Báo cáo thực tập tốt nghiệp Tại Nhà máy Chế biến Khí Dinh Cố

- Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí theo 6 khu vực sau:  Khu vực Slug Cathcher Inlet Area  Khu vực công nghệ Process Area  Khu vực phụ trợ Ultilities Area

MỤC LỤC

Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY 4

I Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy 4

1 Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas 4

2 Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam 4

3 Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố 6

4 Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải 7

II Địa điểm xây dựng 7

III Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy 7

IV Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy 9

Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT 11

I Nguyên liệu đầu vào nhà máy 11

II Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành 11

III Kiểm tra và xử lý nguyên liệu 12

IV Khả năng thay thế nguyên liệu 13

Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ 14

I Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành 14

1 Chế độ AMF 14

2 Chế độ MF 19

3 Chế độ GPP 21

4 Chế độ MGPP (GPP modified) 28

II Chuyển đổi giữa các chế độ 30

1 AMF  MF 30

2 MF  GPP 31

3 GPP  MF 32

4 MF  AMF 33

III Vận hành trong điều kiện bất thường 34

1 Expander/ Compressor shutdown 34

2 K-01 shutdown 34

3 K-02/03 shutdown 35

4 Off specification products handling 35

5 Đưa sản phẩm lỏng từ bồn chứa vào đường ống 35

6 Plant bypass 36

7 Vận hành với lượng thu hồi nhỏ nhất (Condensate rundown) 36

8 Vận hành phun methanol 37

9 Sự cố thiết bị phụ 38

10 Quá trình Blow Down 39

IV Hệ thống phụ trợ, xử lý nước thải, an toàn lao động và PCCC 40

1 Hệ thống an toàn 40

2 Phương tiện bổ trợ 41

3 Phương tiện phụ trợ 42

Chương 4. SẢN PHẨM 49

I Các sản phẩm chính – phụ và phế phẩm Yêu cầu chất lượng sản phẩm 49

1 Các sản phẩm 49

2 Đặc tính kỹ thuật LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất 50

II Phương pháp kiểm tra sản phẩm 51

III Tồn trữ và bảo quản 51

IV Các nguồn phân phối, tiêu thụ và ứng dụng 51

1 Nguồn phân phối, tiêu thụ 51

2 Ứng dụng 52

Chương 5. TRẢ LỜI CÂU HỎI CHO ĐỢT THỰC TẬP TỐT NGHIỆP 52

LỜI CẢM ƠN - o0o -

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố, chúng em đã được sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán

môn trong thời gian chúng em thực tập tại nhà máy để hoàn

thành báo cáo này

Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong

Bộ môn Kỹ Thuật Dầu khí, trường Đại học Bách Khoa Đà Nẵng

đã truyền đạt kiến thức, giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với qui

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY

I Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy

1 Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas

- Tháng 10 năm 1990, Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí (PV GAS) được thành lập với 100 nhân viên

- Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máy điện

- Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ và cung cấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PV GAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung

 Ngày 18/07/2007 Hội động quản trị tập đoàn Dầu Khí quốc gia Việt Nam quyết định số 2232/QĐ-DKVN về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí

- Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở được tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên chế biến và kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đang hoạt động trong lĩnh vực vận chuyển, tồn trữ, chế biến, kinh doanh khí và các sản phẩm Khí

- Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát viên, Tổng Giám đốc, Các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng/ban chức năng và các đơn vị thành viên

2 Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam

a Đông Nam Bộ: Cửu Long và Nam Côn Sơn

+ Bể Cửu Long:

Bể Cửu Long có nhiều mỏ dầu được phát hiện trong đó có các mỏ đang khai thác như: Bạch

Hổ, Rồng, Rạng Đông, Rubi, Sư tử đen Hai mỏ đang khai thác được thu gom khí đồng hành

là Bạch Hổ và Rạng Đông cung cấp khí cho các nơi tiêu thụ thông qua đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố -Phú Mỹ Ngoài ra còn có các mỏ có khả năng cung cấp khí bổ sung như Sư Tử đen,

Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá ngừ Vàng, Rubi, Phương Đông, Emeral…

Đề án sử dụng khí theo thiết kế tổng thể của SNC-Lavalin gồm:

- Dàn nén khí ngoài biển với 5 tổ nén khí tổng công suất 8.1 tỷ m3/năm (vốn đầu tư 140

- Hệ thống đường ống dài 195 Km gồm 115 Km từ Bạch Hổ đến Dinh cố và 84 Km từ Dinh Cố về Thủ Đức

- Nhà máy chế biến khí hóa lỏng (LPG) tại Dinh Cố (tổng vốn đầu tư 80 triệu đô)

- Hệ thống cảng xuất khí hóa lỏng và khí ngưng tụ Thị Vải (tổng vống đầu tư 46 triệu đô)

+ Bể Nam Côn Sơn:

Cùng với hệ thống khí Bạch Hổ, sự hình thành hệ thống khí Nam Côn Sơn trở thành trụ cột của nên công nghiệp Khí Việt Nam, với khả năng cung cấp 6 – 8 tỉ m3 khí/năm trong những năm 2006 – 2010 ở khu vực miền Đông Nam Bộ

Ngày 15/12/2000, hệ thống khí Nam Côn Sơn đã chính thức triển khai Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn chính thức được đưa vào chương trình Khí – Điện – Đạm Các bên hợp đồng hợp tác kinh doanh như sau: PV Việt Nam 51%, BP Pipelines Việt Nam (BV) 32.67% và Statoil Việt Nam (AS) 16.33%

Tháng 3/2001 Statoil tuyên bố bán hết cổ phần của mình trong dự án khí đốt Nam Côn Sơn để rút ra khỏi Việt Nam

Tháng 5/2001, Dự án xây dựng Nhà máy Điện Phú Mỹ 3 do BP làm chủ đầu tư được cấp giấy phép

Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn bao gồm:

 Hệ thống đường ống dẫn khí ngoài khơi: Đường ống Rồng Đôi – Mỏ Lan Tây dài 60km, Đường ống mỏ Lan Tây (lô 06-1) – trạm xử lý khí Dinh Cố dài 370km (đoạn trên bờ dài 8.5km), đường kính ống 26” 2 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu

m3/ngày, công suất tối đa 6 -7 tỉ m3 khí/năm

 Trạm xử lý khí Dinh Cố: gồm hệ thống thiết bị công nghệ xử lý khí, thiết bị đo lường, điều khiển tự động, hệ thống điện, cấp thoát nước và một số hạng mục phụ trợ,… Công suất xử lý khí giai đoạn đầu là 10.4 triệu m3khí/ngày, giai đoạn mở rộng là 18.4 – 19.8 triệu m3 khí/ngày

 Hệ thống đường ống dẫn khí từ trạm xử lý khí Dinh Cố đến trung tâm phân phối khí Phú Mỹ dài 28km, đường kính 30”, 1 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu m3

khí/ngày đêm

 Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ gồm hệ thống đo lường, kiểm tra giao nhận khí

và một số hạng mục phụ trợ Hoàn thành năm 2003 để đảm bảo tiếp nhận và phân phối nguồn khí từ hai hệ thống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn

b Tây Nam Bộ: Malay-Thổ Chu (đưa khí về Cà Mau) và Block Ômôn 5.2 (đưa khí

 Dự án nhà máy điện Cà Mau: công suất thiết kế 720 MW, sử dụng 750- 800 triệu m3

khí/ năm

 Dự án nhà máy đạm Cà Mau: sử dụng khoảng 500 triệu m3 khí/ năm, công suất thiết

kế 800 ngàn tấn / năm, gồm 2 dây chuyển sản xuất: dây chuyền sản xuất amoniac (công suất 1350 tấn/ ngày), dây chuyền sản xuất urê dạng hạt (công suất 800 ngàn tấn/ năm)

