình Ngư Trắng. Hiện nay,
sản lượng khai thác dầu hàng năm của bể trầm tích dầu khí Cửu Long chiếm hơn
80% tổng sản lượng khai thác của Ngành Dầu khí.
Bể trầm tích dầu khí Nam Côn Sơn nằm ở vùng Đông Nam thềm lục địa Việt
Nam với diện tích khoảng 100.000 km2. đã phát hiện được nhiều mỏ dầu khí như
Đại Hùng, Lan Tây - Lan Đỏ, Rồng Đôi Tây, Chim Sáo, Hải Thạch, Mộc Tinh,
Thiên Ưng, Cá Rồng Đỏ, Dừa, Đại Nguyệt, Kim Cương Tây, Gấu Chúa.
Bể trầm tích Tư Chính- Vũng Mây nằm ở vùng nước sâu trên thềm lục Đông
Nam Việt Nam có diện tích khoảng 90.000 km2. Do điều kiện nước biển sâu nên

Trang 4



Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

công tác khoan cịn hạn chế. Tuy nhiên, tiềm năng dầu khí của bể trầm tích Tư
Chính – Vũng Mây được đánh giá có triển vọng khá.
Bể trầm tích Trường Sa nằm ở vùng nước sâu và xa bờ Đông Nam Việt Nam, bao
gồm cả huyện đảo Trường Sa của nước ta, có diện tích khoảng 200.000 km2. Tiềm
năng dầu khí của bể trầm tích Trường Sa chưa được đánh giá.
Bể trầm tích dầu khí Mã lai -Thổ Chu nằm ở thềm lục địa Tây - Nam Việt nam,
ngoài khơi bờ biển Cà Mau - Hà Tiên, có diện tích khoảng 80.000 km2. Một khối
lượng lớn khảo sát địa chấn và khoan đã được triển khai và đã phát hiện được nhiều
mỏ dầu khí như Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, Sơng Đốc - Năm Căn, Hoa Mai, Ngọc
Hiển, Phú Tân, Khánh Mỹ, U Minh, Cái Nước, Đầm Dơi. Sản lượng khai thác dầu
khí hàng năm ở đây đang đứng thứ ba, sau các bể trầm tích dầu khí Cửu Long và
Nam Cơn Sơn.
1.1.2 Sơ lược về chất lượng các mỏ khí tại Việt Nam
Để lựa chọn được giải pháp công nghệ phù hợp cho việc khai thác chế biến khí thì
chất lượng hay thành phần khí trong các mỏ là một yếu tố quan trọng cần được xem
xét kỹ trước khi quyết định đầu tư khai thác.
 Bể Cửu Long
Bảng 1.1 Chất lượng khí đồng hành các mỏ thuộc bể Cửu Long [2]

Trang 5


Luận văn thạc sĩ


HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

Khí khai thác từ bể Cửu Long có hàm lượng tạp chất thấp, hàm lượng CO2 hầu như
khơng có hoặc khơng đáng kể. Do đó, khí thiên nhiên thu được từ bể Cửu Long
không cần xử lý.
 Bể Nam Côn Sơn
Bảng 1.2 Chất lượng khí các mỏ thuộc bể Nam Cơn Sơn [2]

Khí khai thác từ bể Nam Cơn Sơn nhìn chung có hàm lượng CO2 thấp và không cần
xử lý trong các trường hợp sử dụng cho phát điện.
 Bể Malay-Thổ Chu
Bảng 1.3 Chất lượng khí các mỏ thuộc khu vực
bể Malay-Thổ Chu [2]

Hàm lượng khí CO2 ở mỏ Malay-Thổ Chu khá cao, cần được tiến hành xử lý trước
khi chế biến khí.

Trang 6


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

 Bể Sông Hồng
Bảng 1.4 Chất lượng khí các mỏ khí thuộc khu vực bể Sơng Hồng [2]

Các mỏ khí tại bể Sơng Hồng có thành phần khí khác nhau thay đổi trong khoảng
rộng với hàm lượng CO2 cao do đó khá khó khăn để khai thác khí tại bể Sơng Hồng
hiệu quả.

1.1.3 Đánh giá chung các bể khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao tại Việt
Nam
Trữ lượng khí thiên nhiên của Việt Nam được ước lượng khoảng 4000 tỷ m3, nước
ta đang khai thác khí thiên nhiên tại hai khu vực chính là bồn trũng Cửu Long và
Nam Cơn Sơn với thành phần CO2 thấp (hoặc khơng chứa khí CO2), khí
hydrocacbon được khai thác có hiệu quả và mang lại giá trị kinh tế cao.

