Tìm hiểu khái quát giàn nén khí trung tâm mỏ bạch hổ và tính toán các thông số cơ bản của tháp làm khô khí bằng trietylenglycol

Từ tháng 7 năm 1997 giàn nén khí trung tâm CCP mỏ Bạch Hổ đã hoàn thànhgóp phần sơ chế và nâng cao sản lượng khí đưa vào bờ,thông qua nhà máy xử lýkhí Dinh Cố GPP để tách các sản phẩm lỏ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI :

TÌM HIỂU HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ GIÀN NÉN KHÍ TRUNG TÂM MỎ BẠCH HỔ VÀ TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA THÁP LÀM KHÔ KHÍ BẰNG TRIETYLENGLYCOL (TEG).

SINH VIÊN : NGUYỄN TIẾN MẠNH LỚP : LỌC HÓA DẦU K53 VŨNG TÀU

HÀ NỘI - 2013

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI :

TÌM HIỂU HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ GIÀN NÉN KHÍ TRUNG TÂM MỎ BẠCH HỔ VÀ TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA THÁP LÀM KHÔ KHÍ BẰNG TRIETYLENGLYCOL (TEG).

GVHD: GS.TS :NGUYỄN DANH NHI GVPB:

HÀ NỘI - 2013

Phụ lục

Table of Contents

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ KHÍ HYDROCACBON 8

1-1 Thành phần ,phân loại: 8

1-1-1 Phân loại theo nguồn gốc khai thác 8

1.1.2 Phân loại theo thành phần định lượng 9

1.2 Một số tính chất cơ bản của khí và các sản phẩm của khí 10

1.2.1 Áp suất hơi bão hòa : 10

1.2.2 Cân bằng lỏng- hơi 11

1.2.3 Khối lượng riêng , tỉ khối 12

1.2.4 Độ nhớt 12

1.2.5 Entapy: 14

1.2.6 Nhiệt dung : 14

1.2.7 Nhiệt độ và áp suất tới hạn 15

1.2.8 Giới hạn cháy nổ 18

1.2.9Hệ số nén 19

1.2.10 Nhiệt cháy (nhiệt trị ) 20

1.2.11Độ ẩm , điểm sương của khí 21

CHƯƠNG 2: TỔNG QUÁT VỀ GIÀN KHÍ 25

TRUNG TÂM MỎ BẠCH HỔ (CCP) 25

2.1 Sơ đồ tổng quát qui trình công nghệ giàn nén khí trung tâm 25

2.1 Mục đích của giàn nén khí trung tâm (ccp) 26

2.1.2.Sơ đồ tổng quát giàn nén khí trung tâm CCP (xem hình 2.1) 26

2.2 Mô tả các cụm thiết bị chính của giàn CCP 26

2.2.1 Hệ thống nén khí áp suất thấp (LP) 26

2.2.2 Tách đầu vào 28

2.2.3 Hệ thống nén áp suất cao (HP) 28

2.2.4 Hệ thống làm khô khí 31

2.2.5 Hệ thống xử lý condensate đen 32

2.2.6 Đo và thu hồi condensate trắng 34

2.2.7 Hệ thống xử lý nước thải 35

2.3 Mô tả thiết bị chính 35

2.3.1 Thiết bị tách 35

a)Nguyên tắc của sự tách 36

b.Các bộ phận của thiết bị tách 36

Chương 3 53

HÀM LƯỢNG ẨM VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÁCH ẨM (LÀM KHÔ KHÍ) 53

3.1 Hàm lượng của khí ngọt 53

3.2 Hàm lượng ẩm của khí chua 54

3.3 Tác hại của độ ẩm 54

3.3.1 Hydrat và sự hình thành hydrat khí 55

3.3.2 Các phương pháp làm khô khí 57

3.3.2.1 Phương pháp hấp thụ 57

3.3.2.2 Phương pháp hấp phụ 61

Chương 4 65

TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CỦA THÁP LÀM KHÔ KHÍ BẰNG TRIETYLENGLYCOL (TEG) 65

4.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT 65

4.2 TÍNH TOÁN ÁP DỤNG 67

4.2.1 Giới thiệu số liệu ban đầu 67

Kết luận 76

Tài liệu tham khảo 77

Danh mục các hình vẽ trong đồ ánSTT Số hình vẽ Tên hình vẽ Trang

1 Hình 1.1 Giản đồ trạng thái pha của một cấu tử 17

2 Hình 1.2 Giản đồ pha điển hình của hệ đa cấu tử 18

3 Hình 2.1 Sơ đồ tổng quát giàn nén khí trung tâm 30

Danh mục bảng biểu trong đồ án STT Bảng Tên bảng Trang

7 1.7 Thành phần khí sau hệ thống sấy khí khô về bờ 27

8 2.1 Thành phần khí giai đoạn cuối của máy nén LP 29-30

9 2.2 Thành phần của các cấu tử đầu vào hệ thống nén

HP

32

10 2.3 Thành phần khí đầu ra máy nén HP 33-34

11 2.4 Thành phần condensate đen ở CCP 35-36

12 3.1 Tính chất hóa lý cơ bản của glycol 48

13 3.2 Các thông số cơ bản của một số chất hấp phụ 52

14 4.1 Thành phần (% thể tích) loại khí cần làm khô 57

15 4.2 Trình bày kết quả tính MTB,Tgth,Pgth 58-59

16 4.3 Kết quả tính toán tháp hấp thụ hơi nước 65-66

LỜI NÓI ĐẦU

Hiện nay hàng năm nước ta khai thác được gần 20 triệu tấn dầu và hàng tỉ m3khí.Đó là một nguồn tài nguyên rất quý giá đóng góp quan trọng cho nền kinh tếnước ta.Cụ thể từ năm 1986 dầu thô Việt Nam đã xuất khẩu cho nhiều nước trên thếgiới thu về lượng ngoại tệ lớn góp phần sự phát triển nền kinh tế quốc dân

Trước năm 1995,lượng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ phải đốt bỏ ngoàikhơi,nhưng từ tháng 5 năm 1995 dường ống dẫn khí từ mỏ Bạch Hổ vào Bà Rịa-Vũng Tàu đã được đưa vào hoạt động cung cấp cho nhà máy điện turbin khí Bà Rịa

và Phú Mỹ,đó là một cột mốc quan trọng trong ngành khí Việt Nam.Tuy chỉ là bướcđầu song đã tiết kiệm được 1.3 đến 1.4 tỷ đồng mỗi ngày.Đây là sự kiện đánh dấumột bước tiến mới của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam

Từ tháng 7 năm 1997 giàn nén khí trung tâm (CCP) mỏ Bạch Hổ đã hoàn thànhgóp phần sơ chế và nâng cao sản lượng khí đưa vào bờ,thông qua nhà máy xử lýkhí Dinh Cố (GPP) để tách các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn nhằm nângcao hiệu quả sử dụng hợp lý nguồn khí hydrocacbon và đóng góp to lớn vào ngânsách nhà nước

Được phép của bộ môn Lọc Hóa Dầu ,Khoa Dầu Khí trường đại học Mỏ ĐịaChất và xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro ,em đã tiến hành thu thập tài liệu

về giàn nén khí trung tâm mỏ Bạch Hổ và tính toán một công đoạn của giàn trong

đề tài “tìm hiểu khái quát giàn nén khí trung tâm mỏ Bạch Hổ và tính toán cácthông số cơ bản của tháp làm khô khí bằng Trietylenglycol (TEG)”

Trong quá trình thu thập nghiên cứu tài liệu , được sự giúp đỡ tận tình của ThầyGS.TS Nguyễn Danh Nhi,các cán bộ kỹ thuật của xí nghiệp Vietsopetro em đã hoànthành bản đồ án tốt nghiệp này

Tự đáy lòng mình em xin chân thành cảm ơn quý Thầy Cô trong bộ môn Lọc HóaDầu và Thầy Cô giáo đã dạy dỗ giúp đỡ chúng em trong suốt quá trình học tập tạitrường cũng như quá trình nghiên cứu để hoàn thành đồ án tốt nghiệp

Hà Nội,tháng 5 năm 2011

Sinh viên :Nguyễn Tiến Mạnh

Trân trọng cảm ơn!!!

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ KHÍ HYDROCACBON

Ở nhiều vùng khác nhau trên thế giới , tùy thuộc vào những cấu tạo địa chấtkhác nhau , tồn tại các mỏ dầu và mỏ khí thiên nhiên.Thành phần chủ yếu của khí tựnhiên và khí dầu mỏ là các hydrocacbon no như metan CH4,etan C2H6,propan

C3H8,butan C4H10 và một số chất khác với hàm lượng nhỏ hơn.Ngoài ra còn có mặtcác chất khác như H2S,CO2,N2,He…và luôn có hơi nước.

1-1 Thành phần ,phân loại:

1-1-1 Phân loại theo nguồn gốc khai thác

Tùy theo nguồn gốc khai thác , người ta phân thành hai loại : Khí tự nhiên (hay khíkhông đồng hành ) và khí đồng hành

 Khí tự nhiên : Là hỗn hợp khí khai thác từ mỏ khí không có dầu.Thành phần

chính của khí tự nhiên là metan, etan,các chất khác chiếm hàm lượng nhỏhơn.Trên bảng 1.1 trình bày thành phần của một vài loại khí tự nhiên

 Khí đồng hành :là hỗn hợp khí khai thác từ mỏ dầu ở trong lòng đất ,dưới

áp suất cao và nhiệt độ khá cao ,các chất khí tan nhiều vào trong dầu ,khikhai thác đưa lên mặt đất ,do áp suất giảm nên khí thoát ra khỏi dầu ,táchthành pha khí gọi là khí đồng hành.Trên bảng 1.2 trình bày thành phần một

C1 63,4 30,9 71,59 77,25

C 10,5 26,8 12,52 9,49

C3 11,1 21,8 8,61 3,83 i-C4 1,2 2,4 1,75 1,43 n-C4 2,8 4,4 2,96 1,26

1.1.2 Phân loại theo thành phần định lượng

Tùy theo hàm lượng các khí axit H2S,CO2 CO2 có trong khí người ta phân thành:Khí chua và khí ngọt

 Khí chua :là khí chứa hàm lượng H2S≥5,7mg H2S và/hoặc CO2≥2% thể tíchtrong 1m3 khí đó ở áp suất 1 bar và 150C

 Khí ngọt :là khí có hàm lượng H2S và CO2 nhỏ hơn qui định trên

Sự có mặt của H2S và CO2 ảnh hưởng nhiều tới chất lượng các sản phẩm khí(như khí khô,LPG và Condensat) do đó nếu khí thuộc loại chua thì trong dâychuyền công nghệ xử lý khí phải được trang bị phân xưởng loại H2S và CO2 đếnhàm lượng cho phép mới có thể vận chuyển chế biến và sử dụng các sản phẩm khímột cách an toàn và hiệu quả

 Phân loại theo hàm lượng C 2 :

- Khí khô là khí có hàm lượng C2 ≤ 10 %.

- Khí ẩm là khí có hàm lượng C2+≥ 10 %.

 Khí giàu,khí nghèo (hoặc khí béo ,khí gầy )

Để có thể thu hồi sản phẩm lỏng (C3 )đạt hiệu quả kinh tế ,người ta thườngtính toán đánh giá sản lượng C3+ theo cách theo cách phân loại này khí được chiathành khí béo và khí gầy.

-khí béo là khí có hàm lượng C3 ≥50g/Nm3 khí

-Khí gầy là khí có hàm lượng C3+3¿50 g/ Nm3 khí ở 150C và 1bar

Căn cứ vào chỉ tiêu này ,các khí đồng hành mỏ Bạch Hổ ,Đại Hùng ,Rồng cóhàm lượng C3+ khoảng 200_300g /1m khí ,chúng ta là khí béo

Khí càng béo thì càng tách được nhiều sản phẩm lỏng (như khí dầu mỏ hóalỏng LPG hoặc xăng tự nhiên C5 ).Các sản phẩm hóa lỏng từ khí có giá trị kinh tếcao hơn nhiều so với khí đốt làm nhiên liệu không qua chế biến

1.2 Một số tính chất cơ bản của khí và các sản phẩm của khí

1.2.1 Áp suất hơi bão hòa :