- 2/5/2007 dòng khí đầu tiên từ PM3 đến trạm phân phối khí Cà Mau, chính thức cấp khí cho nhà máy điện Cà Mau vào 6/5/2007

- Với tư cách là tổng thầu, Vietsopetro tham gia bao gồm lắp đặt 298 km đường ống trên biển, 26km đường ống trên bờ và 3 trạm xử lý gồm trạm tiếp bờ, trạm van ngắt tuyến, trạm phân phối khí

3 Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố

Nhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng công ty khí Việt Nam (Petro Việt Nam gas) Được xây dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC (Samsung Engineering Co Ltd

và NNK Công suất thiết kế ban đầu của nhà máy này là 1.5 tỷ m3/năm và công suất sau khi lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) là khoảng 2 tỷ m3/năm

- Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được dẫn vào bờ theo đường ống 16” Công suất ở giai đoạn này là 4,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào là

109 Barg

- Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,9 triệu

m3/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống khoảng 85 Barg  04 máy nén đầu vào được lắp đặt để nâng áp suất lên 109 Barg

- Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng 540 tấn propane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn Condensate/ngày (công suất thiết kế)

- Công suất hiện tại:

 Khí đầu vào: 4 triệu Sm3 / ngày

 LPG: 750 – 850 tấn / ngày

 Condensate: 200 - 240 tấn / ngày

 Khí khô: 3.5 - 3.6 triệu m3/ngày

- Nguyên tắc ưu tiên:

 Tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm, tránh đốt bỏ khí

 Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24

 Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa

- Nhà máy có các chế độ vận hành sau:

 Chế độ AMF: sản phẩm là khí khô và Condensate

 Chế độ MF: sản phẩm là khí khô, Condensate và bupro

 Chế độ GPP: sản phẩm là khí khô, Condensate, Butane và propane

 Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau chế biến đến Cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa

 Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn

4 Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải

Công trình khởi công 4/10/1997 và hoàn thành 15/4/2001 được xây dựng theo các giai đoạn tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồm đường ống Butan và đường ống Propan Ngoài ra còn có kho chứa và cảng xuất LPG Các bồn chứa LPG và Condensate được thi công đúng thiết kế Hệ thống kết cấu của cảng hoạt động an toàn và ổn định

Đường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứng tiến độ xây dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:

- Giai đoạn 1 (AMF): hoàn thành kho chứa Condensate

- Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa LPG với sức chứa 463

m3 /bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa Condensate dung tích 6500 m3/bồn và 2 bồn chứa xăng A83 dung tích 5000m3/bồn, cầu cảng xuất LPG số 1 và 3 máy bơm công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 10000 tấn nhập cảng, trong trường hợp nhà máy chế biến Condensate chưa được xây dựng hàng năm phải nhập reformat để sản xuất xăng

- Giai đoạn 3 (GPP): hoàn thành các hạng mục: 17 bồn chứa LPG với sức chứa 463

m3/bồn, cầu cảng xuất số 2 với 3 máy bơm công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 2000 tấn cập cảng

II Địa điểm xây dựng

- Địa điểm xây dựng: Tỉnh lộ 44 An Ngãi, Long Điền, Bà Rịa Vũng Tàu

- Tổng diện tích là 89600 m2

III Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy

- Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự: tổng nhân sự: 99

- Chức năng của các bộ phận:

 Ban quản đốc: quản lý và điều hành mọi hoạt động của nhà máy

 Văn thư – tạp vụ: quản lý hồ sơ tài liệu, giấy tờ, công văn, phụ trách công tác hậu cần

(điều xe, chấm công, lên lịch làm việc, …)

 Đội bảo vệ:

 Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy

 Bảo vệ an ninh, an toàn khu vực hành lang nhà máy

 Bảo vệ an ninh, an toàn tuyến ống nằm trong vòng bán kính 1km từ hành lang

an toàn nhà máy

 Tổ hỗ trợ sản xuất:

 Theo dõi, đánh giá chế độ vận hành, thiết bị, công nghệ

 Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng

 Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành

Ban quản đốc (2)

Văn thư-tạp vụ

bảo vệ

Tổ HTSX (14)

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệ Tổng: 20

01 trưởng ca

02 KS công nghệ

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệ Tổng: 20

01 trưởng ca

02 KS công nghệ

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệ Tổng: 20

- Làm việc 2 ca, 4 kíp với chức năng:

 Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của toàn bộ quá trình

 Giám sát công tác bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị theo định kì hoặc đột xuất

 Là lực lượng phòng cháy chữa cháy tại chỗ

- Sơ đồ mặt bằng nhà máy (Trang sau)

- Các thiết bị trong nhà máy được thiết kế có xem xét đến các yếu tố sau:

 Khoảng cách an toàn giữa các thiết bị theo các tiêu chuẩn IP tương ứng

- Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí theo 6 khu vực sau:

 Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)

 Khu vực công nghệ (Process Area)

 Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)

 Khu vực Flare (Flare Area)

 Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)

 Khu vực xuất sản phẩm (Export Area)

- Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng chế độ vận hành được

bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm bảo nhà máy vẫn có thể vận hành trong khi các thiết bị của chế độ khác đang được lắp đặt

- Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được

xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và ngưng tụ tại nhà máy

xử lý khí Thành phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn có propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng nhỏ

- Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propane, propene,

Butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường

Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam Trong đó, 2/3 sản lượng LPG được đưa đến kho cảng Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trung bằng tàu; 1/3 sản lượng LPG được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vực lân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…)

- Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy

xử lý khí Thành phần Condensate bao gồm chủ yếu là Hydrocacbon C5+

Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là một sản phẩm mà Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000 tấn/năm Hiện nay, Condensate được

sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính chất đặc thù của Condensate

PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng, với công suất khoảng 350.000 tấn/năm

Chương 2 NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT

I Nguyên liệu đầu vào nhà máy

Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hành khai thác từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông nên theo thời gian thì các thông số vật lý, thành phần cấu tử cũng như lưu lượng sẽ có sự thay đổi Vì vậy ở đây ta chỉ xét đến nguồn nguyên liệu hiện tại

- Áp suất: 75 Bar

- Nhiệt độ: 270C

- Lưu lượng: 5,9 triệu m3 khí/ngày

- Hàm lượng nước: Bão hòa tại điều kiện nhập liệu Trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được xử lý tách sơ bộ tại giàn, sử dụng tách loại nước bằng Glycol (DEG)

II Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành

- Do đầu năm 2002 khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16” dài khoảng 40km thì thành phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:

N o Tên mẫu Khí Rạng Đông Khí Bạch Hổ Khí về bờ

- Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4,7 triệu

m3/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 6 triệu m3/ngày Trong đó bao gồm từ 1.5 – 1.8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Rạng Đông và 4.2 – 4.8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Bạch

