Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí nam côn sơn nhằm thu hồi c3

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.

Lời mở đầu

Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trongchiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí Nhưng thực tế thìngành 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 kiếnđến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổhợp 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 chếbiến 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 vàohoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảmtình trạng nhập khẩu LPG Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ănviệc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước Còn lạimột lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam CônSơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp chocác 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 khíkhô 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 lĩnhvực 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 lợiích So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khảnăng 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 C 3 + ” 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 caonhất

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ KHÍ

1.1 Khái niệm , và thành phần của khí

1.1.1 Khái niệm

Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH4, C2H6, C3H8 cótrong lòng đất Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tạitrên các lớp dầu mỏ Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N2, H2S,

CO2 , khí trơ, hơi nước

1.1.2 Thành phần của khí tự nhiên

Thành phần hoá học của khí tự nhiên khá đơn giản, bao gồm: hợp chấthydrocacbon, 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 hợpchất C5+ Hàm ??????????????của các cấu tử trên thay đổi theo nguồngốc của khí

Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là C1 còn các cấu tử nặng hơnnhư C3, C4 là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trínào 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 thànhphần 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 chứacác 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 mỏkhí chứa hàm lượng He khá cao

- Hơi nước bão hoà:

Khí tự nhiên luôn chứa hơi nước bão hoà, và hàm lượng hơi nước trongkhí khai thác được phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, thànhphần hoá học của khí trong suốt quá trình khai thác Lượng hơi nướccực đại trong khí ở 200C, 1atm là 20g/m3

1.2 Phân loại khí dầu mỏ

Có nhiều cách phân loại khí, mỗi phương pháp được đưa ra đều dựa trênnhững tiêu chí khác nhau

1.2.1 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 làmetan (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 dầunên 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 nặnghơn (C2+) tăng lên đáng kể

- Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm cácHydrocacbon như : Propan, butan

1.2.2 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 5,7mg/m3 khí ở đktc hoặc và hàmlượng CO2  2% thể tích

- Khí ngọt: là khí có hàm lượng H2S và CO2 nhỏ hơn quy định trên

1.2.3 Phân loại theo hàm lượng C 3 +

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 tựnhiên 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

1.2.4 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 đồnghành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khíhoá 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

1.3 Tính chất hoá - lý của hydrocacbon

1.3.1 Phương trình chuyển pha Clapeyron - Clausius

Trong quá trình chế biến khí việc chuyển pha là rất quan trọng bởi vì sựthay đổi thể tích khi chuyển từ pha khí sang pha lỏng là rất lớn Phương trìnhclapeyron - Clausius cho thấy mối quan hệ giữa nhiệt độ chuyển pha và ápsuất:

1.3.2 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

+ Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thểtích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất cógiá 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 thểtích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổdưới và giới hạn cháy nổ trên

+ Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thểtích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ

1.3.4 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 nướcsinh ra tồn tại ở thể lỏng

+ Nhiệt trị dưới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nướcsinh ra tồn tại ở thể hơi.

1.3.5 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:

) 1 ( 645 , 2

) 1 ( 7 , 391

785 ,

1.3.6 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 ẩmtương đối và độ ẩm tuyệt đối

+ Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điềukiện 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 ởcùng 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 tụtạo thành sương mù ở áp suất nhất định

+ Điểm sương theo hydrocacbon: là nhiệt độ tại đó hydrocacbon bắtđầu suất hiện ở thể lỏng ở áp suất nhất định

1.4 Các sản phẩm của quá trình chế biến khí.

1.4.1 Khí khô thương phẩm.

Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống dẫn khícao áp đến 50 bar Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cầnđược 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 vịtính

Mức chấtlượng Phương pháp phântíchĐiểm sương của nước ở

đường kính không lớn hơn

1.4.2 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

áp suất hơi ở 37,80C, max (KPa) 1430 485 1430 D1267-87ASTMHàm lượng lưu huỳnh (max),

ASTMD2784-89Hàm lượng nước tự do, (%kl) Khôngcó Khôngcó Khôngcó ASTMD95

Độ ăn mòn tấm đồng trong 1h ở

37,80 C

1838-91Thành phần cặn sau khi bốc hơi

ASTMD1657-91

D1657-91

-ASTMD2158-97

Hàm lượng butan và các chất

-Hàm lượng pentan và các chất

Hydrocacbon không bão hoà,

- 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

1.4.3 Condensate thương phẩm.

Condensate thương phẩm: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phânđoạn trong nhà máy xử lý khí Thành phần Condensate thương phẩm bao gồmchủ 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 chấtlượng đăngký

Hàm lượng cặn lắng (% kl, max) 0,01 ASTM D473-95

Axit tổng (mg KOH/g mẫu,

Hàm lượng mối (mg/l) < 10 ASTM D3230-89

ASTM D86-96

1.5 Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt

Nam

1.5.1 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 nhiênliệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao

Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu ViệtNam 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).

2

1995

1998

*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 trưởngtrung 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 nămnay đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm Sau năm 2010, tốc độ này có thểtăng trên dưới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽphát 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 khôngchỉ có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lượng LPG còn được bổ sung bởi hai nhàmáy: 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 từnay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trongvòng 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 cungcấp

Nhu cầutiêu thụ

Chênh lệchtiêu thụ-cung cấp

Dinh

Cố

DungQuất

NghiSơn

1.5.2 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 Namđang 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 pháthiện 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).