Hình 1.2 Sản lượng khai thác khí hàng năm giai đoạn 1986-2015

Trang 7


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

Nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên tăng cao đã thúc đẩy việc khai thác khí Việt nam
tăng lên đáng kể. Hình 1.2 cho thấy được sản lượng khai thác khí của Việt Nam
tăng vọt so với những năm trước 2005. Tuy nhiên, trữ lượng khí ngọt tại các bể
Nam Cơn Sơn và bể Cửu Long có nguy cơ cạn kiệt, việc đánh giá chất lượng khí tại
bể Malay – Thổ Chu và bể Sơng Hồng và có phương án khai thác là rất cần thiết.
Các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao phân bố rải rác ở bể trầm tích Sơng Hồng,
Malay-Thổ Chu phân bố ở cả ba miền Bắc, Trung, Nam khu vực thềm lục địa Việt
Nam hiện chưa được khai thác. Mặc dù nước ta đã có những khảo sát nghiên cứu
đánh giá tiềm năng, trữ lượng, chất lượng các mỏ khí thiên nhiên nhưng cịn nhiều
hạn chế do đặc điểm địa chất phức tạp, chi phí tốn kém.
Tại khu vực bể Sơng Hồng, trữ lượng khí xác minh tại chỗ là 1523,8 tỷ m3 khí,
nhưng thành phần CO2 biến thiên và các mỏ khí khơng tập trung đã đặt ra rất nhiều
thách thức cho việc khai thác chế biến. Dựa theo vị trí phân bố có thể chia bể Sơng
Hồng thành 3 khu vực các mỏ như sau:

-

Nhóm mỏ khí phía Bắc bể Sơng Hồng nằm trên vĩ tuyến 19030’, bao gồm các
mỏ khí Tiền Hải C, Hồng Long, D14, các mỏ từ lô 102 đến 110 và các mỏ
nằm khu vực đồng bằng Sông Hồng [2]. Các mỏ khí ở đây có hàm lượng
CO2 rất thấp hoặc khơng chứa CO2. Chính vì vậy khí được khai thác tại các
mỏ khí này được sử dụng ngay mà khơng qua xử lý.

-

Nhóm mỏ phía Nam nằm giữa hai vĩ tuyến 17000’ – 18000’ cách bờ biển
Quảng Bình - Quảng Trị - Thừa Thiên Huế 30 - 130km, gồm các mỏ có trữ
lượng trung bình, có hàm lượng CO2 thay đổi từ 0-70% . Như giếng khoan
112-HO-1X:DST≠, mẫu khí lấy được có hàm lượng CO2 là 57%, CH4 là
38%, giếng khoan có số hiệu 112-BT-1X:DST≠1 mẫu khí lấy được có thành
phần CO2 là 27%.

-

Nhóm mỏ nằm dưới vĩ tuyến 17000’ cách bờ biển Quảng Nam-Quảng NgãiĐà Nẵng 70-120km, gồm các mỏ khí có trữ lượng lớn, hàm lượng CO2 cao.
Có thể kể đến như Cá Voi Xanh có hàm lượng CO2 là 75-80% (trữ lượng
khoảng 1,38Tcf), mỏ 115A có hàm lượng CO2 từ 78-93% (trữ lượng khoảng
2,0Tcf) .

Trang 8


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh


Một số mỏ nằm tại những khu vực nhạy cảm chính trị giữa Việt Nam và Trung
Quốc hiện chúng ta chưa có những kết quả khảo sát khu vực này ngoại trừ những
thông tin khảo sát được đưa ra từ phía Trung Quốc.
Khu vực bể Malay-Thổ Chu, đây là khu vực chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia,
chất lượng khí tại bể này có hàm lượng CO2 ở mức trung bình khoảng 20%.
Hiện nước ta đang xem xét một số mỏ khí chứ hàm lượng CO2 cao có trữ lượng lớn,
như Bảng 1.5:
Bảng 1.5 Các mỏ khí tự nhiên có hàm lượng CO2 vừa và cao đang được xem
xét trong việc khai thác và chế biến trong tương lai [2]