Hổ

Ưu tiên hàng đầu của nhà máy chế biến khí là phải tiếp nhận toàn bộ lượng khí từ giàn đưa vào

III Kiểm tra và xử lý nguyên liệu

- Các thông số cần kiểm soát:

 Hàm lượng hydrocarbon

 Các tạp chất có hại: H2O, S, Hg …

 Khí trơ: CO, N2 …

 Áp suất & lưu lượng dòng khí

- Các thông số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ thống Analyzer online Đại diện của PV Gas làm việc tại hệ thống Analyzer online có nhiệm vụ theo dõi các thông

số và cập nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để có khuynh hướng xử lý các thông số vận hành

- Thành phần khí được cập nhật 3 phút/lần & tương đối ổn định

- Kiểm soát hàm lượng H2O bằng đồng hồ đo điểm sương được lắp đặt tại giàn, thông thường sau 2h kiểm tra một lần

- Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng Hg được thực hiện hàng tháng & hàm lượng S được thực hiện hàng quý

Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mô hình mô phỏng, đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa

Ví dụ: khi hàm lượng nước cao, phải theo dõi hoạt động của tháp V-06, thay đổi chu kỳ hấp phụ của tháp

Đặc biệt lưu ý kiểm soát hàm lượng Condensate trắng trong đường ống

IV Khả năng thay thế nguyên liệu

- Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu m3/ngày Sau khi tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Rạng Đông, công suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu m3/ngày, nhà máy hoạt động chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified)

- Cùng với tốc độ khai thác thì nguồn khi từ mỏ ngày càng giảm, do đó cần phải tìm kiếm những mỏ khí bổ sung cho đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố

- Điển hình từ 13h ngày 25/7/2008, nhà máy bắt đầu tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Cá Ngư Vàng với lưu lượng tối đa là 3 triệu m3/ngày Hiện nay, lưu lượng khí tiếp nhận từ mỏ này khoảng 1 triệu m3/ngày

- Đến 10/2008, nhà máy sẽ tiếp nhận nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Phương Đông Như vậy công suất nhà máy tại thời điểm đó có thể lên đến 3 tỷ

m3/năm, vượt 2 lần so với thiết kế ban đầu (1.5 tỷ m3/năm)

- Dự kiến trong khoảng thời gian 2010 – 2025, nhà máy lên kế hoạch tiếp nhận thêm nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Vàng, Tê Giác Trắng, Hải Sư Tử Trắng, Hải Sư Tử Đen

- Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm gồm 5 máy nén (4 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) với công suất mỗi máy là 1.67 triệu m3 khí/ngày Khi hoạt động hết công suất cả 5 máy thì có thể đáp ứng được lưu lượng khí khoảng 8 triệu m3/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máy vẫn đáp ứng được khả năng mở rộng công suất theo như đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ cao hơn vì không còn máy dự phòng

Chương 3 QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ

Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt (đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố), và hoạt động của nhà máy được liên tục (khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị) không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:

 Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Sản xuất Condensate ổn định với công suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu Sm3 khí/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động

từ tháng 10/1998

 Chế độ MF (Minium Facility) : Sản xuất Condensate ổn định với công suất

380 tấn/ngày, hỗn hợp Butane-Propane (LPG) với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu Sm3 khí khô/ngày, bắt đầu hoạt động 12/1998

 Chế độ GPP (Gas Processing Plant) : Sản xuất Condensate ổn định, khí khô, hỗn hợp Butane và Propane được tách độc lập Giai đoạn này công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ Sm3 khí/năm, thu hồi Propane : 575 tấn/ngày; Butane 417 tấn/ngày; Condensate: 402 tấn/ngày; khí khô: 3,34 triệu Sm3/ngày Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng cao

 Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Là chế độ chuyển đổi của GPP

Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt để chạy thử Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng

Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế

độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy

Hiện nay nhà máy đang vận hành ở chế độ GPP chuyển đổi, không tách riêng Butane và Propane

I Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành

- Hai thiết bị trao đổi nhiệt E-01, E-04

- Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09

- Hai bình tách V-03, V-15

- Máy nén Jet Compressor EJ-A/B/C

Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp khí cho các máy phát điện, phần lỏng thu hồi là

ít nhất

c Sơ đồ quy trình công nghệ (trang sau)

d Mô tả sơ đồ dòng

- Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,7 triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher bằng đường ống 16” với áp suất 109 Bar, nhiệt độ 25.60C Tại đây, dòng khí nguyên liệu được tách ra thành 2 dòng: dòng khí khô (dòng upstream) vào V-08 & dòng Condensate (dòng downstream) vào V-03

- Tại V-08, dòng khí khô tiếp tục được tách loại những giọt lỏng bị cuốn theo và lọc các hạt bụi còn lẫn trong khí (nếu có), dòng khí đi lên được đưa vào Jet Compressor để giảm áp từ áp suất 109 Bar xuống 47 Bar, lỏng tách ra ở V-08 được đưa vàoV-03

- Dòng khí ra khỏi Jet Compressor đi vào Rectifier (C-05) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 200C & áp suất 47 Bar Dòng khí khô đi ra từ đỉnh C-05 được đưa ra đường ống dẫn khí thương phẩm để chuyển đến các nhà máy phát điện

- Bình tách ba pha V-03 có nhiệm vụ tách sản phẩm Condensate, khí và nước Áp suất bình tách V-03 được điều khiển ở 75 Bar bởi các van điều khiển áp suất đặt trên đường ống dẫn khí trước khi vào tháp C-05, qua van diều khiển áp suất, nhiệt độ của dòng ra khỏi van nhỏ hơn nhiệt độ tạo thành hidrat Hydrat được hình thành ở sau van điều khiển áp suất Tuy nhiên chúng sẽ tan ra khi vào tháp Rectifier bởi vì nhiệt độ làm viêc của thiết bị này cao ( 20oC)

- Dòng Condensate ra khỏi V-03 được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt nhằm tận dụng nhiệt làm mát dòng Condensate thương phẩm ở 194oC đến từ đáy C-01, nâng nhiệt độ

từ 20oC lên 101oC sau đó được đưa vào tháp Deethanizer (C-01) Mục đích của việc trao đổi nhiệt này là bên cạnh sự thu hồi nhiệt thì còn tránh sự tạo thành hydrat ở đầu

ra của van FV-1701 Qua van này, áp suất giảm từ 75 Bar xuống còn 20 Bar, nhiệt độ vận hành được duy trì ở 72oC cao hơn nhiệt độ hình thành hydrat trong điều kiện này

là 11,6oC

- Dòng sản phẩm đáy của Deethanizer qua thiết bị trao đổi nhiệt để làm mát, sau đó đưa

ra đường ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc vào bồn chứa TK-21

e Mô tả các thiết bị chính

 Slug Catcher:

- Slug Catcher gồm 2 dãy ống, đặt nghiêng khoảng 10o so với mặt phẳng ngang, mỗi dãy có dung tích 1400 m3, loại và dung tích ống đặc trưng bởi công ty sản xuất đủ để tiếp nhận phần bùn lỏng từ hệ thống ống dẫn ngầm 16 inches

- Khí phân tách được thu gom ở ống góp khí (gas header) 30 inch sau đó đưa đến các thiết bị cho quá trình chế biến sâu

- Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên ở Slug Catcher (SC-01/02) ở điều kiện áp suất 109 Bar (đối với chế độ AMF, áp suất biến thiên trong khoảng 65 Bar-109 Bar tùy theo lưu lượng), nhiệt độ 20 đến 30oC (tùy nhiệt độ môi trường)

 Hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor):

- Khí từ Slug Catcher sẽ đi qua V-08 rồi đi tới hệ thống EJ-01A/B/C (khác với các quá trình khác là không có quá trình hấp phụ loại nước qua thiết bị V-06A/B) Nhờ có thiết

bị này mà áp suất sẽ giảm từ áp suất vận hành của Slug Catcher 109 Bar xuống 45 Bar Nhiệm vụ của hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách etan C-01 từ 20 Bar lên 45 Bar, vì vậy áp suất của tháp C-01 được giữ ở 20 Bar

- Hệ thống Jet compressor gồm có 3 ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt là 50%, 30% và 20% so với tổng dòng tương ứng

- Van điều chỉnh áp suất trên đường bypass của Ejector (PV-0805) có năng suất khoảng 30% tổng thể tích, dùng để điều chỉnh áp suất của tháp tách etan C-01 ở 20 Bar, bằng cách cho bypass 1 phần dòng khí qua ejector khi công suất của hệ thống đủ để duy trì

áp suất C-01 Khi công suất của Ejector không đủ, lượng khí dư từ tháp tách C-01sẽ được xả ra ngoài đuốc đốt qua van điều chỉnh áp suất (PV-1303B), do đó hệ thống tách etan C-01 được bảo vệ tránh sự vượt áp

 Tháp tách C-05 (Rectifier):

- Từ Jet Compressor, khí được đưa đến mâm thứ 1 của tháp tách C-05 (Retifier), và dòng khí từ bình tách V-03 cũng được đưa đến đĩa trên, mục đích để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20oC và áp suất 47 Bar, được điều khiển bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC-1114) đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm Phần trên của tháp C-05 lúc này

có tác dụng như 1 bình tách khí lỏng

- Dòng khí từ đỉnh tháp C-05 được đưa thẳng đến hệ thống đường ống dẫn khí thương phẩm, sau khi được kiểm soát lưu lượng bằng Senior Orifice Meter của FI-1150A/B, trong đó có 1 cái ở chế độ dự phòng Lưu lượng được điều chỉnh dựa vào tín hiệu nhiệt độ và áp suất Thông qua van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm, áp suất đầu ra của nhà máy được điều chỉnh khoảng 45 Bar

- Dòng lỏng tháo ra từ đáy tháp C-05 được kiểm soát thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FIC-1201 từng bậc cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng LIC-1201A, đưa vào mâm thứ 1 của tháp tách etan C-01

 Tháp tách etan C-01(Deethanizer):

- Áp suất hoạt động của hệ thống C-01 là 29 Bar

- Trong chế độ AMF, không có dòng lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp C-01 cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 64oC và 194oC (so với chế độ MF: 6 và

120oC, chế độ GPP: 14 và 109oC)

- Tháp tách etan C-01 gồm 32 đĩa kiểu van:

 13 mâm ở phần chưng có đường kính 2600mm, 19 mâm ở phần luyện có đường kính 3050mm

 Để phát hiện sự chênh áp trong tháp do hiện tượng sủi bọt, người ta lắp đặt bộ

đo chênh áp PDIA-1321 (Pressure Differential Transmitter)

 4 đồng hồ đo nhiệt độ được lắp trên các mâm 2, 3, 14, 20

 2 thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler kiểu kettle E-01A/B được dùng để gia nhiệt cho tháp, mỗi cái hoạt động 50% năng suất để tránh tình trạng ngưng toàn hệ thống nếu có sự cố xảy ra Từ Reboiler, dòng lỏng sẽ đến bình trung gian V-15 (Deethanizer Bottom Buffer), được lưu lại ở đây trong 3 phút để ổn định

- Trong chế độ AMF, tháp tách etan C-01 có 2 dòng nhập liệu đầu vào:

 1 dòng từ bình tách V-03, được đưa vào mâm thứ 14 của tháp, và có thể thay đổi được bằng tay

 Dòng còn lại từ đáy tháp Rectifier C-05, được đưa vào mâm thứ nhất của tháp, gồm 80% mol chất lỏng, được dùng như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất

 Áp suất hơi của Condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn

áp suất khí quyển để trữ được trong các bồn chứa thông thường Trong trường hợp này, tháp tách C-01 có tác dụng như 1 tháp ổn định Condensate, tại tháp này hầu hết các hydrocarbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate thông qua cung cấp nhiệt cho các Reboiler E-01A/B lên tới 194oC Dòng khí đi

ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ thống Ejector

 Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum):

Là bình tách 3 pha nằm ngang hoạt động ở 750 Bar và 20oC để tách các hydrocarbon nhẹ bị hấp thụ trong Condensate bằng phương pháp giảm áp suất Áp suất được giảm

từ áp suất của Slug Catcher là 109 Bar xuống 75 Bar, bằng van điều áp PV-1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03; kéo theo nhiệt độ hạ xuống thấp hơn nhiệt độ tạo thành Hydrat (20oC), do đó có 2 van điều chỉnh mức được lắp đặt trước đầu vào bình tách V-03 (một van dự phòng) Trong trường hợp Hydrat được tạo thành trong 1 van, có thể bơm Methanol vào hoặc được thay thế bằng van dự phòng (Trong thực tế

sự hình thành Hydrat rất ít xảy ra bởi vì hiện tại giàn khai thác đã trang bị 1 hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên tục)

- Người ta lắp đặt 1 thiết bị gia nhiệt kiểu ống xoắn (E-07) tại V-03 để gia nhiệt cho Condensate lên cao hơn 20oC bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành Hydrat bên trong bình Công suất nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh nhiệt độ TICA-0303 (Temperature Controller) Sau đó Condensate thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (Flow Controller) và thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302 (Level Controller) được đưa tới Rectifier C-05

 Bình tách V-08:

- Là bình tách lọc dùng để tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do Slug Catcher không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau

 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle

2 Chế độ MF

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy

Gồm các thiết bị như trong chế độ AMF (trừ EJ-A/B/C), ngoài ra còn có thêm:

- Thiết bị khử Hydrat bằng phương pháp hấp phụ : V-06 A/B

- Thiết bị trao đổi nhiệt khí/khí dạng tấm : E-14

- Thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng : E-20

- Máy nén : K-01

- Tháp ổn định Stabilizer : C-02

- Thiết bị đun sôi lại : E-03

a Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)

b Mô tả sơ đồ dòng

- Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính hoặc giảm tuổi thọ Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và E-20 là dòng 2 pha (lỏng-khí) được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng Khí ra từ đỉnh tháp C-05 ở -18,5oC được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26.5oC xuống -17oC) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc 2 tại van FV-1001, nhiệt độ giảm xuống còn -35oC và áp suất từ 109 Bar xuống 47,5 Bar Dòng còn lại được trao đổi nhiệt với Condensate lạnh -26,8 oC từ đáy tháp C-05 tại E-20 đến 19oC, rồi được giảm áp suất từ 109 Bar đến 57,5 Bar qua van FV-0501C Hai dòng này được nhập lại và đưa vào đỉnh tháp C-05