3

*Nguồn: Petro Vietnam Gas.co, 04/2001

1.6 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, RạngĐông và Lan Tây)

1.6.1 Mỏ khí Tiền Hải

Được khai thác thương mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày03/07/1981, với lưu lượng 100 nghìn m3/ngày Mỏ Tiền Hải được với trữlượng còn lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ côngnghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ

1.6.2 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 vậnchuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sangtrộn 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 Tâyđược cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003 Công suất tối đacủa 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 (tươngđương 4,0 triệu m3/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ

1.6.3 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, từkhu vực mỏ PM 3-CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữaViệt 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 vàphần 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 vàotháng 11 năm 2005, với công suất trong gia đoạn đầu khoảng 1,251,50 tỷm3 khí/năm

1.7 Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới.

Bảng 1.7: Kế hoạch cấp khí vào bờ giai đoạn 2006 – 2020 (tỷ m 3)

0,00

0,00 0,00 3,00 0,0

0

0,00

0,00

3,00 0,3

7

0,00

0,70

0,25 0,50 2,70 1,0

0

0,00

0,60

0,70

0,15 1,50 2,70 1,5

0

0,00

1,00

0,29

0,05 1,50 1,86 1,5

0

0,00

1,00

0,70

0,19 1,50 2,70 1,5

0

1,30

1,00

0,70

0,19 1,50 2,70 1,5

0

1,30

1,00

0.70

0,19 1,50 2,70 1,5

0

1,30

1,00

0.70

0,19 1,50 2,70 1,5

0

1,30

1,00

0,70

0,25 0,50 2,70 1,0

0

0,60

0,70

0,15 1,50 2,70 1,5

0

1,00

0,50 9,130

9

0,56

0,07 1,50 2,70 1,5

0

1,30

1,00

0,29

0,05 1,50 1,86 1,5

0

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

1.8 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-VũngTàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi

công cho dự án đường ống dẫn khí 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 bắt đầu

hoạt động trong giai đoạn đầu với lượng khí 2.7 tỉ m3/năm và sẽ đạt 6 tỉ

m3/năm vào giai đoạn 2 (2005-2010) Khí khai thác từ mỏ sẽ được xử lý sơ bộtại giàn xử lý đặt tại mỏ Lan Tây, giàn xử lý này cao 190m có nhiệm vụ táchnước lẫn vào khí trong quá trình khai thác Dòng khí khô 2 pha từ ngoài khơiđược dẫn đến trạm xử lý khí Dinh Cố (Nam Côn Sơn Pipeline Terminal) theođường ống 26” Tại đây, khí sẽ được tách lỏng và được vận chuyển đến Phú

Mỹ thông qua hệ thống đường ống 30” Lượng Condensate sẽ được nhập vàocùng với Condensate của GPP Dinh Cố vận chuyển đến kho cảng Thị Vải theođường ống 6” Như vậy hiện nay, khí chỉ mới được xử lý sơ bộ và mục tiêucung cấp chủ yếu cho sản xuất điện, lượng lỏng chưa được chế biến mà chỉbán thô trong khi thị trường rất cần sản phẩm lỏng cung cấp cho nhu cầu nhiên

liệu dân dụng Trong tương lai khi lượng khí được đưa vào bờ với năng suất lớn, cần thiết có một trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị trường đồng thời thu được hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn.

Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khíkhác với trữ lượng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năngsuất 2-3 tỉ m3 khí/năm

1.9 Kết luận.

- Nước ta có nguồn khí với trữu lượng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khíđồng hành Việc khai thác khí cũng đang được tiến hành nhưng chưa đivào chế biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị

- Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàmlượng lưu huỳnh tổng, H2S, CO2 dưới điều kiện cho phép) Do đó, cóthể chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà khôngphải đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H2S, CO2 ),giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy

- LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn Việc chế biến khí để thu triệt

để LPG là việc nên làm Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khảnăng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nước ta hiệnnay

CHƯƠNG 2 NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

2.1 Mục đích, ý nghĩa của việc xây dựng nhà máy

Trước khi nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng chúng ta đã phảiđốt bỏ khoảng 91,5% lượng khí đồng hành khai thác được từ mỏ Bạch Hổ,điều này không chỉ gây lãng phí nguồn tài nguyên thiên nhiên mà còn gây ônhiễm môi trường rất nghiêm trọng

Bên cạnh đó, nhu cầu trong nước về các sản phẩm từ khí tại thời điểm đóngày càng tăng, chúng cần thiết cho các ngành công nghiệp tổng hợp hữu cơ,công nghiệp hoá dầu và đặc biệt trong công nghiệp sản xuất điện Khu vựcphía Nam đã cung cấp khoảng 40% điện vào mạng lưới quốc gia Trước đó taphải nhập một lượng lớn LPG, Condensate để pha xăng Khi nhà máy đi vàohoạt động, mặc dù chưa giải quyết hết những khó khăn mà nước ta đang gặpphải nhưng nhìn chung nhà máy đã cung cấp được một lượng khá lớn các sảnphẩm để đáp ứng nhu cầu của đất nước Ngoài ra nó còn tiết kiệm một lượngkhí tương đối lớn mà ta phải đốt bỏ trước đó, và đưa lại nguồn doanh thukhổng lồ cho đất nước

Mục đích chính của nhà máy là:

- Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom trong quá trình khai thácdầu thô từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông

- Cung cấp khí thương phẩm là nguyên liệu cho các nhà máy điện

Bà Rịa, Phú Mỹ 1 và là nguyên liệu cho các ngành công nghiệpkhác

- Thu hồi tối đa các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao như LPG,Condensate.

