Khí Đồng Hành Là Gì? Thành Phần Và Ứng Dụng Thực Tế

Khí đồng hành là hydrocarbon ở thể khí được tách ra trong quá trình khai thác và xử lý dầu thô. Nói cách khác, đây là phần khí đi kèm dòng dầu từ cùng một mỏ, từng bị xem là phụ phẩm và đốt bỏ ngay tại giếng, nay đã trở thành nguyên liệu đầu vào cho CNG, LNG và LPG. Cùng Gas South tìm hiểu khí đồng hành là khí gì, thành phần, quy trình xử lý và các ứng dụng thực tế trong ngành công nghiệp khí.

1. Khí đồng hành là gì? Hình thành như thế nào trong khai thác dầu mỏ?

Theo Khoản 20 Điều 3 Luật Dầu khí 2022, khí đồng hành là hydrocarbon ở thể khí được tách ra trong quá trình khai thác và xử lý dầu thô [1]. Cũng tại Điều 3 của văn bản này, khí thiên nhiên được xác định là hydrocarbon ở thể khí trong trạng thái tự nhiên khai thác từ giếng khoan, và khái niệm đó bao gồm cả khí đồng hành [1]. Về mặt pháp lý cũng như bản chất địa hóa, đây chính là khí thiên nhiên; điểm khác biệt nằm ở nơi nó tích tụ và cách nó được đưa lên bề mặt.

Cơ chế hình thành gắn với điều kiện áp suất trong vỉa chứa. Dưới lòng đất, áp suất cao giữ phần lớn khí ở trạng thái hòa tan trong dầu thô. Khi dòng dầu được khai thác lên bề mặt và áp suất giảm, lượng khí này thoát ra khỏi pha lỏng, tương tự bọt khí trào ra khi mở nắp một chai nước có gas.

Trong vỉa dầu, khí tồn tại ở hai dạng: khí hòa tan trong dầu và mũ khí, tức lớp khí tự do nằm phía trên khối dầu lỏng. Cả hai đều được xếp vào nhóm khí đồng hành vì cùng được sản xuất chung với dầu thô từ một vỉa chứa [2].

Trước đây, khi hạ tầng thu gom chưa có, phần khí này thường bị đốt bỏ tại mỏ. Đây vẫn là vấn đề toàn cầu: báo cáo Global Gas Flaring Tracker 2026 của Ngân hàng Thế giới ghi nhận lượng khí đốt bỏ năm 2025 đạt 167 tỷ m³, tăng năm thứ ba liên tiếp, phát thải tương đương 429 triệu tấn CO₂ [3]. Con số đó cho thấy giá trị kinh tế của việc thu hồi thay vì đốt bỏ khí đồng hành.

1.1. Khí đồng hành phân biệt với khí thiên nhiên tự do (non-associated gas)

Khí thiên nhiên tự do, hay khí không đồng hành, được khai thác từ các mỏ khí riêng biệt không chứa dầu thô. Trong khi đó, khí đồng hành luôn gắn với một mỏ dầu đang khai thác. Phân biệt hai nhóm này giúp trả lời chính xác hơn câu hỏi khí đồng hành là khí gì trong thực tế vận hành, với ba khác biệt đáng lưu ý:

Về thành phần: khí đồng hành thường có tỷ lệ metan thấp hơn nhưng giàu các hydrocarbon phân tử lớn hơn như etan, propan, butan, nên được xếp vào nhóm khí ẩm. Khí không đồng hành từ các mỏ khí thường khô hơn, hàm lượng metan cao hơn [4].
Về giá trị chế biến: do giàu phần C2 trở lên, dòng khí này cho sản lượng khí hóa lỏng và condensate thu hồi cao hơn trên mỗi đơn vị thể tích [4].
Về tính chủ động nguồn cung: sản lượng khí đồng hành phụ thuộc vào kế hoạch khai thác dầu của mỏ, không thể điều tiết độc lập như một mỏ khí thương mại.

Khí hòa tan trong dầu thoát ra khi áp suất giảm ở bề mặt

2. Thành phần chính của khí đồng hành

Thành phần chính của khí đồng hành là gì? Câu trả lời ngắn gọn: metan (CH₄) vẫn chiếm tỷ lệ lớn nhất, phần còn lại là các hydrocarbon nặng hơn cùng một số tạp chất phi hydrocarbon.

Một cấu hình tham khảo phổ biến của khí đồng hành theo phần thể tích gồm khoảng 81% metan, 5,5% etan và 6,6% propan, phần còn lại là butan, pentan cùng nitơ và CO₂ [2]. Tỷ lệ này chỉ mang tính tham khảo, bởi thành phần thực tế dao động đáng kể giữa các mỏ, thậm chí giữa các giai đoạn khai thác của cùng một mỏ.