- Dòng khí ra từ đỉnh C-05 với nhiệt độ -18,5 oC dùng để làm lạnh cho dòng nhập liệu ở E-14, rồi nó được đưa đến đường ống dẫn khí Sale Gas Một phần khí được trích cho qua máy nén K-04A/B và thiết bị gia nhiệt E-18 để làm khí tái sinh cho thiết bị V-06 Khí sau khi ra khỏi V-06 sẽ được đi qua thiết bị làm nguội bằng không khí E-15,

rồi vào bình tách lỏng V-07 để tách những hạt lỏng cuốn theo, sau đó về lại ống dẫn khí Sale gas Áp suất dòng Sale gas khoảng 47 Bar được điều khiển bởi van PV-1114A Dòng lỏng đáy C-05 với nhiệt độ -26,8 oC được đưua qua E-20 để làm lạnh dòng nhập liệu, áp suất của nó sẽ được giảm xuống 47,5 Bar khi qua van FV-0151C, rồi nhập liệu vào đỉnh tháp C-01

- Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên 220oC, dòng ra khỏi thiết bị V-06A/B được làm mát tại E-15

và được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm

- Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoài việc đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF Do khí này chứa nước, nếu được đưa đến C-05 thì khí tái sinh ẩm sẽ là nguyên nhân của việc tái sinh không hoàn toàn

Đó là điều cần tránh

- Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro Nhằm tận dụng Bupro và tách triệt để C2 Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi gia nhiệt từ 20oC lên 80oC tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02 Tháp C-01 có 3 dòng nhập liệu:

 Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và 3 của tháp C-01

 Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01

 Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

- Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi lên đỉnh tháp, sau đó được nén từ 25 Bar lên 47 Bar nhờ máy nén K-01 trước khi dẫn vào đường khí thương phẩm

- Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02 Tháp C-02 làm việc ở áp suất

11 Bar, nhiệt độ đỉnh tháp 60oC và nhiệt độ đáy tháp 154oC Tại đây C5+ được tách ra

và đi ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt cho nguyên liệu vào tháp Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị quạt làm mát bằng không khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa Condensate thương phẩm TK-21

- Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG

c Mô tả các thiết bị chính:

 Tháp tách ethane C-01 trong chế độ hoạt động MF:

- Tháp có 3 dòng đầu vào:

 Dòng khí từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 hoặc đĩa thứ 3

 Dòng lỏng cũng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 20

 Dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh C-05 sau khi đi qua thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 được đưa vào đĩa trên cùng tháp tách ethane,dòng này gồm 75% mol là lỏng và đóng vai trò dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất

Trong tháp tách ethane, các hydrocacbon nhẹ như metane, ethane được tách ra khỏi dòng lỏng

Hydrocacbon nhẹ tách ra được nén từ 29Bar lên 47Bar bằng máy nén K-01 và được trộn với khí thương phẩm.K-01 là máy nén kiểu pittong đơn cấp được dẫn động bằng động cơ khí 766

KW Inlet Scrubber (V-12) kích thước đường kính 1200mm, cao 3000mm được dùng ngay trước máy nén để loại tất cả các phần lỏng có trong dòng khí Phần lỏng ở đáy thiết bị lọc này được xả vào hệ thống xả kín bộ cảm biến mức LICA-1401

- Chất lỏng từ đáy tháp tách ethane được chuyển đến tháp ổn định C-02 để thu hồi bupro (sản phẩm đỉnh) và Condensate (sản phẩm đáy)

- Áp suất hoạt động của tháp tách ethane được điều chỉnh ở 29 Bar bởi bộ điều áp PICA-1305

- Trong trường hợp máy nén khí K-01 không làm việc thì dòng khí từ tháp tách ethane

sẽ được đưa ra flare tự động thông qua van PV-1303 để duy trì áp suất vận hành của tháp

- Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-17; E-11

a Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)

b Mô tả sơ đồ dòng

 Quá trình tách nước và tái sinh:

Trong chế độ hoạt động này, khí từ Slug Catcher trước tiên được đưa vào V-08, dòng khí ra khỏi V-08 được đưa vào một trong hai thiết bị hấp phụ hoạt động song song (V-06A/B) để tách triệt để nước có trong khí Sau đó, qua hệ thống lưới lọc F-01A/B để loại bỏ các bụi bẩn, tạp chất cơ học bị cuốn theo rồi đưa vào hệ thống xử lý khí

 Quá trình xử lý Condensate:

- Quá trình xử lý dòng Condensate ở chế độ GPP khác với chế độ AMF & MF vì có thêm 2 thiết bị là C-04 và các máy nén K-03 Dòng lỏng và khí ra khỏi thiết bị V-03

sẽ lần lượt được đưa vào hai thiết bị này

- Áp suất tại V-03 được điều chỉnh ở 75 Bar bằng van điều khiển PV-2002 lắp đặt trên đường hồi lưu của K-03

- Condensate từ thiết bị V-03 được điều chỉnh bằng FV-1802 thông qua đĩa trên cùng của C-04 sau khi được gia nhiệt từ 20 lên 41oC tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08A/B bằng dòng khí nóng 54oC từ máy nén K-01 Khí từ thiết bị trao đổi nhiệt được đưa xuống đáy của Gas Stripper C-04 Mục đích chính của quá trình trao đổi nhiệt là để thu hồi nhiệt, tránh tạo thành Hydrat ở đầu ra của FV-1802, tại đó áp suất hoạt động giảm từ

75 xuống 47.4 Bar, do đó nhiệt độ vận hành có thể được duy trì ở 33oC, cao hơn nhiệt

độ hình thành Hydrat trong điều kiện này là 17oC

- Mục đích của Gas Stripper là tách nước từ Condensate bằng dòng khí nóng Gas stripper C-04 bao gồm 6 mâm van, dòng Condensate tiếp xúc với dòng khí nóng đi lên trong tháp, do đó nước được tách ra khỏi Condensate Áp suất họat động của Gas Stripper là 47.5 Bar, được điều chỉnh bởi PICA-1801 & van hoàn lưu (PV-1801) PV-

1801 được lắp đặt để tháo khí dư đem đốt tránh hiện tượng quá áp

- Dòng lỏng từ đáy Gas Stripper dưới sự điều khiển của FV-1701 đưa vào đĩa 14 hoặc

20 của Deethanizer sau khi được gia nhiệt từ 40oC lên 86oC tại Condensate Cross Exchanger (E-04) bằng dòng nóng 154oC đi ra từ đáy của Stabilizer Mục đích của trao đổi nhiệt là thu hồi nhiệt

 Quá trình tách & làm lạnh sâu:

- Khoảng 1/3 lượng khí khô( 1,65 triệu Sm3/ngày) được đưa vào E14 để làm lạnh từ

26oC xuống -35oC bằng dòng khí lạnh từ đỉnh của Rectifier (C-05) ở -42.5oC Nhiệt độ đầu ra (-36oC) là thông số quan trọng trong quá trình chế biến khí, nếu cao hơn giá trị này thì mức thu hồi lỏng khó có thể đạt được, nếu thấp hơn thì Hydrat có thể hình thành ở dòng đi xuống Để điều khiển, người ta cho một dòng lạnh bypass qua E-14