2.2 Nguyên liệu và các sản phẩm của nhà máy

2.2.1 Nguyên liệu

Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPPtheo đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG,Condensate và khí khô Hiện nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy từ mỏ RạngĐông và mỏ Bạch Hổ Thành phần nguyên liệu vào nhà máy được thống kêtrong bảng 2.1:

Bảng 2.1: Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol)

Tên mẫu Khí RạngĐông Condensatetrắng làm khôKhí sau Khí về bờ

Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG thương phẩm được qui địnhtrong bảng 1.2.

- Condensate thương phẩm:

Condensate được bảo quản trong các bình chứa hay bể chứa chuyêndụng cho xăng dầu Condensate được vận chuyển bằng xe bồn hoặc bằngphương tiện đường thuỷ như tàu Condensate là sản phẩm dễ cháy nên cầnđược bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 98 và TCVN

Bảng 2.1: Chỉ tiêu kỹ thuật của khí khô thương phẩm

Chỉ tiêu

Chế độ vận hành

tạiLưu lượng (triệu m3/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7

79,3014,884,330,480,540,060,060,010,240,070,03

82,8515,411,230,080,080,0060,0060,0000,2500,0700,030

84,810713,32551,31840,07320,06710,00310,003100,35710,0244-

Bảng 2.2: Chỉ tiêu kỹ thuật của sản phẩm LPG tại nhà máy.

Lưu lượng (tấn/ngày) 1000-1100

Bảng 2.3: Chỉ tiêu kỹ thuật Condensate tại nhà máy

2.3 Các chế độ vận hành của nhà máy

Nhà máy khí Dinh Cố thiết kế để vận hành theo ba chế độ là AMF, MF,GPP Cả ba chế độ này đều được đưa vào vận hành theo từng thời kỳ khácnhau Nguyên liệu đi vào nhà máy tại từng chế độ hoạt động là như nhau Chỉkhác nhau về quá trình làm lạnh Do đó các sản phẩm ở từng chế độ vận hànhcủa nhà máy cũng khác nhau

- AMF : Asolute Minimum Facility).

- MF : Minimum Facility

- GPP : Gas Process Plant

2.3.1 Chế độ vận hành AMF (Asolute Minimum Facility):

Đây là chế độ hoạt động của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động

là tối thiểu tuyệt đối Giai đoạn này được hoạt động với mục đích cung cấp khíthương phẩm gia dụng cho các nhà máy điện với công suất là 3,8 triệu

m3/ngày Đồng thời cũng thu một lượng tối thiểu Condensate với sản lượng

342 tấn/ngày Chế độ AMF là chế độ dự phòng trong trường hợp chế độ MF

và GPP không hoạt động khi xẩy ra sự cố, sửa chữa hoặc bảo dưỡng …

1400 m3 Trong nhà máy hệ thống tuyến ống SC-01/02 được đặtnghiêng 150C Phần lỏng được thu gom ở ống có đường kính 30 inch

để chế biến tiếp

- Slug Catcher liquid flash drum (V-03):

Là bình tách nằm ngang hoạt động ở áp suất 75 bar và 200C nhận lỏng

từ SC-01/02, tại đây tiếp tục quá trình tách hydrocacbon nhẹ Để tránhquá trình tạo hydrat vì giảm áp (từ 109 bar xuống 75 bar) dòng dầunóng E-07 được dùng để gia nhiệt cho V-03

- Deethanizer (C-01):

Là một tháp đĩa dạng van có 32 đĩa Nguyên liệu vào tháp đi theo haidòng, một dòng ra từ đáy của tháp Rectifier C-05 được đưa vào đĩa thứnhất Còn dòng thứ hai vào đĩa thứ 14 từ thiết bị tách V-03 Tháp hoạtđộng ở 20 bar, nhiệt độ đỉnh 640C và nhiệt độ đáy là 1940 Nhiệm vụcủa tháp C-01 là tách lượng C4- ra khỏi Condensate, cung cấp khí khôcho các nhà máy điện và bước đầu ổn định nhiệt Condensate

- Rectifier C-05:

Thiết bị lọc tinh này hoạt động ở nhiệt độ 210C áp suất 45 bar Tại đâyxẩy ra quá trình tách khí bằng phương pháp ngưng tụ

- Jet Compressor (bơm hoà dòng EJ-01A/B/C):

Cụm thiết bị dùng để giảm áp suất của khí từ SC-01/02 có áp suất 109bar xuống còn 45 bar trước khi đi vào tháp C-05 Ngoài ra nó còn có tácdụng nén khí từ áp suất 20 bar ra từ đỉnh tháp C-01 lên 45 bar