107,86-108,26
o
Đông

Bạch Trĩ /
Hải Yến
112
17,2-17,5
o
Bắc
107,37
o
Đông

Bồ Nông/
Sáo Đá
113
17,0-17,5
o

Bắc
108,42
o
Đông

100km

100/75/85 km

25/40km

85/70km

Bờ biển
Quảng Ngãi

Bờ biển Đã
Nẵng

Bờ biển Thừa
Thiên Huế

Bờ biển
Thừa Thiên
Huế

Bờ biển
Thừa Thiên
Huế


489,6

820,7

54,7

95,1

52,4

75-80

78-93

5-39

27-40

40-48

Cá Voi Xanh

115A

118

115

15,84 oBắc
109,43 oĐông


16,78 oBắc
109,1 oĐông

Khoảng cách
đến bờ

75km

Điểm bờ gần
nhất

Lơ
Vị trí địa lý

Trữ lượng
(tỷ m3)
Nồng độ CO2

Ngựa Vằn / Sao
La / Gấu Trúc
111
17,5-17,7 oBắc

Nhìn chung, các mỏ khí thiên nhiên được phát hiện tại thềm lục địa của Việt nam
chứa hàm lượng CO2 thấp (hoặc không chứa CO2) chiếm tỷ lệ cao và đang được
khai thác hiệu quả, mang lại giá trị kinh tế cao. Tại các bể chứa hàm lượng CO2 cao,
khí thiên nhiên được khai thác sẽ không thể đưa vào sử dụng trực tiếp cho mục đích
sản xuất điện, đạm, methanol (yêu cầu hàm lượng CO2 < 2%). Hiện nay, những bể
khí có hàm lượng CO2 cao, biến thiên trong khoảng rộng vẫn đang được nghiên cứu

các phương án khai thác phù hợp nhằm tận dụng nguồn nhiên liệu từ thiên nhiên.
1.2 Tổng quan về Cơng nghệ làm ngọt khí thiên nhiên
1.2.1 Tầm quan trọng của việc tách CO2 trong khí thiên nhiên
Khí thiên nhiên là hỗn hợp chất khí cháy được bao gồm phần lớn các hydrocacbon
với thành phần chủ yếu là Methane CH4 (có thể chứa đến 85%), khoảng 10%

Trang 9


Luận văn thạc sĩ

HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh

Ethane (C2H6), một lượng nhỏ C3+ (propane-C3H8, butan-C4H10, pentan-C5H12), và
một số hợp chất khác như nước, CO2, H2S…). Những nỗ lực trong việc thương mại
khí thiên nhiên có hàm lượng tạp chất cao thường khơng thành cơng do chi phí xử
lý rất cao. Tuy nhiên, nhu cầu sử dụng các sản thẩm từ khí thiên nhiên tăng cao đã
thúc đẩy sự ra đời của nhiều cơng nghệ xử lý khí. Khí thiên nhiên cần được tinh chế
đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng được quy định bởi các cơng ty vận chuyển khí tại
các quốc gia. Các tiêu chuẩn chất lượng này có thể giống hoặc khác nhau nhằm đáp
ứng yêu cầu về thiết kế đường ống và thị trường sử dụng khí. Thơng thường, khí
thiên nhiên có những u cầu về chất lượng như sau [4]:
-

Giá trị nhiệt trị tối thiểu (BTU). Ở Hoa Kỳ sẽ vào khoảng 1000±50 BTU trên
mỗi khối khí ở 1 atm và 60oF;

-

Bằng hoặc cao hơn nhiệt độ Dew point quy định. Nếu nhiệt độ điểm Dew

point của hydrocarbon thấp hơn quy định sẽ có một số hydrocarbon trong khí
có thể ngưng tụ trong đường ống;

-

Khơng chứa các tạp chất rắn, dạng hạt gây ăn mòn hư hỏng đường ống;

-

Có hàm lượng hơi nước thấp(120ppm) để ngăn chặn sự hình thành q
trình hydrate khí methane trong khí;

-

Hàm lượng H2S ≤ 4ppm;

-

Hàm lượng CO2 ≤ 2%.

Khí thiên nhiên là nguồn năng lượng được sử dụng nhiều trong cuộc sống. Khí
được sử dụng nhiều trong ngành cơng nghiệp điện năng, là nguyên liệu cho ngành
sản xuất sản phẩm dầu mỏ, được sử dụng là chất đốt cho hệ thống lị sưởi tại các
nước phương tây vào mùa đơng, đồng thời được sử dụng là chất làm lạnh trong một
số ngành cơng nghiệp. Khí thiên nhiên được tận dụng làm nhiên liệu cho ngành giao
thông vận tải và là nguồn nhiên liệu sạch với mơi trường.
Khí H2S có độc tính cao và khi có nước sẽ tạo thành acid yếu. Khí H2S có mùi trứng
thối khi ở nồng độ thấp, tuy nhiên ở mức độ độc hại thì nó khơng có mùi. Carbon
dioxide khơng cháy, vì vậy việc khí thiên nhiên chứa một hàm lượng CO2 đáng kể
sẽ gây giảm nhiệt trị chung. Tương tự như H2S, CO2 tạo thành một acid yếu khi có


Trang 10