Áp suất hơi bão hòa là áp suất ở trạng thái bay hơi cực đại tại nhiệt độ nhất

định,khi tốc độ bay hơi và tốc độ ngưng tụ trên bề mặt chất lỏng bằng nhau.Ta cóthể coi gần áp suất hơi bão hòa P của một dung dịch lỏng tuân theo công thức:

Ki = x y i

i (1.12) Tại áp suất dưới 100psi,các định luật Rault và Dalton về dung dịch lý tưởng đượcdùng để dự đoán hệ số cân bằng pha.Theo định luật Rault thì áp suất riêng phần Pi

của một cấu tử trong hệ đa cấu tử là tích số mole của cấu tử đó trong pha lỏng với

áp suất bão hòa của nó

Pi = xi.Pvi (1.13)

Trong đó :

Pi :áp suất riêng phần của cấu tử i, psia

pvi :áp suất hơi bão hòa cấu tử i ,psia

xi :phần mole cấu tử I trong pha lỏng

Theo dịnh luật Dalton ,áp suất riêng phần của một cấu tử là tích phần mole cấu

tử đó trong pha khí với áp suất tổng của hệ

Pi = yi.P (1.14)

Trong đó :

P : áp suất tổng của hệ, psia

Yi:phần mole cấu tử I trong pha khí

Tại trạng thái cân bằng ta có thể kết hợp hai định luật trên như sau:

1.2.3 Khối lượng riêng , tỉ khối

- Khối lượng riêng của một chất là khối lượng của một đơn vị thể tích chất đó

ở nhiệt độ và áp suất nhất định.Khối lượng riêng thường được biểu diễn bằngg/dm3 hay kg/m3.Áp suất hơi bão hòa càng lớn khi chứa càng nhiều chất dễbay hơi

- Tỉ số giữa khối lượng riêng của khí A so với khối lượng riêng của khí Bđược gọi là tỉ khối của A so với B

Da/b=ρA/ρB (ở T và P xác định)

Trong đó ρA khối lượng riêng của khí A

ΡB khối lượng riêng của khí B

Trong thực tế người ta chọn không khí để làm chất so sánh, lúc đó ta có:Dkhí/kk=(ρkhí/ρkk ) =Mkhí /29

Trong đó 29 là klpt trung bình của không khí

M là klpt của khí.ví dụ đối với meetan ta có MC1=16 vậy MC1=16vậy dC1/kk=16/29 =0.55

Đối với hỗn hợp khí , ta có thể tính klpt trug bình theo công thức :

Mhhtb =∑MiXi với Mi-klpt của khí j

Yj phần mol của j

Lúc đó tỉ khối của khí (hoặc hỗn hợp khí ) đối với không khí là:Mhh/29

Căn cứ vào tỉ khối của khí (hoặc hỗn hợp khí )người ta có thể biết khí đónặng hơn hay nhẹ hơn không khí

Như vậy nếu dkhí<1, khí nhẹ hơn không khí

Nếu dkhí >1 khí nặng hơn không khí

Ví dụ : dC1 =0.55 <1 nên metan nhẹ hơn không khí

Dc3 =1.52> 1 nên propan nặng hơn không khí

Độ nhớt là một trong những tính chất quan trọng tính toán dòng chảy chohydrocacbon lưu chất Độ nhớt đại diện cho trở lực gây ra bởi lục hấp dẫn

giữa các lớp lưu chất kề nhau ( ma sát nội giữa các phân tử ) giữa bề mặtphân cách của lưu chất

Hai lớp chất lưu chuyển động tương đối với nhau với tốc độ v tuân theo

F = ŋ A V

h (1.17)Trong đó :

A : Diên tích tiếp xúc giữa hai lớp chất lỏng (cm2)

D –khối lượng riêng

Đơn vị của độ nhớt động học là stoke (cm2/sec)

1 Centistoke = 0.01 cm2/s = 1.10-6 m2/sec

Bởi vì lực liên kết phân tử là một hàm số về khoảng cách giữa các phân tử,độnhớt phụ thuộc vào lưu chất là lỏng hay là khí tại nhiệt độ và áp suất của hệ.Độ nhớtphụ thuộc vào lưu chất là lỏng hay khí tại nhiệt độ và áp suất của hệ.Độ nhớt củachất lỏng lớn hơn nhiều so với khí ở cùng điều kiện áp suất nhiệt độ Cùng với tỉtrọng ,nó tạo điều kiện thuận lợi để xem độ nhớt của lỏng và của khí một cách riêngbiệt

Một số tính chất vật lý của Hydrocacbon ,H2S và CO2 được trình bày trong bảng1.5

1.2.5 Entapy:

Trong ngành chế biến khí ta thường sử dụng Entalpy H, đây không phải là entalpytuyệt đối mà là đọ biến thiên entalpy từ nhiệt độ gốc quy ước T0 đến nhiệt độ đangxét T.Đơn vị đo là kcal/kg hoặc kj/kg

Entalpy được định nghĩa bằng biểu thức : H= U+PV

Trong đó :U –là hàm trạng thái, P,V là thông số trạng thái,chỉ đặc trưng cho trạngthái Sử dụng Entalpy đẻ tính chế độ nhiệt của bất kì thiế bị chế biến khí nào

1.2.6 Nhiệt dung :

Nhiệt dung (C) của một chất là lượng nhiệt cần thiết để làm tăng nhiệt độ một đơn

vị chất đó lên 10C,thường được đo bằng cal/kg 0C (hoặc các đơn vị đo khác như J/mol.0C,j/kg.0C).Nhiệt dung là hàm quá trình có giá trị phụ thuộc vào áp suất ,nhiệt

Cp=∑C0piy i -∆Cp

Cp là nhiêt dung mol của các hydrocacbon ở nhiệt độ và áp suất của hệ ;C0pi

là nhiệt dung mol của cấu tử thứ I ở trạng thái lý tưởng ở nhiệt độ của hệ ;∆

Cp :đại lượng hiệu chỉnh cho áp suất

1.2.7 Nhiệt độ và áp suất tới hạn.

Trong cân bằng lỏng-hơi hai đại lượng quan trọng có ảnh hưởng chủ đạo là ápsuất và nhiệt độ,lỏng chỉ tồn tại khi nhiệt độ của hệ thấp hơn một một giá trị nhiệt

độ gọi là nhiệt độ tới hạn.Khi nhiệt độ của hệ lớn hơn nhiệt độ tới hạn thì không tồntại pha lỏng dù có biến đổi áp suất đến bất kì giá trị nào.