Quá trình vận hành chế độ AMF:

Sơ đồ công nghệ chế độ vận hành AFM (phục lục 1)

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa vào bờ qua đường ống 16 inchvới áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,60C đi qua thiết bị SC-01/02 Tại đây dòng khí

và dòng lỏng được tách ra theo các đường riêng biệt, phần lớn nước lẫn tronghydrocacbon được tách và thải ra từ thiết bị này

Dòng hydrocacbon từ Slug Catcher được giảm áp và đưa vào bình táchV-03 hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 200C để tách thêm phần nước vẫncòn lẫn lại trong hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng được tách ra Nhưng dohiệu ứng Joule-Thomson đồng thời với việc giảm áp suất thì nhiệt độ cũnggiảm theo dẫn đến quá trình tạo thành hydrat Để tránh hiện tượng này bìnhđược gia nhiệt đến nhiệt độ 200C bằng dầu nóng từ thiết bị E-07 Dònghydrocacbon lỏng ra khỏi V-03 tiếp tục được gia nhiệt bằng cách trao đổi

nhiệt với dòng ra từ đáy tháp C-01 (nhiệt độ là 1940C) tại thiết bị trao đổi nhiệtE-04A/B Ngoài việc tận dụng nhiệt ra, ta còn tránh được khả năng tạo hydrat

do sự giảm áp từ 75 bar xuống 20 bar khi đi qua FV-1701 Khi đó nhiệt độ củadòng lỏng sẽ tăng từ 200C đến 1010C và được đưa vào đĩa thứ 14 của tháp C-

01

Dòng khí ra khỏi Slug Catcher (SC) được dẫn vào thiết bị tách V-08nhằm tách triệt để các giọt lỏng cuốn theo dòng khí do SC không tách được vàcác hạt bụi trong khí (nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến phíasau Khí ra khỏi V-08 được đưa vào bơm hoà dòng EJ-01 A/B/C để giảm ápsuất từ 109 bar xuống 45 bar, việc giảm áp đó sẽ hút khí từ tháp C-01 Dòng ra

từ EJ-01 A/B/C là dòng hai pha ở nhiệt độ 210C, áp suất 45 bar được dẫn vàotháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03 (áp suất làm việc của tháp C-05cũng sẽ bằng 45 bar)

Tháp tách C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do hệ thống bơmhoà dòng đưa vào, dòng khí ra khỏi đỉnh tháp là dòng khí thương phẩm dùng

để cung cấp cho các nhà máy điện, hydrocacbon lỏng từ đáy C-05 sẽ được đưasang tháp C-01

Như vậy trong chế độ vận hành AMF tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu

đi vào, dòng thứ nhất là hydrocacbon lỏng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩathứ 14, dòng thứ hai là dòng hydrocacbon lỏng từ đáy tháp C-05 được đưa vàođĩa trên cùng của tháp C-01, tại đây hầu hết các thành phần C4- được tách khỏihỗn hợp nạp vào Hỗn hợp lỏng ra khỏi C-01 một phần được tận dụng thôngqua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B, một phần được làm lạnh thông qua thiết bịtrao đổi nhiệt bằng không khí E-09 trước khi đưa vào đường ống hoặc bồnchứa TK-21

2.3.2 Chế độ vận hành MF (Minimum Facility):

Đây là chế độ vận hành của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động

tối thiểu Chế độ MF được phát triển từ chế độ AMF nhằm mục đích thu hồisản phẩm Bupro với sản lượng 630 tấn/ngày và Condensate với sản lượng 380tấn/ngày Đây là chế độ dự phòng trong trường hợp không thể vận hành nhàmáy theo chế độ GPP

Ngoài các thiết bị chính trong chế độ vận hành AMF, trong chế độ này sẽ

có thêm một số thiết bị sau:

- Tháp ổn đinh Condensate (Stabilizer C-02):

Đây là tháp dạng đĩa gồm 30 đĩa vận hành ở áp suất 11 bar, nhiệt độ ởđỉnh là 60 0C, nhiệt độ đáy là 154 0C Tại thiết bị này Condensate vàBupro sẽ được tách ra

- Tháp loại nước (Dehydration and Regeneration V-06 A/B):

Là tháp hấp phụ sử dụng chất rắn (lớp trên là nhôm oxit, lớp dưới làzeolit), hoạt động ở 109 bar Với cấu tạo như trên, khí ra khỏi thiết bị cóđiểm sương là -75 0C

- Các thiết bị trao đổi nhiệt (Exchanger E-14, E-20):

Khí ra từ V-06 A/B được chia thành hai đường, một vào thiết bị trao đổinhiệt E-14, một dòng vào thiết bị trao đổi nhiệt E-20 để trao đổi nhiệtvới khí và lỏng ra ở đỉnh, đáy của tháp C-05 nhằm giảm nhiệt độ khíđầu vào tháp C-05

- OVHD Compressor (K-01):

Là thiết bị nén dùng để tăng áp suất khí từ đỉnh C-01 lên 45 bar để đưavào dòng khí thương phẩm.