- Áp suất dòng hơi giảm từ 109 Bar xuống 33.5 Bar thông qua van điều chỉnh FV-1001, nhờ quá trình giãn nở đoạn nhiệt, nhiệt độ giảm xuống đến -62oC Dòng lạnh chứa 56% mol lỏng được đưa vào đĩa trên cùng của Rectifier như là một dòng hồi lưu ngoài cho tháp

- Khoảng 2/3 lượng khí còn lại (3,19 triệu Sm3/ngày) được đưa vào Turbo Expander (CC-01), tại đây áp suất khí giảm từ 109 Bar xuống 33.5 Bar, nhiệt độ giảm xuống -18oC FV-0501B được lắp đặt trên đường bypass qua CC-01 nhằm tranh hiện tượng quá áp cho hệ thống Khi Expander ngừng hoạt động, van bypass FV-0501B sẽ tự động mở, do đó có thể tránh được sự tăng áp suất đột ngột Dòng hơi lạnh sau đó sẽ được nhập liệu vào đáy của Rectifier

- Trong thiết bị Rectifier, khí (chủ yếu là methane) được tách từ Condensate - bao gồm các thành phần nặng như ethane, propane Butane và những chất khác dưới áp suất vận hành 33.5 Bar, nhiệt độ -43oC ở đỉnh và -20oC ở đáy Đỉnh Rectifier là vùng phân tách lỏng-khí Trong chế độ vận hành AMF và MF, Rectifier là một thiết bị phân tách, nhưng trong chế độ vận hành GPP, thì chức năng của nó là một cột chưng cất có dòng hồi lưu ngoài mà không có reboiler C-05 bao gồm 12 mâm van

- Áp suất vận hành của Rectifier trong chế độ GPP là 33.5 Bar, thấp hơn so với AMF và

phụ thuộc vào hoạt động của Turbo Expander Compressor Nếu áp suất xuống thấp hơn thì sẽ được hồi phục (đến 47 Bar) bằng Compressor của CC-01, từ đó áp suất trên đường ống sẽ được duy trì tương tự như trong chế độ AMF và MF

- Khí từ đỉnh của Rectifier ở nhiệt độ -43oC được sử dụng để làm tác nhân lạnh trong Cold gas/Gas Exchanger (E-14), sau đó nó được nén bởi máy nén của Turbo Expander Compressor (CC-01) Trước khi khởi động máy nén, dòng khí thương phẩm đi theo đường ống bypass (được điều chỉnh bởi van FV-1111), sau đó sẽ tự động chuyển vào máy nén khi máy nén khởi động nhờ van kiểm tra được lắp đặt trên đường ống (check valve) Khi máy nén ngừng hoạt động, dòng khí trở lại di chuyển trên đường ống bypass

- Sau đó, dòng khí sẽ được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm sau khi qua thiết bị đo dòng bởi đầu cảm ứng của FI-1150A/B, một trong hai là để dự trữ, để bù nhiệt độ hay áp suất Van điều khiển áp suất (PV-1114A) được lắp đặt trên đường ống

để điều chỉnh áp suất tại đầu ra của nhà máy ở khoảng 47 Bar

- Dòng lỏng tách ra từ đáy Rectifier được đưa vào đỉnh tháp Deethanizer với vai trò là một dòng hồi lưu ngoài

 Tháp tách ethane (C-01):

- Trong tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:

 Dòng lỏng từ Gas Stripper: sau khi được gia nhiệt từ 40 đến 86oC tại

Condensate Cross Exchanger (E-04) sẽ được nhập liệu vào đĩa thứ 20 của tháp C-01

 Dòng nhập liệu khác là từ lỏng ở đáy Rectifier ở nhiệt độ -23oC được nhập liệu vào đĩa trên cùng bao gồm 95% mol lỏng và dòng hồi lưu từ tháp chưng cất

- Trong Deethanizer, các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane bị tách ra khỏi Condensate và lên đỉnh tháp nhờ E-01A/B nung nóng tới 109oC Các hydrocacbon nhẹ được tách ra sẽ được nén bởi máy nén K-01 từ 29 Bar đến 47 Bar rồi cho qua E-08 Sau đó đưa vào tháp C-04 K-01 là máy nén kiểu pittong 1 cấp chạy bằng khí có công suất 766 kW Bình tách đầu vào V-12 có dạng thẳng đứng có đường kính 1200 mm và cao 3000 mm được đặt trước máy nén nhằm tách hết lỏng ra khỏi hơi Lỏng ở đáy của V-12 được xả vào hệ thống xả kín thông qua thiết bị điều chỉnh mức LICA-1401

- Lỏng ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ sẽ được đưa đến tháp C-02 để tách riêng Condensate và Bupro Sản phẩm đỉnh của tháp C-02 là hỗn hợp Bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 43oC trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02, sau đó được đưa tới bình ổn định V-02 có dạng nằm ngang Một phần Bupro được bơm hồi lưu trờ lại tháp C-02 bằng bơm P-01A/B, áp suất bơm có thể bù đắp được sự chênh lệch áp suất làm việc của tháp C-02 ( 11 Bar) và tháp C-03 ( 16 Bar) Sản phẩm của đáy tháp C-02 là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển

tới đường ống dẫn Propane hoặc bể chứa propane V-21A Phần còn lại được hồi lưu trở về tháp C-03 Sản phẩm đáy của C-03 là Butane được đưa đi trao đổi nhiệt ở E-17, sau đó được làm lạnh bằng không khí bởi E-12 và được đưa đi tới đường dẫn ống Butane hoặc bể chứa V-21B

- Dòng khí thiên nhiên ở 290C và 109 Bar được dẫn đến 1 trong 2 thiết bị hấp phụ tách nước song song (V-06AB) để loại nước trong dòng khí, khi 1 thiết bị hoạt động thì thiết bị còn lại sẽ ở chế độ chờ hoặc giải hấp Khí vào thiết bị hấp phụ thông qua thiết

bị phân phối khí để thổi xuống thiết bị hấp phụ xuyên qua lớp hấp phụ Lớp hấp phụ trên cùng là Alumina hoạt hoá sẽ loại 1 phần nước, lớp thứ 2 là chất hấp phụ rây phân

tử sẽ loại nước hoàn toàn hoạt động ở điều kiện dưới điểm sương ( -750C, 34.5 Bar) Alumina để tách 1 phần nước bởi vì: giá thành thấp, năng suất cao, ít ảnh hưởng và bảo vệ chất hấp phụ rây phân tử, dễ tái tạo

- Khí khô đi ra từ thiết bị hấp thụ đi qua thiết bị thu khí được gắn bên trong và sau đó được xử lý bởi thiết bị lọc sau khi tách nước (Dehydration after filter) (F-01AB) Khi

1 thiết bị hoạt động, 1 thiết bị ở chế độ chờ để loại cặn hấp phụ Đồng hồ áp suất vi sai (DPA-0503AB) được cài đặt để giữ cho F-01 hoạt động ở áp suất 0.1 Bar

 Quá trình tái sinh chất hấp phụ:

Chất hấp phụ sẽ bảo hoà nước sau 8 giờ hoạt động trong điều kiện của dòng nhập liệu (290C,

