Đồ án Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C3+

Lời mở đầu Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí. Nhưng thực tế thì ngành công nghiệp này đang phải đối mặt với rất nhiều khó khăn và thử thách. Cả nước mới chỉ có nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhưng theo dựa kiến đến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổ hợp lọc-hoá dầu ở Nghi Sơn - Thanh Hoá và nhà máy lọc dầu ở Long Sơn - Bà Rịa Vũng Tàu cũng dự kiến đi vào xây dựng. Còn hiện tại thì nhà máy chế biến khí vẫn đóng một vai trò khá lớn trong nền kinh tế của nước ta. Hiện nay, trong nước mới chỉ có nhà máy chế biến khí Dinh Cố là đi vào hoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảm tình trạng nhập khẩu LPG. Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ăn việc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước. Còn lại một lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam Côn Sơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp cho các nhà máy điện và Condensate. Theo kế hoạch sắp tới nhà máy Nam Côn Sơn sẽ tăng lưu lượng khí vào bờ. Nếu cứ để tình trạng trên thì sẽ lãng phí một lượng lớn LPG vào trong khí khô và Condensate. Mặt khác, xét về mặt giá trị sử dụng thì LPG đem lại lợi ích kinh tế hơn so với Condensate. LPG được dùng trong dân dụng, và trong rất nhiều lĩnh vực công nghiệp khác. Đặc biệt, để giải quyết vấn đề năng lượng người ta đã và đang tiến hành đưa khí hoá lỏng vào chạy các động cơ như : xe máy, ô tô. Việc sử dụng LPG thay xăng chạy các động cơ trên sẽ đem lại rất nhiều lợi ích. So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khả năng ô nhiễm cũng giảm. Đứng trước nhu cầu thiết thực trên, tôi đã quyết định chọn đề tài: “Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C3+” làm đồ án tốt nghiệp. Mục đích cơ bản của đề tài là: Lựa chọn công nghệ chế biến khí nhằm thu hồi các sản phẩm mong muốn với giá trị cao nhất. Đề xuất đầy đủ dây chuyền công nghệ và tìm ra các thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sảm phẩm mong muốn với giá trị cao nhất. CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ KHÍ Khái niệm,và thành phần của khí. Khái niệm. Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH4, C2H6, C3H8 ... có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tại trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N2, H2S, CO2 , khí trơ, hơi nước... Thành phần của khí tự nhiên Thành phần hoá học của khí tự nhiên khá đơn giản, bao gồm: hợp chất hydrocacbon, hợp chất phi hydrocacbon. Các hợp chất hydrocacbon. Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí CH4 và đồng đẳng của nó như: C2H6, C3H8, n-C4H10, i-C4H10, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp chất C5+. Hàm ??????????????của các cấu tử trên thay đổi theo nguồn gốc của khí. Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là C1 còn các cấu tử nặng hơn như C3, C4 là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí nào đều là như nhau, nó không phụ thuộc vị trí khai thác. Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C3, C4 cao hơn và thành phần của khí phụ thuộc vị trí khai thác và thời gian khai thác. Các hợp chất phi hydrocacbon. Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí dầu mỏ còn chứa các hợp chất khác như : CO2, N2, H2S, H2O, CS2, RSH, He, Ar, Ne ... Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N2. Đặc biệt, có những mỏ khí chứa hàm lượng He khá cao. Hơi nước bão hoà: Khí tự nhiên luôn chứa hơi nước bão hoà, và hàm lượng hơi nước trong khí khai thác được phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, thành phần hoá học của khí trong suốt quá trình khai thác. Lượng hơi nước cực đại trong khí ở 200C, 1atm là 20g/m3. Phân loại khí dầu mỏ Có nhiều cách phân loại khí, mỗi phương pháp được đưa ra đều dựa trên những tiêu chí khác nhau. Phân loại theo nguồn gốc hình thành. Theo nguồn gốc hình thành khí được phân thành ba loại: Khí tự nhiên: là khí khai thác từ các mỏ khí, mà thành phần chủ yếu là metan (80-95% có mỏ lên đến 99%), còn lại là các khí khác như êtan, propan, butan... Khí đồng hành: là khí khai thác từ mỏ dầu. Ơ áp suất lớn khí tan trong dầu nên khi khai thác lên mặt đất do sự thay đổi áp suất khí bị tách ra. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu tử nặng hơn (C2+) tăng lên đáng kể. Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các Hydrocacbon như : Propan, butan ... Phân loại theo hàm lượng khí axít. Theo hàm lượng khí axit thì khí được phần thành hai??????????: Khí chua: là khí có hàm lượng H2S mg/m3 khí ở đktc hoặc và hàm lượng CO2 2% thể tích. Khí ngọt: là khí có hàm lượng H2S và CO2 nhỏ hơn quy định trên. Phân loại theo hàm lượng C3+. Theo cách phân loại này thì có hai loại khí: Khí béo và khí gầy Khí béo: là khí có hàm lượng C3+ lớn hơn 50g/cm3, có thể sản xuất ra khí tự nhiên hoá lỏng LNG (Liquefied Natural Gas), khí dầu mỏ hoá lỏng LPG và sản xuất một số Hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ hoá dầu. Khí gầy: là khí có hàm lượng C3+ nhỏ hơn 50g/cm3, dùng làm nhiên liệu cho cho công nghiệp và sưởi ấm. Phân loại theo cấp độ chế biến. Theo cách phân loại này ta có hai loại: khí khô và khí ẩm: Khí khô: là khí chưa qua chế biến. Khí thương phẩm: là sản phẩm khí thu được từ thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hoá lỏng (LPG) và khí ngưng tụ (Condensate) tại nhà máy xử lý khí. Thành phần khí khô thương phẩm bao gồm chủ yếu là metan, etan, ngoài ra còn có propan, butan ... và một số tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng cho phép. Tính chất hoá - lý của hydrocacbon Phương trình chuyển pha Clapeyron - Clausius Trong quá trình chế biến khí việc chuyển pha là rất quan trọng bởi vì sự thay đổi thể tích khi chuyển từ pha khí sang pha lỏng là rất lớn. Phương trình clapeyron - Clausius cho thấy mối quan hệ giữa nhiệt độ chuyển pha và áp suất: = = = Trong đó: : Nhiệt chuyển pha. : Biến thiên thể tích trong quá trình chuyển pha. : Biến thiên entropy trong quá trình chuyển pha. Trạng thái vật lý của hydrocacbon Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị. Vì vậy để kiểm tra độ rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ an toàn. Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò rỉ của khí là Mercaptan. Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dễ dàng hoà tan trong các dung môi hữu cơ. Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử cacbon trong mạch. Giới hạn cháy nổ + Giới hạn cháy nổi dưới của một chất: Là nồng độ tính ra phần trăm thể tích hoặc phần trăm mol trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có giá trị cực tiểu có thể cháy được khi gặp ngọn lửa. + Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thể tích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có giá trị cực đại có thể cháy được khi gặp ngọn lửa. + Vùng cháy nổ: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổ dưới và giới hạn cháy nổ trên. + Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ. Nhiệt trị (nhiệt cháy hay năng suất toả nhiệt) Nhiệt trị của một chất là lượng nhiệt toả ra khi đốt cháy một lượng chất ấy để tạo ra các oxit cao nhất hoặc các chất bền. + Nhiệt trị trên (nhiệt trị cao): Là nhiệt trị của phản ứng cháy khi nước sinh ra tồn tại ở thể lỏng. + Nhiệt trị dưới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nước sinh ra tồn tại ở thể hơi. Các đại lượng tới hạn: Nhiệt độ tới hạn (Tc): nhiệt độ tới hạn của một chất là nhiệt độ mà ở nhiệt độ cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức: Tc = Trong đó: n: Là số nguyên tử cacbon. áp suất tới hạn (Pc): áp suất tới hạn của một chất là áp suất mà ở áp suất cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ nhiệt độ nào. áp suất tới hạn cũng được xác định bằng thực nghiệm và được xác định theo công thức: Pc = Thể tích tới hạn (Vc): Thể tích tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức có thể sai lệch 4 cm3/mol: Vc = 58,0 n + 22 Độ ẩm và điểm sương của khí hydrocacbon Độ ẩm của khí là lượng nước chứa trong khí Có hai khái niệm được đưa ra để đánh giá độ ẩm trong khí là độ ẩm tương đối và độ ẩm tuyệt đối. + Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điều kiện nhiệt độ và áp suất xác định được tình bằng kg H2O/m3 khí hoặc g H2O/lít khí. + Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất. Điểm sương: Có hai phương pháp tính điểm sương của khí: + Điểm sương theo nước: là nhiệt độ tại đó hơi nước bắt đầu ngưng tụ tạo thành sương mù ở áp suất nhất định. + Điểm sương theo hydrocacbon: là nhiệt độ tại đó hydrocacbon bắt đầu suất hiện ở thể lỏng ở áp suất nhất định. Các sản phẩm của quá trình chế biến khí. Khí khô thương phẩm. Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống dẫn khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-86. Đặc tính của khí khô thương phẩm. Bảng 1.1: Yêu cầu kỹ thuật cần đạt được của khí khô thương phẩm. Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Mức chất lượng Phương pháp phân tích Điểm sương của nước ở 45bar 0C <5 ASTM D1142-95 Điểm sương của hydrocacbon ở 45 bar 0C <5 Tính theo thành phần khí Hàm lượng tạp chất có đường kính không lớn hơn 10 Ppm 30 Phương pháp trọng lượng Hàm lượng H2S Ppm 24 ASTM D2385-81 Hàm lượng lưu huỳnh tổng (H2S và mercaptan) Ppm 36 ASTM D2385-81 Nhiệt trị toàn phần (GHV) MJ/m3 37<GHV<47 ASTM D3588-91 Thành phần khí (%mol) O2 %mol < 7,5 ASTM D1945-96 CO2, N2 %mol < 6,6 C1, C2, C3, C4,C5 %mol Số liệu báo cáo C6+ %mol < 1 LP G (Liquied Petrolium Gas). Khí hoá lỏng: là hỗn hợp của các hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propan, propen, butan và buten, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở điều kiện nhiệt độ môi trường. Đặc tính kỹ thuật của LPG: Bảng 1.2: Yêu cầu kỹ thuật đối với LPG Tên chỉ tiêu Mức chất lượng Phương pháp phân tích Propan Butan Bupro áp suất hơi ở 37,80C, max (KPa) 1430 485 1430 ASTM D1267-87 Hàm lượng lưu huỳnh (max), (ppm) 185 140 140 ASTM D2784-89 Hàm lượng nước tự do, (%kl) Không có Không có Không có ASTM D95 Độ ăn mòn tấm đồng trong 1h ở 37,80 C Số 1 Số 1 Số 1 ASTM D 1838-91 Thành phần cặn sau khi bốc hơi 100 ml, max (ml) 0,05 0,05 0,05 ASTM D1657-91 Tỷ trọng ở 150C (kg/l) -- -- -- ASTM D1657-91 Hàm lượng etan (%mol) -- - - ASTM D2158-97 Hàm lượng butan và các chất nặng hơn, max, (%mol) 2,5 - - Hàm lượng pentan và các chất nặng hơn, max, (%mol) - 2 2 Hydrocacbon không bão hoà, (%mol) -- -- - -- Số liệu báo cáo Đặc tính kỹ thuật của propan thương phẩm: áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 0C. Hàm lượng etan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng butan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng propan: Tối thiểu là 96% thể tích. Đặc tính kỹ thuật của butan thương phẩm: áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 0C. Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1 0C ở 1 bar. Hàm lượng propan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng butan: Tối thiểu là 96% thể tích. Hàm lượng C5+: Tối đa là 2% thể tích. Condensate thương phẩm. Condensate thương phẩm: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate thương phẩm bao gồm chủ yếu là các hydrocacbon C5+. Đặc tính kỹ thuật của condensate thương phẩm: Bảng 1.3: Yêu cầu kỹ thuật đối với condensate thương phẩm Các chỉ tiêu Mức chất lượng đăng ký Phương pháp phâm tích Tỷ trọng ở 150C (kg/l) Số liệu báo cáo ASTM D1298-90 áp suất hơi bão hoà ở 37,80C (pis, max) 11,2 ASTM D323-94 Hàm lượng lưu huỳnh (% kl, max) 0,25 ASTM D1552-95 Hàm lượng nước (% tt) 0,1 ASTM D95-90 Hàm lượng cặn lắng (% kl, max) 0,01 ASTM D473-95 Axit tổng (mg KOH/g mẫu, max) 0,033 ASTM D974-95 Cốc cặn 10% đáy (%kl) 0,01 ASTM D189-95 An mòn tấm đồng trong 3h ở 500C Loại 1 ASTM D130-94 Hàm lượng tro (% kl) 0,005 ASTM D482-94 Hàm lượng mối (mg/l) < 10 ASTM D3230-89 Hàm lượng mercaptan (ppm, max) 40 ASTM D3227-96 Chỉ số octan (RON) (min) 45 ASTM D2699-95a Chưng cất (0C, min) IBP 50% FGP Phần cất sau 2700C (% tt, max) Hàm lượng C1-C4 (% tt, max) Hàm lượng cặn (% tt, max) 10 65 130 20 2 2 ASTM D86-96 Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt Nam Thị trường khí hoá lỏng trong nước. Tình hình sử dụng khí hoá lỏng trong nước: ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao. Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt Nam có sản xuất LPG nhưng không đủ cung cấp cho thị trường Việt Nam. Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn). LPG 1992 1995 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Nhu cầu 0,4 55 170 202 323 404 518 622 751 Sản xuất - 1 140 268 298 347 363 366 Nhập khẩu 0,4 50 169 80,7 55 106 171 259 336 Sản xuất/tiêu thụ (%) 0 0 0,6 69 83 74 67 58 49 *Nguồn: Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam. Nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Na liên tục tăng nhanh. Tốc độ tăng trưởng trung bình giai đoạn 1998-2002 đạt 30%/năm. Từ năm 2003, tốc độ còn 20% và năm 2003 là 13%. Qua số liệu sự báo tốc độ gia tăng nhu cầu LPG của Việt Nam từ năm nay đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm. Sau năm 2010, tốc độ này có thể tăng trên dưới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽ phát triển. Như vậy, tổng nhu cầu ước khoảng 1,3-1,4 triệu tấn vào năm 2010 và lên đến khoảng 2,8 triệu tấn vào năm 2015. Khả năng cung cấp LPG trong tương lai: Trong khi đó, khả năng cung cấp LPG nội địa trong tương lai sẽ không chỉ có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lượng LPG còn được bổ sung bởi hai nhà máy: lọc dầu Dung Quất và khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn. Nhà máy Dinh Cố có khả năng cung cấp khoảng 350 nghìn tấn/năm từ nay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trong vòng 5 năm tiếp theo nếu không có điều chỉnh gì về nguồn khí. Nhà máy lọc dầu Dung Quất: Dự kiến sẽ đi vào hoạt động năm 2008, cung cấp sản lượng LPG khoảng 348 nghìn tấn/năm. Dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn dự kiến khoảng 494 nghìn tấn LPG/năm. Bảng 1.5: Dự báo nhu cầu tiêu thụ - khả năng cung cấp LPG giai đoạn 2006-2015 (nghìn tấn) Năm Khả năng cung cấp Tổng khả năng cung cấp Nhu cầu tiêu thụ Chênh lệch tiêu thụ-cung cấp Dinh Cố Dung Quất Nghi Sơn 2006 350 0 0 350 980 630 2007 350 0 0 350 1000 650 2008 350 348 0 698 1150 452 2009 300 348 0 698 1345 697 2010 300 348 436 1084 1550 466 2011 300 348 494 1142 1650 508 2012 300 348 494 1142 1850 708 2013 280 348 494 1122 2300 1178 2014 280 348 494 1122 2500 1378 2015 280 348 494 1122 2900 1778 Nhận xét: Khả năng sản xuất LPG trong nước để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chỉ đạt 50% và trong tương lai có xu hướng ngày càng giảm dần kể cả khi có nhà máy lọc đi vào hoạt động. Trữ lượng và tiềm năng khí ở Việt Nam Theo kết quả đánh giá khảo sát, thăm dò, trữ lượng khí xác định của Việt Nam đang được đánh giá khoảng 1500 tỷ m3 khí. Được phân bố chủ yếu ở bốn bể: Nam Côn Sơn, Cửu Long, Sông Hồng, Thềm Tây Nam. Trữ lượng đã phát hiện hiện nay chỉ chiếm khoảng 30% tổng trữ lượng tiềm năng. Trữ lượng của các bể như trong bảng 1.6 Bảng1.6: Trữ lượng khí tiềm năng (nguồn PetroVietnam). Bể Trữ lượng, tỷ m3 Đã phát hiện Tiềm năng Nam Côn Sơn 140 – 196 532 – 700 Cửu Long 42 – 70 84 – 140 Malay - Thổ Chu 14 – 42 84 – 140 Sông Hồng 5.6 - 11.2 28 – 56 Bể khác - 532 – 700 Tổng 201.6 - 319.2 1260 – 1736 *Nguồn: Petro Vietnam Gas.co, 04/2001 Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện tại và trong tương lai. Hiện nay, Việt Nam đang khai thác khí thương mại từ bố mỏ khí: Mỏ khí ở trên bờ (Tiền Hải - Thái Bình) và ba mỏ khí ở ngoài khơi (Bạch Hổ, Rạng Đông và Lan Tây). Mỏ khí Tiền Hải Được khai thác thương mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày 03/07/1981, với lưu lượng 100 nghìn m3/ngày. Mỏ Tiền Hải được với trữ lượng còn lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ công nghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ. Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long Hiện nay, chúng ta đang vận chuyển tuyến ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ - Phú Mỹ cung cấp khí đồng hành Cửu Long vào bờ. Công suất vận chuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sang trộn với mỏ Bạch Hổ) lên tời khoảng 2,1 tỷ m3/năm (tương đương 5,8 triệu m3/ngày). Công suất của nhà máy Dinh Cố hiện nay có thể cung cấp được 1,68 tỷ m3 thương phẩm một năm (tương đương 4,6 triệu m3/ngày). Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây được cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa của đường ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m3/ngày (tương đương 7 tỷ m3/năm). Hiện nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m3/ngày (tương đương 4,0 triệu m3/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ. Tuyến ống khí Tây Nam Tuyến ống này bao gồm hai hệ thống đường ống dẫn khí: Đường ống dẫn khí thứ nhất: Có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ khu vực mỏ PM 3-CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia) về khu liên hợp Khí - Điện - Đạm Cà Mau. Đường ống này có đường kính 18 inch, phần ngoài biển dài 298 km và phần trên bờ dài 41 km. Đường ống dẫn khí thứ hai: Dẫn khí từ khu vực các lô B, 48/95 và 52/97 (vùng Vịnh Thái Lan) có đường kính 24 inch, phần ngoài biển dài 230 km, phần trên bờ được nối chung với đường ống thứ nhất, Dự kiến đường ống dẫn khí Tây Nam sẽ được khởi công xây dựng vào tháng 11 năm 2005, với công suất trong gia đoạn đầu khoảng 1,251,50 tỷ m3 khí/năm. Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới. Bảng 1.7: Kế hoạch cấp khí vào bờ giai đoạn 2006 – 2020 (tỷ m3) Năm I II III IV V VI VII VIII IX X XI 2006 1,45 0,46 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,91 2007 1,30 0,79 3,10 0,00 0,00 5,19 2008 0,92 0,30 3,10 0,00 0,00 5,32 2009 0.64 0.37 3,00 0,37 0,00 0,00 5,68 2010 0.47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,00 0,60 0,00 8,03 2011 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 0,00 1,00 0,00 9,56 2012 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 0,00 1,00 0,00 8,00 2013 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70 2014 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70 2015 0,07 0,14 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 0,956 2016 0,04 0,10 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,47 2017 0,47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,60 0,20 8,03 2018 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 1,00 0,50 9,130 2019 0,56 0,07 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,13 2020 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 1,00 0,50 8,00 *Nguồn: Hội nghị khách hàng PVGAS 2005 Trong đó: I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long). II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long). III: Mỏ Emerald (Cửu Long). IV: Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng. V: Sư Tử Trắng/ VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn). VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn). VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn). IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn). X: Lô 12W. XI: Tổng sản lượng. Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn Ngày 31/05/2001 tại xã An Ngãi huyện Long Đất tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi công cho dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn. Hình 1.1 : Dự án Nam Côn Sơn Ngày 26/11/2002, PetroVietnam, BP và ONGC Videsh đã đón dòng khí đầu tiên vào bờ với thời gian sớm hơn dự định. Từ dòng khí này có thể cung cấp 3 tỉ m3 khí/năm, đủ để sản xuất lượng điện năng 12 tỉ KWh, có thể đáp ứng 40% nhu cầu điện năng cả nước.Hiện tại, dự án