Áp suất ứng với nhiệt độ tới hạn và áp suất tới hạn là thể tích tới hạn (Vc)

Nhiệt độ tới hạn của các Hydrocacbon riêng biệt từ C1→ C15 có thể xác định với

độ chính xác  0.1K theo ohuowng trình :

Tgh = 391.7∗(n−1)

2.645+(n−1)0.785 + 190.7Trong đó : n số nguyên tử cacbone trong hydrocacbon

Áp suất tới hạn của các Hydrocacbon từ C1→C20 (trừ C18) có thể định chính xác đến0.05 Mpa theo quan hệ :

P = 495,1

(7.977+ n1,2)

Trong đó n là số nguyên tử các Hydrocacbone

Thể tích tới hạn được xác định theo công thức (Áp dụng cho C3 → C16 độ chính xácđến 4cm3/mole.)

V = 58,0*n+22

Giản đồ trạng thái pha của hệ một cấu tử

Theo phương trình trên ta có giản đồ pha hệ một cấu tử

Hình 1.1: giản đồ pha hệ 1 cấu tử

Đường OA: đường cong cân bằng Rắn – Hơi

OB: đường cong cân bằng Rắn – Lỏng

OC: đường cong cân bằng Lỏng – Hơi ( đường điểm sương, đường điểm sôi) C: điểm tới hạn

Pc: áp suất tới hạn ( là áp suất lớn nhất mà tại đó còn tồn tại 2 pha lỏng-hơi)

Tc: nhiệt độ tới hạn ( là nhiệt độ lớn nhất mà tại đó còn tồn tại 2 pha lỏng-hơi)Điểm O là điểm ba pha ,ứng với áp suất và nhiệt độ tại O cả 3 pha cùng tồn tại (rắn– lỏng – hơi)

Nếu xét ở điều kiện đẳng áp P1,trong khoảng từ m đến n,hệ ở trạng thái rắn.Tạiđiểm n nếu hệ được cấp nhiệt (ở P và T không đổi ),trạng thái rắn sẽ hóa lỏng (nóngchảy ),do đó quá trình nóng chảy đang xẩy ra,hệ tồn tại 2 pha rắn và lỏng

Khi quá trình nóng chảy hoàn thành ,hệ chỉ còn một pha lỏng.Từ bên phải n đếnbên trái điểm P,hệ tồn tại ở pha lỏng.Tại điểm P,nếu được cấp nhiệt (ở P và T khôngđổi),chất lỏng sôi và bay hơi Khi quá trình sôi đang diễn ra,hệ gồm 2 pha lỏng vàhơi,khi quá trình sôi hoàn thành,hệ chỉ còn 1 pha hơi từ bên phải điểm P,nếu nhiệt

độ tăng,ta có hơi quá nhiệt

Vùng “gfph” thường được xác nhận bằng thực nghiệm,đó là một vùng đặc biệtxung quanh điểm tới hạn C,ở đó chất đặc quánh không phải hơi thông thường màcũng không phải là lỏng,đó là chất lưu đặc quánh (densen fluid)

Trong thực tế chúng ta thường gặp hỗn hợp nhiều chất chứ không phải lúc nàocũng tiếp cận với chất nguyên chất ,do đó giản đồ pha của hệ đa cấu tử khác nhiều

so với giản đồ pha hệ một cấu tử.Giản đồ pha điển hình cho hệ đa cấu tử được trìnhbày trên hình 1.2

Giản đồ pha hệ nhiều cấu tử:

Hình 1.2 Giản đồ pha cho hệ nhiều cấu tử

- Đường Co : Đường điểm bong bóng (Bắt đầu sôi)

- Đường C100 : Đường điểm sương (Bắt đầu ngưng tụ hay sắp kết thúc sôi)

- Đường C80, C60,… Là các đường đẳng lượng

- Điểm C là điểm giả tới hạn cảu hỗn hợp

- Điểm N: là điểm áp suất ngưng tơi hạn ( áp suất lớn nhất mà ở đó còn tồn tại 2 phalỏng- hơi)

- Điểm M: là điểm nhiệt độ ngưng tới hạn (nhiệt độ lớn nhất mà ở đó còn tồn tại 2 pha lỏng-hơi)

- Vùng CNBM: là vùng ngưng tụ ngược.Trong vùng này xẩy ra sự ngưng tụ hơi thành lỏng (ví dụ ở nhiệt độ T không đổi ) khi áp suất giảm (đường ABDE trên hình),khi giảm áp suất đến B,bắt đầu có những giọt lỏng,tiếp tục hạ áp suất đến E thìlỏng lại bay hơi ,đến E thì lỏng hóa hơi hoàn toàn

Như vậy sự ngưng tụ chỉ xẩy ra trong có áp suất và nhiệt độ nằm trong vùngCMNC (vì vậy được gọi vùng này là vùng ngưng tụ ngược : retrogradezone ) Trong tính toán cho hệ nhiều cấu tử hydrocacbon người ta thường dùng các thông

số giả tới hạn theo qui tắc Kay :

Pgth : áp suất giả tới hạn của hỗn hợp

Pth.i : áp suất tới hạn của cấu tử i

Tght : nhiệt độ giả tới hạn của hỗn hợp

Tth.i : nhiệt độ tới hạn của cấu tử i

Xi : phần mol của I trong hỗn hợp

Đối với nhiệt độ tới hạn thực,cần dùng công thức sau :

T C hh=∑φ i T Ci

Trong đó : T C hh nhiệt độ tới hạn thực của hỗn hợp khí

T C i nhiệt độ tới hạn của cấu tử i

φ i phần thể tích tới hạn của cấu tử i

φ i = Y i

∑Y i ѵ C i

Yi : phần mol của cấu tử i

ѵ C i : thể tích tới hạn của mỗi cấu tử

1.2.8 Giới hạn cháy nổ

Trong công tác đề phòng cháy nổ, người ta thường rất quan tâm đến vấn đề : liệu

những yếu tố nào ảnh hưởng trực tiếp đến sự cháy nổ? Một trong những yếu tốquan trọng là nồng độ nhiên liệu trong không khí phải đạt đến một ngưỡng giới hạnnhất định

 Nồng độ nhỏ nhất tính theo( % thể tích hay % mol) của nhiên liệu trong hỗnhợp với không khí có thể cháy khi gặp lửa gọi là giới hạn cháy nổ trên.Vùngnằm giữa hai cháy nổ gọi là vùng cháy nổ.Khi nồng độ nhiên liệu nhỏ hơngiới hạn cháy nổ dưới,sự cháy không xẩy ra do nồng độ quá loãng.Ngược lại

sự cháy không xẩy ra được do thiếu oxy

Trong bảng 1.4 Giới hạn cháy nổ (% thể tích ) của một số chất.