B (điểm sương là -750C) áp suất 109 bar được dẫn đến đồng thời hai thiết bịtrao đổi nhiệt E-14 và E-20 để làm lạnh Dòng khí ra khỏi E-14 nhiệt độ là -

170C, áp suất 109 bar qua van giảm áp FV-1001 giảm xuống còn -350C, ápsuất 47,5 bar sẽ được nhập với dòng khí ra từ E-20 có nhiệt độ 190C là nguyênliệu cho tháp C-05 Dòng khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -190C trao đổinhiệt với E-14 và được đưa ra đường ống dẫn khí thương phẩm cung cấp chocác nhà máy điện, dòng lỏng ra khỏi đáy tháp C-05 được dẫn tới đĩa thứ 1 củatháp C-01

Dòng lỏng từ SC-01/02 qua van giảm áp đến thiết bị tách V-03 áp suất sẽgiảm từ 109 bar đến 75 bar và có nhiệt độ là 200C V-03 là thiết bị tách ba phađược gia nhiệt bằng dòng E-07 (nhiệt độ đầu vào 2600C và nhiệt độ đầu ra

350C) Dòng khí từ V-03 qua van giảm áp được đưa vào đĩa thứ 2, đĩa thứ 3của tháp C-01 với nhiệt độ -80C Còn dòng lỏng đi ra từ V-03 được gia nhiệt

từ 200C đến 800C qua FV-1701 và được đưa vào tháp C-01 ở đĩa thứ 20 Khí

ra khỏi tháp C-01 được đưa vào thiết bị tách V-12 qua máy nén K-01 nén đến

áp suấ 47 bar rồi dẫn vào đường ống dẫn khí thương phẩm

Tháp C-01 hoạt động ở nhiệt độ đỉnh 100C, nhiệt độ đáy 1200C áp suất 29bar Dòng lỏng ra khỏi đáy tháp C-01 sẽ là nguyên liệu cho tháp ổn địnhCondensate C-02 ở đĩa thứ 11 Nhiệt độ đỉnh tháp C-02 là 600C, nhiệt độ đáy

là 1540C áp suất 11bar Dòng ra khỏi tháp C-02 là Bupro được dẫn ra bồnchứa hoặc được dẫn đến kho cảng Thị Vải, còn dòng lỏng ra khỏi C-02 mộtphần cho hồi lưu trở lại đáy tháp C-02, một phần cho trao đổi nhiệt với dònglỏng của V-03 thông qua E-04, sau đó được làm lạnh ở E-09 tiếp tục được đưatới bồn chứa TK-21 hoặc dẫn đến kho cảng Thị Vải

Thiết bị tách V-06 A/B là hai tháp hấp thụ hoạt động luân phiên nhau, khitháp này làm việc tháp kia sẽ tái sinh Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sựcấp nhiệt của dòng khí thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 2200C bằngdầu nóng tại E-18, dòng khí này sau khi ra khỏi V-06 A/B được tái làm nguội

ở E-14 và tách lỏng ở V-07 trước khi đưa vào đường ống dẫn khí thươngphẩm

Hệ thống hấp thụ nước bao gồm 2 tháp V-06A/B có tác dụng tách cácphân tử nước ra khỏi hỗn hợp khí trước khi đi vào quá trình phân đoạn Trongtháp có chứa các hạt hấp phụ nhôm oxit (hấp thụ???? thô) và zeolit (hấp

thụ???? sâu), nước bị giữ lại trên các bề mặt mao quản của các hạt này Haitháp làm việc theo chế độ luân phiên nhau (một hấp phụ, một tái sinh) Quátrình tái sinh bao gồm các giai đoạn sau: Giảm áp (nhằm chuẩn bị cho quátrình tái sinh được hiệu quả hơn), gia nhiệt (tách các phân tử nước ra khỏi cácmao quản dưới tác dụng của dòng khí có nhiệt độ 2300C), làm lạnh và tăngnhiệt áp (để giúp cho quá trình hấp phụ sau này được triệt để), cuối cùng làgiai đoạn dự phòng (hai tháp cùng có tác dụng hấp phụ trong một thời gianngắn trước khi hoán đổi chức năng làm việc)

2.3.3 Chế độ vận hành GPP (Gas Processing Plant):

Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy xử lý khí, lúc này nhà máy baogồm các thiết bị hoàn chỉnh được hoàn thiện từ cụm thiết bị MF với mục tiêuthu hồi triệt để Condensate, propan và butan Khi hoạt động ở chế độ GPPhiệu suất thu hồi lỏng cao hơn so với các giai đoạn AMF và MF

Sản phẩm của nhà máy trong chế độ GPP là:

- Splitter C-03:

Đây chính là tháp đĩa dạng van gồm 30 đĩa, đĩa tiếp liệu là đĩa thứ 14vận hành ở áp suất 16 bar, nhiệt độ 970C Tại đây xẩy ra quá trình táchriêng propan và butan

- Máy nén K-02/03:

Là các máy nén pittông một giai đoạn, được dùng để tăng áp suất từđỉnh C-01 lên 109 bar trước khi vào lại V-06 A/B

- Stripper C-04:

Là tháp dạng đĩa van gồm 6 đĩa vận hành với áp suất 47 bar, nhiệt độ400C Tại đây dòng lỏng từ C-03 được đưa vào tách nước bởi tách nhânkhí nóng.

