mô phỏng và tối ưu khả năng thu hồi lpg của nhà máy xử lý khí dinh cố ở chế độ gpp chuyển đổi bằng phần mềm hysys

Quá trình Dehydrat Mục đích: Trong dòng khí có chứa các phân tử nước, khi gặp điều kiện nhiệt độ áp suất thích hợp thì nó tạo thành các tinh thể hydrat, gây bịt kín các đường ống dẫn và

-

HỒ QUANG PHỔ

MÔ PHỎNG VÀ TỐI ƯU KHẢ NĂNG THU HỒI LPG CỦA NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Ở CHẾ ĐỘ GPP CHUYỂN ĐỔI BẰNG PHẦN MỀM HYSYS

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luân văn là trung thực, và nội dung này chưa từng được công bố trong bất kì công trình nghiên cứu nào trước đó

Tác giả luận văn

Hồ Quang Phổ

LỜI CẢM ƠN

Với lòng kính trọng và biết ơn sâu sắc nhất, tôi xin gửi lời cảm ơn đến PGS.TS

Lê Minh Thắng về sự hướng dẫn nhiệt tình, định hướng và luôn động viên tôi trong suốt quá trình triển khai luận văn

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất đến Thầy Cô Khoa Công nghệ Hóa học, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã truyền đạt kiến thức quý báu, là nền tảng để tôi tiếp cận và hoàn thành luận văn này

Xin trân trọng cảm ơn Viện Đào tạo sau đại học, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo mọi điều kiện thuận lợi cho tôi trong suốt thời gian vừa qua

Xin cảm ơn gia đình và đồng nghiệp đã hỗ trợ và tạo mọi điều kiện tốt nhất cho tôi hoàn thành luận văn