109 Bar) cần được tái sinh

Quá trình tái sinh gồm nhiều giai đoạn:

a) Adsorber switch – over

- Chất hấp phụ sẽ được tái sinh trong thiết bị hấp phụ ở chế độ chờ Cả hai thiết bị hấp phụ hoạt động song song để:

 Giảm sự thay đổi thành phần khí

 Giảm lượng HC lỏng đóng cặn trong các ống dẫn trong quá trình tăng áp

 Đảm bảo hoạt động liên tục

- Thiết bị hấp phụ đang trong quá trình giải hấp được cô lập

b) Giảm áp:

- Thiết bị hấp phụ được giảm áp sau khi cô lập cả dòng vào và dòng ra từ áp suất 109 Bar đến áp suất giải hấp (35 Bar cho chế độ GPP, 48 Bar cho chế độ MF) Mức độ giảm áp được điều chỉnh bằng van tay để chịu được quá trình giảm áp trong 30 phút Việc này được kiểm tra bằng 1 thiết bị tính toán sử dụng 2 bộ phận đo áp suất được lắp đặt trước và sau van Trong quá trình giảm áp, nhiệt độ sẽ giảm xuống (tối thiểu là -80C) và quá trình ngưng tụ khí dẫn đến sự tạo thành 20% khối lượng Hydrocacbon lỏng Và khối lượng Hydrocacbon lỏng này sẽ tích tụ bên trong chất hấp phụ Để ngăn chặn sự tích tụ HC lỏng trong dòng giải hấp nên thiết bị giải hấp được cô lập

c) Gia nhiệt:

- Nước được giải hấp bằng cách gia nhiệt bởi dòng khí khô (dry regeneration gas) từ đầu hút của máy nén CC-01

- Regeneration gas (12500 kg/h, 47 BarG cho chế độ MF; 11500 kg/h, 34 BarG cho chế

độ GPP) được tuần hoàn bởi 1 trong 2 Dehydration Regeneration gas compressor 04AB) có công suất 75kW và được gia nhiệt trong Dehydration Regeneration gas heater (E-18) bằng dầu nóng đến 230oC

(K Quá trình gia nhiệt có thể được kiểm soát bởi 3 đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trong tầng hấp phụ và đầu ra của dòng Regeneration gas Để biết lưu lượng và nhiệt độ dòng khí hoàn nguyên ở mức thấp nhất, cần dùng thiết bị FIA-0601, FALL-0602, và TIA-

0554

- Dòng khí hoàn nguyên nóng có chứa 1 phần nước sau khi giải hấp được làm lạnh bằng Dehydration Regeneration gas Cooler (E-15) và tách nước bằng thiết bị Dehydration Regeneration Separator (P-07) và được đưa trở lại máy nén CC-01

d) Làm lạnh:

- Tầng hấp phụ được làm lạnh bằng chính dòng khí hoàn nguyên như quá trình Heating nhưng không sử dụng thiết bị gia nhiệt E-18 Tầng hấp phụ này sẽ được làm mát đến khoảng 250C Cũng như quá trình gia nhiệt, quá trình Cooling được kiểm soát bởi 3 đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trong tầng hấp phụ và đầu ra của dòng khí hoàn nguyên e) Tăng áp

- Mức đô tăng áp có thể điều chỉnh bằng van tay để có thể chịu được toàn bộ quá trình tăng áp này trong khoảng thời gian hoạt động là 30 phút Cũng như quá trình giảm áp,

sẽ có 1 sự tụt giảm nhiệt độ và ngưng tụ ngược HC lỏng sẽ được tích tụ trong các đường ống vào Mức độ tăng áp trung bình cao hơn 1 ít so với quá trình giảm áp, điều này có thể kiểm tra bởi đồng hồ đo áp suất ở trước và sau van

kéo dài gấp 4 lần Trong trường hợp này thì thiết bị regeneration gas compressor sẽ được dừng

C – 02

- Một đường nhánh 4 inch được nối với E-04 dùng cho chế độ AMF

 Thiết bị tách khí - Gas Stripper (C-04):

C-04 ban đầu được dùng cho chế độ GPP, nhưng cũng có thể được dùng cho chế độ MF và

MF sau khi vận hành chế độ GPP Trong chế độ AMF sau khi vận hành chế độ GPP, có 2 cách có thể vận hành Trong chế độ AMF nguyên thuỷ, C-04 được bỏ qua trong trường hợp không có khí tách ra từ C-01 Một cách khác là dẫn dòng lưu chất từ V-03 vào C-04 bất kể có khí tách ra hay không Trong khi vận hành, áp suất được tự động giữ ở 47 Bar bằng khí gas từ thiết bị PV-1801B được lắp đặt trên đường dẫn của nó Một điều cần quan tâm trong phương pháp này là sự tạo thành Hydrat sau khi ra khỏi thiết bị FV-1802 do không có dòng nóng trong E-08 nhưng methanol được phun vào trước khi FV có tác động Cách thứ 2 là cách nên

sử dụng, đặc biệt là trong chu kì hoạt động ngắn của AMF

Khi hoạt động bình thường áp suất là 47 Bar, nhiệt độ tại đỉnh và đáy tháp là 44 và 400C Cấu tạo & hoạt động: C-04 gồm có:

- Sáu mâm van, đường kính mỗi mâm là 2600 mm

- Một bộ đo chênh áp (PDIA – 1821) được lắp đặt để nhận biết sự tăng áp bên trong tháp gây ra bởi hiện tượng sủi bọt

- Một đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trên mâm 6 để hiển thị trạng thái của tháp

- Tháp không có thiết bị reboiler và thiết bị ngưng tụ condenser vì nó hoạt động như 1 tháp tách nước Phần ngưng tụ là nước sẽ được mang ra bởi dòng FV-1701 và được đưa trở về mâm 14 hoặc 20 của C-01 sau khi được gia nhiệt từ 400C lên đến 860C bởi

E-04 do trao đổi nhiệt với dòng nóng từ đáy của C-02 (có nhiệt độ là 1540C) Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt này là thu hồi nhiệt

 Thiết bị ổn định Stabilizer (C-02):

C-02 ban đầu được thiết kế để sử dụng cho chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể được dùng cho chế độ AMF sau khi vận hành chế độ GPP Trong chế độ AMF nguyên thủy, C-01 hoạt động như 1 thiết bị ổn định bằng cách tách C4 và các Hydrocacbon nhẹ hơn Nếu cần thu hồi LPG trong chế độ AMF, C-01 sẽ hoạt động với đúng chức năng ban đầu của nó và C-02 sẽ được vận hành

Áp suất hoạt động của C-02 được giữ ở 11 Bar nhờ điều chỉnh sự hoạt động của thiết bị ngưng tụ ổn định (Stabilizer Condenser) (E-02) bằng cách tăng hoặc giảm dòng khí nóng qua van bypass PV-1501A và bằng cách xả bớt lượng khí thông qua van PV-1501B

Cấu tạo & hoạt động :

- C-02 gồm có 30 mâm van, mỗi mâm có đưởng kính 2140 mm, được nhập liệu vào mâm 10 từ phần đáy của C-01,