ba pha V-03 để sử lý tiếp, còn dòng khí tách ra tại V-08 được đưa sang thápV-06 A/B dùng chất hấp phụ rắn để tách hydrat

Dòng khí khô ra khỏi tháp V-06 A/B sau khi được lọc bụi ở thiết bị lọc

F-01 A/B được chia thành hai phần Phần một khoảng 2/3 lượng khí được đưavào đầu giãn của thiết bị Turbo-Expander CC-01, tại đây khí giãn nở từ 109bar xuống còn 33,5 bar, đồng thời do hiệu ứng Joule-Thomson nhiệt độ cũnggiảm xuống còn -180C, dòng khí này sẽ được đưa vào đáy tháp C-05 để táchlượng nhẹ còn lại trong đó Phần thứ hai khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được đưa sang thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để làm lạnh từ 260C xuống -33,50C nhờ dòng khí lạnh từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -430C, sau đó nhờ vangiảm áp FV-1001 khí được giãn nở đoạn nhiệt từ 109 bar xuống 47,5 barđồng thời nhiệt độ cũng giảm từ -350C xuống -620C sau đó được đưa vào thápC-05 đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài

Tháp C-05 làm việc ở nhiệt độ đỉnh -430C, nhiệt độ đáy -200C và áp suất33,5 bar Khí ra khỏi tháp C-05 được sử dụng để làm lạnh khí đầu vào thôngqua thiết bị trao đổi nhiệt E-14, sau đó được nén tại đầu nén của thiết bị CC-

01 và được đưa ra đường dẫn khí thương phẩm Lỏng ra khỏi tháp C-05 đượcnạp vào đĩa thứ nhất của tháp C-01 để xử lý tiếp.

Khí thoát ra ở đỉnh C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar sau

đó được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08 với tác nhân làm lạnh là dònglỏng đến từ V-03 có nhiệt độ 200C Tiếp đó khí được đưa vào tháp C-04 đểtách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng đến từ V-03

Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh 400C, nhiệt độ đáy

440C, khí ra ở đỉnh C-04 được máy nén K-02 nén đến áp suất 75 bar sau đóđược làm lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không khí E-19 Dòng khí thoát ra từE-19 được trộn với lượng khí tách ra từ V-03 và được máy nén K-03 nén đến

áp suất 109 bar, tiếp tục được làm lạnh tại E-13 và được đưa vào dòng khínguyên liệu của thiết bị tách V-08

Tháp C-01 làm việc ở nhiệt độ đỉnh và nhiệt độ đáy lần lượt là 140C và

1090C Sản phẩm đáy của tháp C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ sẽ được đưatới tháp C-02

Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 550C, nhiệt độđáy 1340C Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng Condensate và Bupro Sảmphẩm đỉnh của tháp C-02 là Bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn hoàn ở nhiệt

độ 430C trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02, sau đó được đưa tới bìnhhồi lưu V-02 có dạng nằm ngang Một phần Bupro được bơm P-01 A/B bơmtrở lại tháp C-02 để hồi lưu, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh ápsuất làm việc của tháp C-02 (11bar) và tháp C-03 (16 bar) Phần Bupro còn lạiđược gia nhiệt đến 600C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-17 trước khi cung cấpcho tháp C-03 bằng dòng lỏng nóng từ đáy tháp C-03 Sản phẩm của đáy thápC-02 chính là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa TK-21 hoặcdẫn ra đường ống vận chuyển Condensate về kho cảng Thị Vải

Tháp C-03 có nhiệm vụ tách riêng propan và butan ra khỏi hỗn hợpBupro Sản phẩm đỉnh tháp C-03 là hơi Propan được ngưng tụ hoàn toàn ởnhiệt độ 460C nhờ thiết bị làm lạnh E-11 được lắp đặt tại đỉnh C-03 và đượcđưa tới bình chứa V-05 Một phần lỏng ra khỏi V-05 được hồi lưu trở lại thápC-03 bằng bơm P-03, phần còn lại được bể chứa V-21A Sản phẩm ra từ đáytháp C-03 được đưa trở lại hồi lưu một phần thông qua thiết bị gia nhiệt E-10

để đưa dòng lỏng lên nhiệt độ 970C, phần còn lại được giảm nhiệt độ đến 600Cbằng cách trao đổi nhiệt với dòng nguyên liệu vào tháp thông qua thiết bị traođổi nhiệt E-17, sau đó tiếp tục giảm nhiệt độ đến 450C thông qua E-12 vàđược dẫn đến bồn chứa V-21B hoặc được dẫn đến kho cảng Thị Vải

2.3.4 Chế độ vận hành GPP chuyển đổi hiện tại.

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được thiết kế để sử dụng nguồn nguyên liệu

là khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng đầu vào 4,3 triệu m3/ngày và ápsuất khí đầu vào là 109 bar Tuy nhiên, từ cuối năm 2001 lượng khí vậnchuyển theo đường ống dẫn khí Bạch Hổ – Dinh Cố tăng từ 4,3 triệu m3/ngàylên 5,7 triệu m3/ngày do có thêm đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông nốivào Như vậy, lượng khí tiếp nhận ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố sẽ tăng thêmkhoảng 1 triệu m3/ngày Việc tăng lưu lượng khí vào bờ đã gây sự sụt áp đáng

kể trên đường ống dẫn khí vào bờ và áp suất tại điểm tiếp nhận khí của nhàmáy giảm từ 109 bar xuống còn khoảng từ 60-80 bar áp suất khí đầu vào thấp

sẽ làm giảm khả năng ngưng tụ của các cấu tử nặng dẫn tới giảm khả năng thuhồi sản phẩm lỏng của nhà máy, đồng thời làm giảm áp suất của dòng khí khôcung cấp cho nhà máy điện