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN 1

LỜI CẢM ƠN 2

MỤC LỤC 3

DANH MỤC CÁC KÍ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT 6

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU 7

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ 7

MỞ ĐẦU 9

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHÍ 10

1.1 Thành phần khí tự nhiên và khí đồng hành 10

1.2 Khảo sát thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam và một số nước trên thế giới: 10

1.3 Tính chất của khí 12

1.3.1 Tính chất hoá học 12

1.3.2 Tính chất vật lý 12

1.4 Các phương trình thường sử dụng trong công nghệ chế biến khí 13

1.4.1 Phương trình Van der Waals 13

1.4.2 Phương trình Soave-Redlich-Kwong : 13

1.4.3 Phương trình Benedict-Webb-Rubin 14

1.4.4 Phương trình Redlich - Kwong (RK) 14

1.4.5 Phương trình Peng Robinson 14

1.5 Ứng dụng của khí 14

1.5.1 Ứng dụng của khí trong ngành công nghiệp điện 14

1.5.2 Với vai trò nguyên liệu trong ngành công nghiệp khác 15

1.5.3 Vai trò của LPG trong ngành giao thông vận tải 15

1.6 Bức tranh về ngành khí Việt Nam 16

1.6.1 Tình hình khai thác khí ở Việt Nam 17

1.6.2 Các dự án khí 19

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ 20

2.1 Các quá trình chuẩn bị khí để chế biến 20

2.1.1 Làm sạch khí khỏi các tạp chất cơ học 20

2.1.2 Quá trình Dehydrat 20

2.1.3 Quá trình tách loại axit 24

2.2 Quá trình tách khí thành các phân đoạn 29

2.2.1 Phương pháp làm lạnh ngưng tụ 29

2.2.2 Phương pháp chưng cất ở nhiệt độ thấp 33

2.2.3 Phương pháp hấp thụ bằng dầu 34

2.2.4 Phương pháp hấp phụ 35

CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 37

3.1 Giới thiệu về nhà máy 37

3.2 Các thiết bị chính của nhà máy [3] 37

3.2.1 Slug Catcher 37

3.2.2 Bình tách ba pha V-03 38

3.2.3 Tháp Deethanizer (C-01) 39

3.2.4 Tháp tách C-02 (Stabilizer) 40

3.2.5 Tháp Splitter C 3 /C 4 (C-03) 41

3.2.6 Tháp Rectifier (C-05) 42

3.2.7 Turbo-Expander 42

3.2.8 Thiết bị hấp phụ V-06 43

3.2.9 Thiết bị tách nước sơ bộ V-08 46

3.2.10 Hệ thống máy nén đầu vào 46

3.2.11 Thiết bị Jet Compressors 47

3.2.12 Thiết bị gia nhiệt trong nhà máy 47

3.3 Các chế độ vận hành của nhà máy xử lý khí Dinh Cố 48

3.3.1 Chế độ AMF 48

3.3.2 Chế độ MF 50

3.3.3 Chế độ GPP 53

3.3.4 Chế độ GPP chuyển đổi 56

3.4 Sự khác biệt về mục đích sử dụng của chế độ hiện tại so với chế độ GPP 60

3.4.1 Vận hành theo quy trình xử lý khí 60

3.4.2 Theo quy trình thu hồi lỏng 60

3.5 Biện luận lựa chọn phương án hoạt động của nhà máy: 61

3.5.1 Xét về mặt kinh tế 61

3.5.2 Xét về mặt kỹ thuật 61

3.5.3 Xét về mặt sản phẩm: 62

3.6 Nguyên liệu, sản phẩm và các tiêu chuẩn sản phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố 62

3.6.1 Nguyên liệu 62

3.6.2 Sản phẩm 63

CHƯƠNG 4: MÔ PHỎNG CHẾ ĐỘ GPP CHUYỂN ĐỔI TẠI NHÀ MÁY XỬ

LÝ KHÍ DINH CỐ BẰNG PHẦN MỀM HYSYS 73

4.1 Giới thiệu về phần mềm HYSYS 73

4.1.1 Giới thiệu sơ lược về Hysys 73

4.1.2 Ứng dụng của Hysys 73

4.2 Mô phỏng chế độ GPP chuyển đổi 74

4.2.1 Các thiết bị chính 74

4.2.2 Phương pháp mô phỏng 74

4.3 Khảo sát các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng thu hồi lỏng 81

4.3.1 Mục đích nghiên cứu 81

4.3.2 Phương pháp nghiên cứu 82

4.3.3 Nghiên cứu một số yếu tố ảnh hưởng đến thu hồi lỏng 82

4.3.4 Chạy kết quả tối ưu 93

4.4 Đánh giá khả năng làm việc của các thiết bị khi mở rộng nhà máy 93

KẾT LUẬN 96

TÀI LIỆU THAM KHẢO 97

DANH MỤC CÁC KÍ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

LPG (Liquefied Petroleum Gas) : Khí dầu mỏ hóa lỏng

DO (Diesel Oil): Dầu Diesel

FO (Fuel Oil): Nhiên liệu đốt lò

HC Hydrocacbon

MTBE Methyl Tert-Butyl Ether

NGL (Natural Gas Liquids): Phần lỏng của khí tự nhiên

LIC (Level Indicator Controller): Bộ điều khiển hiển thị áp suất

TIC (Temperature Indicator Controller): Bộ điều khiển hiển thị nhiệt độ

AMF (Ablolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối

MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu

GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện

IBP (Initial Boiling Point): Điểm sôi đầu

FBP (Final boiling point): Điểm sôi cuối

SC Slug Catcher

PFD Process Flow Diagram

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Thành phần khí ở một số nước Châu Á (phần trăm theo thể tích) 10

Bảng 1.2 Thông tin một số mỏ khí ở Việt Nam 11

Bảng 1.3 Thành phần của khí ở bể Cửu Long (%V) 11

Bảng 1.4 Tính chất vật lý của một số cấu tử khí tự nhiên 13

Bảng 1.5 Thống kê tiềm năng khí Việt Nam 17

Bảng 2.1 Các quá trình hấp thụ thường dùng 26

Bảng 2.2 Các quá trình sử dụng dung môi hấp thụ vật lý 28

Bảng 3.1 Thông số vận hành tháp C-01 của các chế độ 40

Bảng 3.2 Các thông số kỹ thuật của CC-01 42

Bảng 3.3 Thông số thiết kế của máy nén đầu vào 47

Bảng 3.4 Các sản phẩm của nhà máy ở chế độ vận hành hiện tại (cập nhật ngày 24/8/2013) 61