Chất khí Hỗn hợp với không khí Hỗn hợp với oxy

Giới hạn dưới Giới hạn trên Giới hạn dưới Giới hạn trên Metan 5.3 14.0 5.4 61.0 Etan 3.0 12.5 3.0 66.0 Propan 2.2 9.5 2.3 55.0 n-butan 1.9 8.5 1.8 49.0 i-butan 1.8 8.4 1.8 49.0 n-pentan 1.5 8.3 1.8 49.0 i-pentan 1.4 8.3 1.8 49.0 n-hexan 1.2 7.7 1.8 49.0 Etylen 3.1 32.0 3.0 80.0 Propylen 2.4 10.3 2.1 53.0

H2S 4.3 45.5 2.1 53.0

1.2.9Hệ số nén

Đối với hỗn hợp khí lý tưởng thì các phân tử của nó không tương tác lẫnnhau.Trong trường hợp này thì áp suất (P) thể tích (V) và nhiệt độ (T) đối vớinhững phân tử có tương quan bằng phương trình trạng thái :

P.V = n.R.T (1.1)

Trong đó R là hằng số khí lý tưởng

Khí đồng hành là khí thực do đó chỉ áp dụng phương trình trên cho khí đồnghành ở điều kiện áp suất thấp và nhiệt độ cao.Với áp suất cao ,nhiệt độ thấp thì giữacác phân tử khi có sự tương tác lẫn nhau ,thể tích riêng của phân tử đáng kể so vớithể tích khối khí Phương trình trạng thái của khí thực sự là cần tìm là :

1.2.10 Nhiệt cháy (nhiệt trị )

Nhiệt cháy (còn gọi là nhiệt trị) là lượng nhiệt do phản ứng cháy một đơn vị thểtích nhiên liệu trong oxy nguyên chất tỏa ra.Đối với một hydrocacbon CxHy ,phảnứng cháy xẩy ra theo phương trình :

CxHy +(x+y/4) O2 → xCO2 +y/2 H2O +Q Trong đó Q-nhiệt cháy (nếu đốt 1kg CxHy thì Q đo bằng kcal hay KJ/Kg, nếuđót 1m3 khí ở điều kiện tiêu chuẩn thì Q đo bằng (Kcal hay KJ/Nm3), hoặc các đơn

vị đo năng lượng khác

Nếu toàn bộ lượng nước do phản ứng cháy sinh ra tồn tại ở thể lỏng thì Qt đượcgọi là nhiệt cháy trên(nhiệt trị cao).Nếu nước do phản ứng cháy sinh ra tồn tại ở thểhơi thì Qd được gọi là nhiệt cháy dưới (nhiệt trị thấp)

Đối với hỗn hợp khí , nhiệt cháy được tính bằng phương trình :

Qhh =∑Qi Xi

Trong đó đối với nhiệt trị tính theo khối lượng thì :

Qi- nhiệt trị khối lượng (KJ/Kg) của khí i

Xi- phần khối lượng của khí i trong hỗn hợp

Xi =Mi/∑Mi (với Mi là khối lượng khí i trong hỗn hợp nhiên liệu)

Đối với nhiệt cháy theo thể tích , thì :

Qi- nhiệt trị thể tích (KJ/m3) hay (MJ/m3) của i

Xi- phần trăm thể tích (hay % mol) của khí I trong hỗn hợp nhiên liệu

Trong bảng 1.5 trình bày nhiệt cháy thể tích và nhiệt cháy khối lượng của một sốkhí

Bảng 1.4 Nhiệt cháy dưới của số khí(ở 1atm)

1.2.11Độ ẩm , điểm sương của khí.

 Độ ẩm (còn gọi là lượng ẩm) là lượng nước có trong hỗn hợp khí ở áp suất

 Độ ẩm tuyệt đối : là lượng nước có trong một đơn vị thể tích ở điều kiện bãohòa hơi nước (tính bằng mgH2O/m3 khí hay kg H2O/106m3 khí)

 Độ ẩm tương đối là tỉ số giữa lượng nước có thực tạo điều kiện nhiệt độ và

áp suất đã cho so với lượng nước bão hòa ở cùng nhiệt độ và áp suất đó.(Độ

ẩm tương đối thường tính theo %)

1.2 Khí đồng hành Mỏ Bạch Hổ

1.2.1 Sơ lược về khí đồng hành Mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác năm 1986,trong 10 năm đầu khí đồnghành khai thác được chỉ sự dụng rất ít còn lại phải đốt bỏ đến 93,5%.Bình quânkhai thác mỗi tấn dầu thu được khoảng 180m3 khí đồng hành

Bảng 1.5 :Thành phần tiêu biểu khí đồng hành Mỏ Bạch Hổ.