Để khắc phục vấn đề này, nhà máy đã tiến hành lắp đặt thêm trạm nénkhí đầu vào để nén khí đầu vào lên áp suất 109 bar theo đúng thiết kế ban đầu

Trạm nén khí đầu vào của nhà máy xử lý khí Dinh Cố gồm 4 máy nén

K-1011 A/B/C/D Trong đó có ba máy hoạt động, một máy dự phòng để tạo sựlinh hoạt về công suất vận hành và công suất dự phòng

Các thiết bị chính trong chế độ GPP chuyển đổi:

Các thiết bị trong chế độ này gồm toàn bộ các thiết bị trong chế độ vậnhành GPP và còn có thêm trạm máy nén khí đầu vào K-1011 A/B/C/D, bìnhtách V-101

Quá trình vận hành chế độ GPP chuyển đổi:

Sơ đồ công nghệ vận hành chế độ GPP chuyển đổi (phụ lục 4)

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng 5,7 triệu m3/ngày đi vào hệthống SC-01/02 để tách Condensate và nước trong điều kiện áp suất 60-70bar, nhiệt độ 25-300C tuỳ theo nhiệt độ môi trường Tiếp theo đó hỗn hợp khíđược chia thành hai dòng:

o Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm ápPV-106, áp suất của khí sẽ giảm từ 60-70 bar xuống 54 bar và đi vàothiết bị tách lỏng V-101 để tách riêng lỏng và khí Lỏng đi ra tại đáybình tách V-101 được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03 để tách sâuhơn, còn khí đi ra từ bình tách V-101 được sử dụng như khí thươngphẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đườngkính 16 inch

o Dòng khí thứ hai là dòng chính khoảng 4,9 triệu m3/ngày được đưa vàotrạm nén khí K-1011 A/B/C/D nhằm tăng áp suất của dòng khí từ 60-

70 bar lên áp suất 109 bar theo thiết kế, sau đó khí được làm nguộibằng không khí đến nhiệt độ 400C bằng E-1011 Dòng khí này đượcđưa vào thiết bị lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọcbụi bẩn Sau đó được đưa vào thiết bị hấp thụ V-06 A/B để tách triệt

để nước tránh hiện tượng tạo thành hydrat trong các quá trình chế biếnsâu tiếp theo.

Dòng khí ra khỏi tháp V-06 A/B được lọc bụi khi đi qua F-01 A/B đượcchia thành hai dòng:

o Khoảng một phần ba khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để hạnhiệt độ từ 26,50 C xuống -350 C với tách nhân làm lạnh là dòng khíkhô đến từ đỉnh tháp C-05 với nhiệt độ -450 C Sau đó dòng khí ra khỏiE-14 được làm lạnh sâu hơn đến nhiệt độ -620 C nhờ van giảm áp FV-

1001 áp suất giảm từ 109 bar xuống 37 bar Lúc này dòng khí sẽ chứakhoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của tháp C-05 nhưmột dòng hồi lưu ngoài

o Phần thứ hai khoảng hai phần ba dòng khí còn lại được đưa vào đầugiãn của CC-01 để giảm áp từ 109 bar xuống 37 bar và nhiệt độ giảmxuống -120 C Dòng khí này được đưa vào đáy tháp C-05

Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01 A/B được tách ra và đưasang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ sau đó đưa vào tháp tinh cấtC-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ của đỉnh và đáy tháp tương ứng là -

450C và -150C Tại đây khí được tách ra từ đỉnh tháp chủ yếu là metan và etan,còn phần ra ở đáy là C3+

Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -450C qua E-14 sau đóđược nén tới áp suất 54 bar trong phần nén của thiết bị CC-01 Hỗn hợp khí đi

ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16 inch đến các nhà máyđiện như là khí thương phẩm

Còn hỗn hợp lỏng ra khỏi tháp C-05 được đưa tới đỉnh tháp C-01 nhưmột dòng hồi lưu ngoài

Tháp C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như một thiết bị chưngcất Trong chế độ GPP chuyển đổi này tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi

vào là dòng lỏng từ đáy bình tách V-03 sau khi được gia nhiệt tại E-04 đượcđưa vào đĩa thứ 20 Tháp C-01 có nhiệm vụ tách các HC nhẹ như metan, etan

ra khỏi Condensate, khi hoạt động tháp có áp suất 27,5 bar, nhiệt độ đỉnh

140C nhiệt độ đáy tháp 1090C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B.Khí nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để tách lỏng cótrong khí, sau đó được máy nén K-01 nén từ 27,5 bar đến áp suất 47,5 bar rồiđưa vào bình tách V-13 được nén tiếp đến 75 bar nhờ máy nén K-02, đượclàm mát nhờ thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19 Dòng ra khỏi E-19 lạiđược máy nén K-03 nén đến áp suất thiết kế 109 bar, làm mát tại thiết bị traođổi nhiệt E-13 và cuối cùng quay trở lại bình tách V-08 như là nguyên liệuđầu vào