Bảng 3.5 Thành phần nguyên liệu đi vào nhà máy (Theo số liệu thiết kế “Sổ tay vận hành nhà máy xử lý khí Dinh cố”, năm 2007) 63

Bảng 3.6 Yêu cầu kỹ thuật của khí khô thương phẩm 64

Bảng 3.7 Thành phần khí thương phẩm tại đầu ra của nhà máy xử lý khí Dinh Cố (số liệu cập nhật ngày 24/8/2013) 65

Bảng 3.8 Yêu cầu kỹ thuật đối với khí đốt hoá lỏng 66

Bảng 3.9 Kết quả phân tích khí LPG của nhà máy Xử lý khí Dinh Cố tại kho Thị Vải (số liệu cập nhật tháng 1/2012) 67

Bảng 3.10 Các tính chất hoá lý của LPG 67

Bảng 3.11 Nhiệt độ ngọn lửa khí cháy của các chất với không khí: 70

Bảng 3.12.Giới hạn cháy nổ của một số chất, ở nhiệt độ 15,6 o C và áp suất 1 bar 70 Bảng 3.13 Yêu cầu kỹ thuật đối với Condensate thương phẩm 71

Bảng 3.14 Thành phần condensate Nhà máy xử lý khí Dinh Cố [3] 71

Bảng 4.1 Kết quả các thông số trước và sau khi khảo sát 88

Bảng 4.2 Kết quả mô phỏng cho hiệu suất thu hồi Bupro tối đa 93

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Sản lượng khí khô của PV GAS qua các năm (Đơn vị: Triệu m 3 )[1] 15

Hình 1.2.Tình hình sản xuất, tiêu thụ và xuất khấu khí của Việt Nam [6] 16

Hình 1.3 Dự báo khai thác Dầu khí giai đoạn 2005 – 2025 của PetroVietNam 16

Hình 1.4.Bản đồ các mỏ khí tại bể Cửu Long 18

Hình 2.1 Sơ đồ tách nước làm lạnh ngưng tụ với Glycol [10] 22

Hình 2.2 Sơ đồ tách nước bằng dầu hấp thụ với dung môi TEG [12] 23

Hình 2.3 Giản đồ pha của hệ đa cấu tử 29

Hình 2.4 Chu trình làm lạnh trong công nghệ chế biến khí 31

Hình 2.5 Nhiệt động học của quá trình làm lạnh khí 32

Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý thiết bị ngưng tụ nhiệt độ thấp có turbine giãn nở [2] 32 Hình 2.7 Sơ đồ quá trình chưng cất chế biến khí tự nhiên 34