- Có 1 thiết bị condenser ở đình và 1 reboiler ở đáy tháp

- Ở C-02, các thành phần LPG được tách ra Hơi LPG ở đình sẽ được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 430C trong E-02 bằng không khí và được đưa đến V-02 là 1 thiết bị nằm ngang có đường kính 2200 mm và dài 7000 mm để ổn định dòng hồi lưu Phần LPG lỏng sẽ được bơm hồi lưu P-01AB có công suất 180m3/h 80m3/h của dòng này

sẽ được đưa đi chưng cất Trong chế độ GPP, nó sẽ được gia nhiệt đến 600C trong thiết bị E-17 nhờ dòng nóng có nhiệt độ 970C từ đáy của C-03 trước khi được đưa vào C-03 Trong chế độ MF ban đầu, nó được đưa thẳng đến 1 trong 2 thiết bị LPG bullet (V-21A hoặc V-21B) Phần còn lại của dòng sẽ được hồi lưu trở lại C-02

- 1 reboiler kiểu kettle (Stabilizer Reboiler E-03) được đặt ở đáy tháp để cung cấp nhiệt bằng dòng dầu nóng có nhiệt độ 1540C, nhiệt độ được kiểm soát nhờ TV-1523 được cài đặt trong ống dẫn dầu nóng Phần ngưng tụ sẽ được đưa đến thiết bị trao đổi nhiệt E-04 để gia nhiệt dòng nhập liệu vào C-02 và được làm lạnh đến 600C trước khi được đưa đến Condensate Day Tank TK-21 sức chứa 2000 m3 hoặc đường ống Condensate

- 1 bộ đo chênh áp (PDIA – 1521) được lắp đặt để nhận biết sự tăng áp bên trong tháp gây ra bởi hiện tượng sủi bọt 3 đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trên các mâm 9, 10, 30

để hiển thị trạng thái của tháp

 Thiết bị tách C3/C4 (C-03):

C-03 ban đầu được thiết kế cho chế độ GPP, nhưng nó cũng có thể được dùng trong chế độ

MF và AMF sau khi vận hành chế độ GPP Trong chế độ MF nguyên thủy, Bupro (hỗn hợp Butan và Propan) là 1 sản phẩm lỏng, nhưng nếu yêu cầu cần tách riêng Butan và Propan thì cần vận hành C-03

Áp suất hoạt động của hệ thống được giữ ở 16 Bar nhờ điều chỉnh sự hoạt động của thiết bị ngưng tụ (Splitter Condenser) (E-11) bằng cách tăng hoặc giảm dòng khí nóng qua van bypass PV-2101A và bằng cách xả bớt lượng khí thông qua van PV-2101B

Cấu tạo & hoạt động:

- C-03 gồm có 30 mâm van, mỗi mâm có đường kính 1750 mm, được nhập liệu vào mâm 14 từ phần đỉnh của C-02, có 1 thiết bị condenser ở đỉnh và 1 reboiler ở đáy tháp

Ở C-03, C3 và C4 được tách ra

- Hơi C3 ở đỉnh sẽ được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 460C trong E-11 bằng không khí

và được đưa đến V-05 (Splitter Reflux Accumulator) là 1 thiết bị nằm ngang có đường kính 2200 mm và dài 6000 mm để ổn định dòng hồi lưu C3 lỏng sẽ được bơm hồi lưu P-03AB có công suất 175 m3/h 49 m3/h của dòng này sẽ được mang ra thành sản phẩm Propan Phần còn lại của dòng sẽ được hồi lưu trở lại C-03

- 1 reboiler kiểu kettle (Stabilizer Reboiler E-10) được đặt ở đáy tháp để nâng nhiệt độ đáy tháp lên 970C bằng dòng dầu nóng, nhiệt độ được kiểm soát nhờ TV-2123 được cài đặt trong ống dẫn dầu nóng Phần C4 ngưng tụ sẽ được đưa đến thiết bị Butane bullet (V-21B) hoặc đường ống dẫn butan sau khi được làm lạnh đến 600C trong thiết

bị E-17 sau đó được làm mát bằng không khí Butane Cooler E-12

- 1 bộ đo chênh áp (PDIA – 2121) được lắp đặt để nhận biết sự tăng áp bên trong tháp gây ra bởi hiện tượng sủi bọt 3 đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trên các mâm 13, 14, 30

để hiển thị trạng thái của tháp

- Được lắp đặt thêm trạm nén khí đầu vào do: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ dẫn đến sự tụt giảm áp suất đáng kể trên đường ống Điều này dẫn đến áp suất đầu vào Nhà máy xử lí khí giảm đi đáng kể, không đảm bảo được giá trị áp suất đầu vào của thiết kế ban đầu là 109 Bar Do đó, giải pháp đặt ra là cần phải có một trạm nén đầu vào để nén khí nguyên liệu vào Nhà máy lên đến áp suất 109Bar đúng như thiết kế ban đầu

- Trong chế độ GPP chuyển đổi, tháp tách C-03 không hoạt động, tương tự như trong chế độ MF Nguyên nhân là do nhu cầu tiêu thụ trên thị trường Trước đây, các đầu mối tiêu thụ đòi hỏi Nhà máy cung cấp C3 và C4 riêng biệt Vì vậy mà cần phải tách riêng biệt C3 và C4 Tuy nhiên, hiện nay yêu cầu đó không còn nữa mà chỉ cần cung cấp hỗn hợp LPG thương phẩm Do đó mà không cần thiết phải tách riêng biệt C3/C4

mà chỉ cần điều chỉnh để thu được lượng hỗn hợp Bu-pro là tối ưu

b Sơ đồ quy trình công nghệ ( trang đính kèm )

c Mô tả sơ đồ dòng

- Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khoảng 5,9 – 6.1 triệu m3 khí/ ngày vào

hệ thống Slug Catcher trong điều kiện áp suất 65 Bar – 80 Bar, nhiệt độ 20 đến 30oC, tùy theo nhiệt độ môi trường Dòng khí ra từ SC được chia làm 2 dòng:

 Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp PV-106 giảm áp suất từ 65 Bar – 80 Bar xuống 47,5 Bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101 Lỏng được tách tại đáy bình V-101 được đưa vào thiết bị V-03 để tách sâu hơn Khí đi ra từ bình tách V-101 được đưa vào hệ thống đường ống dẫn khí thương phẩm 16” cung cấp cho các nhà máy điện

 Dòng thứ 2 có lưu lượng khoảng 4,7 triệu m3 khí/ ngày được đưa vào trạm nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D (3 máy hoạt động 1 máy dự phòng) để nén nâng

áp suất từ 65-80 Bar lên 109 Bar sau đó qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-1011 để làm nguội dòng khí ra khỏi máy nén đến nhiệt độ khoảng 40-

45oC Dòng khí này đi vào thiết bị tách lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọc bụi bẩn Sau đó được đưa vào thiết bị hấp thụ V-06A/B để tách triệt để nước đê tránh hiện tượng tạo thành Hydrat trong quá trình làm lạnh sâu, sau đó được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để tách bụi bẩn có trong khí Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách 3 pha V-03 để xử

+ 2/3 dòng khí còn lại được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp từ 109 Bar xuống 35,08 Bar và nhiệt độ giảm xuống -12oC và được đưa vào đáp của tháp tinh cất C-05

- Tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 35 Bar, nhiệt độ đỉnh tháp và đáp tháp tương ứng là -39,5oC và -14oC, tại đây khí (chủ yếu là metan và etan) được tách ra tại đỉnh