Cấu tử CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 C5H12 H2S,CO2 %V 71,59 12,52 8,61 1,75 2,96 1,84 0,72 Tháng 12 năm 1993 hợp đồng xây dựng đường ống dẫn khí từ Mỏ Bạch Hổvào bờ được kí kết giữa 2 công ty PVGC (Công ty chế biến và kinh doanh cácsản phẩm khí ) và HUYNDAI HEAVY INDUSTRIES.Đến năm 1995 đườngống hoàn toàn thành đưa 1 triệu m3 khí /ngày đêm vào bờ

Đường ống dẫn khí có đường kính 16 inch (tương đương 406 mm),tổng chiềudài là 124 Km,áp suất 139 bar (137,1atm)

Đầu tháng 10 năm 1998 Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) Dinh Cố vận hành thứbước 1,hệ thống tách nén và thu gom khí của Mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn tiếnhành vận hành theo hai chế độ thu gom :3,6 triệu m3 khí/ngày đêm và 2,4 triệu

m3 khí /ngày.đêm

Thành phần cao áp và thấp áp vào giàn nén lớn (GNL): bảng 1.7

Hiện nay GNL đang thực hiện chế độ vận hành 4.1 triệu m3 khí /ngày.đêmvào bờ.Áp suất vận hành vào khoảng 125bar,nhiệt độ sau hệ thống sấy khô khí

là 450C

1.1.2 Các vấn đề kĩ thuật đối với khí đồng hành Mỏ Bạch Hổ

- Tách lỏng tự do ( dầu và nước muối) và các chất rắn cuốn theo để tránh cản trởdòng chảy,ăn mòn,bào mòn làm rỗ bề mặt kim loại đối với đường ống thiết bị

Bảng 1.6 : Thành phần khí cao áp và thấp áp vào CNG (% mole).

Bảng 1.7 : Thành phần khí sau hệ thống sấy khí khô về bờ

Tên mẫu Khí sau TEG-GNL Khí vào bờ (*) Tên cấu tử %mole %mole

Áp suất tới hạn(psia) 44.8 44.7

Giới hạn cháy nổ dưới(%V) 4.2 4.2

Giới hạn cháy nổ trên (%V) 13.1 13.1

CHƯƠNG 2: TỔNG QUÁT VỀ GIÀN KHÍ TRUNG TÂM MỎ BẠCH HỔ (CCP)

2.1 Sơ đồ tổng quát qui trình công nghệ giàn nén khí trung tâm

2.1 Mục đích của giàn nén khí trung tâm (ccp)

Giàn nén khí trung tâm dược lắp đặt gồm Giàn Công Nghệ Trung Tâm Số 2( viếttắt là CCPP-2),nhằm giải quyết việc xử lý sơ bộ khí đồng hành được thu gom từ cácgiàn khai thác của mỏ Bạch Hổ,sau đó bơm khí vào bờ qua đường ống đường kính16” để cung cấp khí đồng hành cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Giàn CCP có công suất thiết kế là 8.1 triệu Nm3 khí/ngày trong đó 4.1 triệu

Nm3/ngày đưa vào bờ ,còn 4 triệu Nm3/ngày dùng cho gaslift để khai thácdầu tại mỏ Bạch Hổ

Các qui trình giàn nén khí trung tâm là:

1-Loại nước , condensat và nén khí

2-Xử lý condensate

3-Đo condensate và khí

4-Xử lý nước thải (trước khi xả xuống biển)

2.1.2.Sơ đồ tổng quát giàn nén khí trung tâm CCP (xem hình 2.1)

2.2 Mô tả các cụm thiết bị chính của giàn CCP

2.2.1 Hệ thống nén khí áp suất thấp (LP)

Khí áp suất thấp từ giàn công nghệ trung tâm số 2(CCP-2) được thu gom về CCP qua đường ống dẫn 16” đi vào bình lọc phần hút của cụm LP( 1-V-254)để táchchất lỏng cuốn theo trước khi đi vào máy nén cáp 1(1-K251) máy nén khi áp suất cócác thông số kĩ thuật thiết kế như sau:

- Lưu lượng khí : 10518 Kg/giờ tại phần hút cấp 1

Để duy trì áp suất hút tại đầu vào của máy nén cấp 1,một phần khí đã được tách

từ các bình tách đầu vào nhập vào bình lọc khi phần hút LP trong trường hợp thiếukhí LP

Khí sau máy nén cấp 1 đi vào tháp ổn định condesate (1-T-231) để lấy đi phầnnhẹ từ condensate đen và tách phần nặng ra khỏi khí thấp áp.Trong trường hợp tháp

ổn định (1-T-231) không hoạt động ,khí từ sau máy nén cấp 1 của máy nén thấp ápđược làm lạnh trong trong một thiết bị làm lạnh trung gian LP(1-AC-253) trước khivào máy nén cấp 2.

Trong quá trình làm việc bình thường ,thiết bị làm lạnh trung gian không dùngđến Nó chỉ được sử dụng khi lượng condensate đen đi vào tháp ổn định (1-T-231)thấp.Bộ báo động chênh lệch sẽ biểu thị điều kiện này

Khí xả từ tháp ổn định condensate được tiếp tục nén trong máy nén cấp 2 252) và sau đó nhập với khí cao áp (High Pressure) đi tới các bình tách đầu vào (1-V-211 A/B)

(1-K-Bảng 2.1 thành phần khí giai đoạn cuối của máy nén LP

- Dòng khí ra khỏi bình tách chuyển đến hệ thống máy nén áp suất cao (HP).

- Đòng condensate được đưa vào bình stripper và sau đó bơm sang giàn côngnghệ trung tâm số 2

- Nước được tách ra đi vào hệ thống xử lý nước thải rồi được xả xuống biển

2.2.3 Hệ thống nén áp suất cao (HP)

Khí ra khỏi hệ thống bình tách được tập trung trong đường ống góp thuộc phầnhút của máy nén HP sau khi qua hệ thống đo lưu lượng (1-pk-266).Sau khi đo lưulượng được phân phối tới 5 tổ máy nén chạy bằng turbin khí

Mỗi tổ máy có các thông số kỹ thuật theo thiết kế như sau :

- Công suất cực đại :1,7 triệu m3/ngày

- Công suất bình thường :1.62 triệu m3/ngày

(1-1 ((1-1-K-253 A,B,C,D,E) nhằm tránh mang chất lỏng vào máy nén

Khí sau máy nén cấp 1 lại qua hệ thống bình lọc trung gian sau đó vào cácmáy nén cấp 2 (1-k-254 A,B,C,D,E) sau đó được làm lạnh bằng không khí trongcác thiết bị làm lạnh phần đẩy HP (1-AC-252 A,B,C,D,E), sau đó được táchlỏng tại thiết bị (1-V-253 A,B,C,D,E)

Khí ra khỏi thiết bị tách lọc đi vào đường ống góp rồi phân phối với hai cụmsấy khí để làm khô khí trước khi đưa tới đường ống dẫn khí vào bờ và đườngống gaslift.