Ngoài phần hydrocarbon, dòng khí thô còn chứa các tạp chất cần loại bỏ trước khi sử dụng: hơi nước, hydro sulfide (H₂S), CO₂, nitơ và trong một số trường hợp là heli [2].

Để dễ hình dung mức độ chênh lệch, khí thiên nhiên thương phẩm sau khi xử lý có hàm lượng metan lên đến 98%, theo Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 01:2019/BCA [5]. Khoảng cách giữa con số này và tỷ lệ metan trong dòng khí thô chính là phần hydrocarbon nặng được tách ra, tạo thành nhóm sản phẩm lỏng gồm etan, propan, butan, pentan và condensate.

3. Quy trình thu gom và xử lý khí đồng hành

Từ giếng dầu đến thiết bị của người sử dụng, khí đồng hành đi qua hai nhóm công đoạn: thu gom, tăng áp tại mỏ và xử lý, tách sản phẩm tại nhà máy trên bờ.

3.1. Thu gom tại mỏ khai thác

Hỗn hợp khai thác từ giếng dầu là dòng ba pha gồm dầu, khí và nước. Bước đầu tiên là đưa hỗn hợp này qua bình tách để phân tách thành từng pha riêng biệt.

Phần khí sau tách có áp suất thấp, chưa đủ để vận chuyển xa, nên được đưa qua giàn nén để nâng áp trước khi vào hệ thống đường ống. Với các mỏ ngoài khơi, đường ống biển là tuyến vận chuyển chính đưa khí đồng hành về nhà máy xử lý trên bờ, thay cho phương án đốt bỏ tại giàn.

3.2. Xử lý, tách tạp chất trước khi sử dụng

Tại nhà máy, dòng khí lần lượt được làm sạch và phân tách sản phẩm:

Tách nước và tạp chất axit: loại bỏ hơi nước, H₂S và CO₂ nhằm chống ăn mòn đường ống, thiết bị và bảo đảm an toàn khi đốt [6].
Thu hồi sản phẩm lỏng: hạ nhiệt độ dòng khí bằng thiết bị làm lạnh, giảm áp hoặc turbo expander để hóa lỏng phần hydrocarbon nặng, tách ra thành khí hóa lỏng và condensate.
Hoàn thiện khí khô: phần khí còn lại chủ yếu là metan, đạt tiêu chuẩn chất lượng để đưa vào đường ống hoặc cấp cho các công đoạn nén, hóa lỏng tiếp theo [6].

Sau công đoạn này, một dòng khí đồng hành ban đầu cho ra ba nhóm sản phẩm thương mại: khí khô, khí hóa lỏng và condensate.

Khí đồng hành được làm sạch và tách sản phẩm lỏng tại nhà máy xử lý khí

4. Ứng dụng của khí đồng hành sau xử lý

4.1. Nguyên liệu đầu vào cho CNG, LNG, LPG

Khí khô thu được sau xử lý là nguyên liệu chung cho hai dòng sản phẩm khí thiên nhiên:

CNG: khí thiên nhiên được nén từ áp suất 14-22 barg lên 200-250 barg vào bình chứa chuyên dụng, giúp tăng lượng khí vận chuyển trên mỗi chuyến xe bồn [7].
LNG: khí thiên nhiên được làm lạnh sâu xuống khoảng -162°C để chuyển sang thể lỏng, giảm khoảng 600 lần thể tích, thuận tiện cho tồn chứa và vận chuyển đường dài [8].

Riêng phần propan và butan tách ra trong quá trình xử lý là thành phần chính của LPG, tức khí dầu mỏ hóa lỏng dùng cho bình gas dân dụng và hệ thống gas công nghiệp. Đây là lý do một mỏ dầu có thể đồng thời là điểm khởi đầu của cả ba dòng nhiên liệu khí đang được sử dụng phổ biến.

4.2. Ứng dụng trong công nghiệp, phát điện, giao thông

Phát điện: khí khô là nhiên liệu cho các nhà máy điện khí, với mức phát thải bụi và khí độc thấp hơn nhiên liệu rắn.
Sản xuất công nghiệp: cấp nhiệt cho lò hơi, lò nung, lò sấy trong các ngành gốm sứ, thủy tinh, chế biến thực phẩm, dệt nhuộm, luyện kim.
Giao thông vận tải: CNG dùng cho xe buýt, xe tải; LNG được sử dụng cho phương tiện tải trọng lớn và tàu biển.
Nguyên liệu hóa chất: etan và các cấu tử nặng là đầu vào cho công nghiệp hóa dầu và sản xuất phân đạm.