Hỗn hợp lỏng ra khỏi đáy tháp C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ đượcđưa vào bình ổn định V-15 sau đó được đưa vào đĩa thứ 11 của tháp C-02.Tháp C-02 là một tháp đĩa dạng van bao gồm 30 đĩa, áp suất làm việc 11bar, nhiệt độ tại đỉnh 550C, nhiệt độ tại đáy 1340C được duy trì nhờ E-03 thápC-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp Bupro ra khỏi Condensate Hỗn hợpBupro ra khỏi tháp C-02 có nhiệt độ 550C được làm mát đến 430C nhờ thiết bịtrao đổi nhiệt E-02 sau đó đưa sang bình ổn định V-02 , một phần nhỏ Buprođược hồi lưu lại đỉnh tháp C-01 còn phần lớn được làm lạnh lần nữa tại E-12sau đó được đưa đến bồn chứa để xuất ra xe bồn hoặc đưa về kho cảng ThịVải

Condensate ra khỏi tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng nhiệt để gianhiệt cho dòng lỏng ra từ đáy tháp V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04,đồng thời nhiệt độ dòng Condensate cũng giảm xuống còn 600C, sau đó đượclàm mát tiếp đến 450C tại thiết bị làm lạnh bằng quạt E-09 cuối cùng được đưavào bồn chứa hoặc đưa đến kho cảng Thị Vải

2.4 Một số hệ thống trong nhà máy:

- Hệ thống đuốc:

Hệ thống đuốc nhằm loại bớt khí tới nhà máy thông qua các van an toàn,van áp suất hoặc các chỗ nối thông khí và đốt nó ở chỗ an toàn Toàn bộkhí được gom ở ống góp của đuốc có đường kính 20 inch và được đưa tớibồn cách biệt của đuốc, là bình nằm ngang có đường kính 3,1m và chiềudài 8,2m ở đây toàn bộ chất lỏng được loại ra và khí rời ống góp 20 inchsang ống đuốc (ME-51), ống đuốc có đường kính 30 inch, cao 70 m, cócông suất 212 tấn/h Hệ thống thoát khí được thiết kế loại chất lỏng xả ra

từ nhà máy qua van an toàn nhiệt hoặc các điểm nối xả bằng cách làmnóng hoặc bay hơi Tất cả các chất lỏng trong ống góp 12 inch được dẫnđến bộ làm nóng (E-12), nó được làm nóng tới 550C, sau đó tới thùng táchbiệt, qua hầm đốt, có công suất lớn nhất là 8,9 m3/h

- Hệ thống bơm metanol:

Metanol được sử dụng nhằm tránh tạo hydrat trong các bộ phận làm lạnhtrong nhà máy Metanol được vận chuyển đến bồn chứa metanol (V-52)dạng đứng có đường kính 0,75 m và chiều cao 7,5 m Bơm metanol làbơm pittông có công suất là 13 l/h, áp suất xả 11,5 bar Có 3 buồng chứa,một để cung cấp cho đầu vào của E-14, một cho E-20 và còn lại cung cấpchung cho các điểm bơm

- Hệ thống tạo mùi:

Mục đích của hệ thống tạo mùi là để phát hiện rò rỉ của sản phẩm Khihoạt động bình thường, chất tạo mùi được bơm liên tục với lưu lượng 40-

60 ppm sảm phẩm Chất tạo mùi dùng trong nhà máy là Ankylmercaptan,

là chất không màu, rất độc Khí thương mại được tạo mùi bằng thiết bị 101

2.5 Kết luận

 Nhà máy chế biến khí Dinh Cố chế biến khí đồng hành chứa nhiều

hydrocacbon nặng hơn khí tự nhiên

 Điểm khác nhau cơ bản trong ba chế độ công nghệ ở nhà máy GPP

Dinh Cố là khả năng thu hồi các sản phẩm lỏng Từ chế độ AMF đếnchế độ GPP chuyển đổi thì sản phẩm lỏng thu hồi tăng lên

CHƯƠNG 3 CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ

Khí tự nhiên, khí đồng hành, khí nhà máy dầu đều chứa rất nhiều nước,các tạp chất cơ học, hydrosunful, cacbonic và các hợp chất của lưu huỳnh(mecarptan, COS ) Do đó muốn chế biến khí thành các sản phẩm mongmuốn ta phải qua các quá trình chế biến Một trong những công nghệ chế biếnkhí thường phải qua một số giai đoạn sau:

Sơ đồ quá trình chế biến khí chung:

Cụm thiết bị 1: Xử lý sơ bộ nguồn nguyên liệu bao gồm:

+ Tách hai pha lỏng và pha khí ra khỏi nhau

+ Loại từng phần hoặc toàn bộ hơi nước trong khí

Cụm thiết bị 4: Phân tách thành các sản phẩm riêng biệt có giá trị

+ Khí hoá lỏng (LPG)

4

3 Sale gas Wet gas

Products