Thành phần khí đầu vào của ba dòng

Dòng 1 :khí HP tới CCP từ hệ thống thu gom

Dòng 2 :Khí HP tới CCP từ hệ thống thu gom của giàn ống đứng

Dòng 3 :khí HP tới CCP từ giàn công nghệ trung tâm số 2

Được đo qua máy sắc kí với kết quả như sau:

Bảng 2.2 : Thành phần của các cấu tử đầu vào hệ thống nén HP

Cấu tử Các dòng

Dòng 1 Dòng 2 Dòng 3 Nitrogen 0.0198 0.0198 0.0206

CO2 0.0090 0.0090 0.0094 Metan 0.6633 0.6633 0.6899 Etan 0.1224 0.1224 0.1281 Propan 0.0647 0.0647 0.0648 i-Butan 0.0192 0.0192 0.0204 n-Butan 0.0238 0.0238 0.0254 i-Pentan 0.0063 0.0063 0.0067 n-Pentan 0.0082 0.0082 0.0087 n-Hecxan 0.0063 0.0063 0.0062 n-Heptan 0.0026 0.0026 0.0021 n-Octan 0.0018 0.0018 0.0009 n-Nonan 0.0007 0.0007 0.0002 n-Decan 0.0004 0.0004 0.0000 n-C11 0.0002 0.0002 0.0000 n-C12 0.0001 0.0001 0.0000 Cycpentan 0.0009 0.0009 0.0009 Mcyclopentan 0.0007 0.0007 0.0007 Cyclohecxan 0.0006 0.0006 0.0006 Mcyclohecxan 0.0010 0.0010 0.0008 Benzen 0.0006 0.0006 0.0006 Toluen 0.0007 0.0007 0.0005 E-Benzen 0.0007 0.0007 0.0003 O-xylen 0.0001 0.0001 0.0001 1.2.4Mbenzen 0.0001 0.0001 0.0000

H2O 0.459 0.459 0.0084

Bảng 2.3 :thành phần khí đầu ra máy nén HP

Mỗi cụm làm khô khí được thiết kế và trang bị để đạt các thông số sau:

- Công suất thiết kế: 4.05 triệu m3/ngày

- Áp suất : 12660 Kpa (126,6bar)

- Hàm lượng của khí vào :bão hòa ở P và T của khí đầu vào

(tương đương điểm sương của khí là 50C)

Cả hai tổ máy đều sử dụng TEG để hấp phụ ẩm với dòng chảy tuần hoàn3300kg/giờ và nồng độ 99.5% TEG

Khí ẩm từ sau cụm máy nén áp suất cao được đưa vào đáy tháp hấp thụ tiếpxúc với dung dịch TEG từ phần đỉnh tháp chảy xuống.Dòng khí đã được làmkhô đi ra từ đỉnh tháp được qua thiết bị lọc sương để loại các giọt TEG bị cuốntheo, sau đó rời khỏi tháp đi đến đường ống dẫn khí được đưa vào bờ hoặc sủdụng cho gaslift

Dòng TEG giàu nước ra từ đáy tháp hấp thụ do bộ điều chỉnh mức(LIC_0902A) và đưa tới thiết bị tái sinh TEG( 2-E-314A),ở đây TEG giàu nướcđược đun nóng đến khoảng 1900C, tại nhiệt độ này nước tách ra khỏi TEG vàbay lên đỉnh tháp, qua bình ngưng làm việc ở 98.50C TEG nghèo ra ở đáy tháptái sinh có nồng độ 99.5% được làm nguội và tuần hoàn trở lại tháp hấp thụ

2.2.5 Hệ thống xử lý condensate đen

Hệ thống xử lý condensate đen bao gồm tháp ổn định condensate 231),hai bơm condensate đen (1-P-233A,B) và thiết bị đo condensate đen (1-PK-264)

Condensaate được tách ở các bình tách đầu vào được đưa tới tháp ổn địnhcondensate đen , đây là một tháp đĩa được thiết kế để đạt các thông số sau:

- Công suất thu hồi condensate tương ứng với lượng khí 8.1 triệu Nm3/ngàyđược xử lý ở giàn CCP

- Kiểu đĩa :đĩa van

- Áp suất thiết kế :600 Kpa

+ Ở đáy : 94.80C Condensate đi vào đỉnh tháp , dòng khí lấy ra từ máy nén cấp 1 (LP) đi vàođáy tháp ổn định Dòng condensate đi từ trên xuống tiếp xúc với dòng khí từdưới lên tại các van của đĩa.Lúc đó các thành phần nhẹ của condensate tách

ra bay vào dòng khí ,còn ác phần nặng của condensate lôi cuốn phần nặngcủa khí đi xuống đáy tháp

Sau khi ra khỏi đáy tháp ,condensate đen được bơm tới bình chứa của giàncông nghệ trung tâm CPP-2 thông qua hệ thống đo condensate đen.Hai thiết

bị đo kiểu Turbin (1 làm việc và 1 dự phòng ) được trang bị để đo và thôngbáo trong computer đo lưu lượng.Dòng khí ra khỏi tháp ổn định được bơmhòa vào dòng khí ở bình tách đầu vào để xử lý tiếp

3MC6 1.132 0.002 1.248 0.006 1.219 0.006 1.415 0.014 1.253 1t3DMCYC5 0.306 0.001 0.325 0.001 0.318 0.001 0.384 0.004 0.341 1c3DMCYC5 0.366 0.001 0.391 0.002 0.383 0.001 0.422 0.004 0.341 1t2DMCYC5 0.538 0.001 0.57 0.002 0.557 0.002 0.605 0.007 0.6 n-C7 5.507 0.004 5.885 0.01 5.77 0.01 6.346 0.034 6.114 MCYC6 2.717 0.002 2.848 0.006 2.774 0.004 2.95 0.017 3.01

C8 7.129 0 1.129 0 1.211 0.001 1.242 0.003 1.226

C9 9.755 0.002 9.88 0 9.946 0 9.952 0.003 10.7 n-C9 4.997 0 5.02 0 5.109 0 5.092 0.001 4.464

2.2.6 Đo và thu hồi condensate trắng

Thiết bị đo và thu hồi condensate trắng trên CCP gồm 1 thùng chứa 232).Thùng tách nước ra khỏi condensate (1-V-231).Các bơm ép condensate (1-P-231) và hệ thống đo condesat trắng (1-PK-236)

Condesate trong các bình lọc trung gian HP (1-V-252) A,B,C,D,E )được đưa tớithùng tích tụ condensate.Trong những thùng này có bố trí ống thoát để chocondensate thoát ra trước ở phía trên.Thùng tách nước hoạt động như một thùngchứa đầy nước ở đáy và condensate ở trên

Nước được tháo ra từ đáy bình tách nước chảy tới cụm xử lý nước thải dưới sựđiều chỉnh bề mặt phân cách Condensate trắng đã tách được bơm từ đỉnh bình táchbằng các bơm ép condensate trắng và bơm ép vào đường ống dẫn khí đã tách nước

biển hàm lượng dầu trong nước thải dao động khoảng 100-100mg/lít hoặc hơn tùythuộc vào hiệu suất tách nhũ tại miệng giếng.