Khí khô sau xử lý được dùng cấp nhiệt cho lò hơi, lò nung công nghiệp

5. Khí đồng hành trong ngành công nghiệp khí tại Việt Nam

Tại Việt Nam, khí đồng hành là nguồn khí thương mại đầu tiên được đưa vào bờ. Dự án tận thu khí đồng hành mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long lần lượt được đưa vào sử dụng từng phần kể từ đầu quý II/1995, mở đầu cho việc hình thành hệ thống đường ống và nhà máy xử lý khí trên bờ [9].

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đi vào vận hành chính thức ngày 9/7/1999, tiếp nhận khí đồng hành từ các mỏ thuộc bể Cửu Long. Trong 20 năm đầu vận hành, nhà máy đã xử lý khoảng 33,2 tỷ m³ khí, sản xuất 5,9 triệu tấn LPG và 1,83 triệu tấn condensate [10] - đây là số liệu công bố cho giai đoạn tính đến năm 2019, cần cập nhật nếu bài đăng cần con số hiện hành.

Hiện nay, nguồn khí thiên nhiên trong nước đang suy giảm và Việt Nam bắt đầu nhập khẩu LNG để bù đắp phần thiếu hụt [11]. Bối cảnh này không làm giảm vai trò của khí đồng hành, mà đặt ra yêu cầu cao hơn về hiệu quả thu hồi và chế biến trên từng đơn vị khí khai thác được.

6. Gas South và vai trò cung cấp CNG/LNG từ nguồn khí thiên nhiên đã qua xử lý

Trong chuỗi giá trị nêu trên, Gas South đảm nhận các công đoạn sau xử lý: tiếp nhận khí thiên nhiên đã đạt tiêu chuẩn từ nhà máy xử lý khí, sau đó nén, hóa lỏng, vận chuyển và cấp khí tại cơ sở của khách hàng.

Với CNG, Gas South sở hữu và vận hành 02 trạm nén: trạm Mỹ Xuân công suất 200 triệu Sm³/năm và trạm Hiệp Phước công suất 80 triệu Sm³/năm. Khí nén được chở bằng xe bồn chuyên dụng đến trạm khách hàng, qua hệ thống giảm áp PRU hai giai đoạn xuống 60 barg rồi xuống 2–7 barg trước khi vào hệ thống lò đốt. Trong lĩnh vực giao thông công cộng, Gas South cấp CNG cho hơn 500 xe buýt tại TP.HCM thông qua ba trạm nén An Sương, Đại học Quốc gia và Phổ Quang [7]- công suất trạm và số lượng xe buýt lấy từ trang chính thức, đề nghị xác nhận còn đúng tại thời điểm đăng.

Với LNG, Gas South đầu tư trailer và bồn chuyên dụng để chủ động vận chuyển, cấp LNG liên tục tới khách hàng và tiết giảm chi phí so với phương án thuê ngoài. Tại cơ sở khách hàng, LNG được đưa vào hệ thống tái hóa khí gồm bồn chứa và thiết bị hóa hơi để chuyển trở lại thể khí phục vụ sản xuất [12].

Về pháp lý, Gas South sở hữu 03 loại giấy phép thương nhân kinh doanh khí, gồm giấy chứng nhận đủ điều kiện thương nhân xuất khẩu, nhập khẩu LPG, CNG và giấy chứng nhận đủ điều kiện thương nhân mua bán LNG [12]. Cùng với hơn 26 năm kinh nghiệm cung cấp nhiên liệu khí cho nhu cầu dân dụng, công nghiệp và giao thông công cộng, Gas South có thể tư vấn giải pháp trọn bộ ba loại nhiên liệu LPG, CNG và LNG theo đặc thù từng nhà máy.

CNG được vận chuyển bằng xe bồn chuyên dụng tới trạm giảm áp tại nhà máy

Khí đồng hành là phần khí được tách ra khi khai thác và xử lý dầu thô, có metan chiếm tỷ lệ lớn nhất và giàu hydrocarbon nặng hơn so với khí từ các mỏ khí riêng biệt. Sau khi qua thu gom, làm sạch và tách sản phẩm lỏng, khí đồng hành cho ra khí khô, LPG và condensate, từ đó trở thành nguyên liệu cho CNG, LNG, phát điện, sản xuất công nghiệp và giao thông. Nắm được thành phần chính của khí đồng hành là gì cùng quy trình xử lý sẽ giúp doanh nghiệp lựa chọn đúng loại nhiên liệu khí cho hệ thống của mình.

Trụ sở chính: Lầu 4, PetroVietnam Tower, Số 1-5 Lê Duẩn, Phường Sài Gòn, TP. Hồ Chí Minh
Hotline: 028.3910.0108 - 028.3910.0324
Email: lienhe@pgs.com.vn
Fanpage: https://www.facebook.com/GasSouthJSC
OA Zalo: https://zalo.me/gassouth18006776