Do đó nước thải cần được xử lý để giảm hàm lượng các hydrocacbon đến mức chophép trước khi thải xuống biển Bình tách 3 pha , bình này hoạt động ở áp suất 10-50Kpa.Phần khí tách ra ở bình tách này được ra đuốc đốt.Sự tách nước và dầu đượcthực hiện bằng trọng lực.Lớp dầu ở phía trên chảy qua tấm chặn và buồng chứa dầu

và xử lý tiếp ở bình tách có hệ thóng tấm nghiêng (1-V-453).Bình tách tấm nghiêng(1-V-453) gồm các tấm gợn sóng nằm nghiêng.Dòng nước đi thông qua một hệthống gợn sóng song song ,dòng nước sau khi đi qua các tấm nghiêng được đưa tớithùng slops caisson để tách triệt để dầu,sau đó nước được xả xuống biển , hàmlượng dầu trong nước đã xử lý ≤40 ppm

2.3 Mô tả thiết bị chính

2.3.1 Thiết bị tách

Khí nguyên liệu đầu vào thường là hỗn hợp khí,nước và dầu,bởi vậy chính sự

tách 3 pha khí -lỏng-lỏng là bước xử lý đầu tiên tại giàn.Ngoài ra nước sau khi sảnxuất cần xử lý cũng có thể chứa nước ,khí và dầu.Do đó các thiết bị tách ở giànCCP thường dùng các bình tách 3 pha

a)Nguyên tắc của sự tách

Sự tách pha thường được hoàn thành trong bốn giai đoạn sau:

- Giai đoạn đầu :

Sự tách giai đoạn đầu về cơ bản sử dụng một bộ phận gạt đầu vào nhờ thế độnglượng của chất lỏng bị cuốn trong pha hơi làm cho các giọt lỏng lớn nhất vachạm lên bộ phận gạt này và rơi xuống bằng trọng lực

- Giai đoạn hai :

Là sự tách bằng trọng lực các hạt nhỏ hơn dạng hơi bằng cách chảy thông quamột khu vực tách

- Giai đoạn ba :

Là sụ tách sương ,tại đây các giọt nhỏ nhất được đông tụ thành các giọt lớn hơn

nó sẽ dược tách bằng trọng lực

- Giai đoạn bốn :

Là sự phân lớp các chất lỏng nhẹ và chất lỏng nặng theo đó các chất nhẹ nổi lêntrong pha nặng hay sự sa lắng của các giọt lỏng nangjwtrong pha nhẹ và dượcchi phối bởi định luật Stock

- Gạt đổi hướng đầu vào :

Được sử dụng để tách khí và chất lỏng của dòng chảy đầu vào,động lượng củadòng chảy đầu vào bị giảm bởi sự đối hướng do lực ly tâm gây ra nhờ hạtCyclone hay sự thay đổi đột ngột phương hướng và tốc độ nhờ các tấm ngăn nửahình cầu

- Các tấm khử bọt

Trong phần tách thứ hai,tốc độ khi bị giảm nên các giọt lỏng bị cuốn theo

có thể lắng xuống bằng trọng lực.Các vách ngăn song song nghiêng phíatrong thiết bị được sử dụng để xua tan các bọt ,giảm mức cuốn xoáy và chophép đông tụ các chất lỏng

Trong trường hợp thiết bị tách tái sử dụng các chi tiết chong chóng hứngkhí hay phần đệm thì không cần phải bảo trì hay làm sạch.

- Bộ phận ngăn xoáy :

Tại đầu ra của chất lỏng được dùng để điều chỉnh mức bề mặt trung giangiữa chất lỏng và chất khí,nó có thể là một tấm chắn hay ống thoát.Vì xoáy cóthể hút nhiều khí hơn ra khỏi bề mặt hơi và lôi cuốn chúng gia nhập vào dòngchẩy chất lỏng đầu ra

c) Lựa chọn kiểu bình tách 3 pha :

Các bình tách ba pha có hai kiểu được sử dụng rộng rãi đó là kiểu đứng vàkiểu nằm.Trong đó kiểu đứng được suqwwr dụng nhiều nhất

Các kiểu bình tách đứng chỉ sử dụng nếu có một lượng lớn hơi được tách

ra khỏi một lượng nhỏ hơn chất lỏng nhẹ và chất lỏng nặng (<10-20%)

Lựa chọn khí :

- Các dòng chảy đầu vào có tỉ lệ khí-dầu (GOR) từ thấp tới trung bình

- Khi có cát parafin được sinh ra trong quá trình tách

- Khi đòi hỏi sự điều chỉnh mức dễ dàng

Thuận lợi:

- Dung tích trào dâng lớn hơn kiểu nằm ngang rất nhiều

- Sự điều chỉnh mức chất lỏng không bị giới hạn nhiều

- Các bộ phận làm sạch và tháo đáy hoàn hảo

- Có thể xử lý được các nguyên liệu nhiều cát parafin,bùn hơn mà không bịtách

- Xu hướng bị cuốn lại kém hơn

- Linh hoạt hơn kiểu nằm

- Chiếm diện tích ít hơn

Không thuận lợi:

- Đòi hỏi đường kính lớn hơn cho một dung tích khí

- Tốn kém hơn kiểu nằm ngang

- Khó di chuyển và vận chuyển

- Khó tiếp cận và bảo dưỡng các bộ phận an toàn tại đỉnh bình tách