Hình 2.8 Sơ đồ quá trình hấp thụ đơn giản bằng dầu 35

Hình 2.9 Sơ đồ quá trình hấp phụ [21] 36

Hình 3.1 Bình tách ba pha V-03 39

Hình 3.2 Cấu tạo thiết bị tách nước 44

Hình 3.3 Nguyên tắc hoạt động của thiết bị tách nước V-06A/B 45

Hình 3.4 Thiết bị tách nước sơ bộ V-08 46

Hình 3.5 Cấu tạo Reboiler kiểu Kettle 48

Hình 3.6 Sơ đồ công nghệ chế độ AMF 49

Hình 3.7 Sơ đồ công nghệ chế độ MF 52

Hình 3.8 Sơ đồ công nghệ chế độ GPP 55

Hình 3.9 Sơ đồ công nghệ chế độ GPP chuyển đổi 59

Hình 4.1 Sơ đồ PFD mô phỏng nhà máy Xử lý khí Dinh Cố bằng Hysys 75

Hình 4.2 Thiết lập cho thiết bị Slug Catcher 76

Hình 4.3 Thiết lập cho thiết bị hấp phụ V-06A/B 77

Hình 4.4 Thiết lập cho tháp C-05 77

Hình 4.5 Thiết lập cho tháp C-01 78

Hình 4.6 Thiết lập ràng buộc C 5 trong Condenser ở tháp ổn định C-02 79

Hình 4.7 Tổn thất áp suất ở thiết bị trao đổi nhiệt E-14 80

Hình 4.8 Khảo sát hiệu suất thu hồi LPG theo nhiệt độ khí đầu vào 83

Hình 4.9 Khảo sát ảnh hưởng của áp suất khí đầu vào 85

Hình 4.10 Khảo sát hiệu suất thu hồi LPG theo áp suất làm việc của V-03 86

Hình 4.11 Khảo sát hiệu suất thu hồi LPG theo tỉ lệ chia dòng qua E-14/CC-01 88 Hình 4.12 Khảo sát hiệu suất thu hồi LPG theo thành phần C 2- đáy tháp C-01 90

Hình 4.13 Khảo sát hiệu suất thu hồi LPG theo % C 5 trên đỉnh C-02 91

Hình 4.14 Khảo sát % C 4 ở đáy tháp C-02 92

MỞ ĐẦU

Trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng toàn cầu, tỷ trọng khí hiện chiếm 23,9% và tỷ trọng này đang gia tăng nhanh chóng, dự kiến đến năm 2020 sẽ chiếm 30% tổng nhu cầu năng lượng toàn cầu (Energy Information Administration, 2005a)

Chiếm thị phần ngày càng quan trọng bởi những vượt trội về giá trị sử dụng, khí

tự nhiên đã và sẽ ảnh hưởng sâu rộng đến cuộc sống của con người Không những đáp ứng nhu cầu nhiên liệu liên tục gia tăng, mà còn là nguồn nguyên cho công nghiệp hóa dầu

Theo “Vietnam Oil & Gas Report Q1 2011”, lượng khí tiêu thụ của Việt Nam năm 2008 là 7.9 tỷ m3, đến năm 2012 là 11.7 tỷ m3 và dự báo đến năm 2015 nhu cầu

sẽ là 18 tỷ m3

Theo đánh giá của VITRA (Dự án đánh giá tổng thể tiềm năng dầu khí Việt Nam

do Na Uy tài trợ), trữ lượng khí của Việt Nam là 643 tỷ m3 khí, thời gian khai thác là

33 năm

Như vậy, để đáp ứng sự phát triển mạnh mẽ của Ngành Công nghiệp chế biến khí trong tương lai không xa, bên cạnh việc quy hoạch xây dựng nhiều nhà máy xử lý khí , chúng ta phải không ngừng cải tiến công nghệ và phương pháp sản xuất

Không nằm ngoài mục đích trên, Luận văn “Mô phỏng thiết kế và tối ưu khả

năng thu hồi LPG của nhà máy Xử lý khí Dinh Cố ở chế độ GPP chuyển đổi bằng phần mềm HYSYS”, sẽ mô phỏng công nghệ của Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố với sự

hỗ trợ của phần mềm Hysys; nhằm thu được sản lượng LPG lớn nhất, góp phần nâng cao hiệu quả kinh tế của nhà máy này

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHÍ

1.1 Thành phần khí tự nhiên và khí đồng hành

Những cấu tử cơ bản của khí tự nhiên và khí đồng hành là Metan (lớn nhất), Etan, Propan, Butan (n-Butan và i-Butan), còn Pentan và các hydrocacbon no mạch thẳng có khối lượng phân tử lớn hơn thì chiếm lượng không đáng kể

 Khí tự nhiên: thành phần chủ yếu là Metan (hàm lượng khí Metan chiếm

một tỷ lệ lớn 80 ÷ 90% thể tích), hàm lượng khí Etan chỉ chiếm khoảng 1 ÷ 2%, còn các khí khác có thành phần không đáng kể Các mỏ khí tự nhiên là các túi khí nằm sâu dưới mặt đất và thành phần của chúng ở bất cứ nơi nào của túi khí cũng đều giống nhau

 Khí đồng hành: ngoài thành phần nhiều nhất là Metan còn chứa Etan,

Propan, Butan và các hydrocacbon nặng với hàm lượng lớn hơn đáng kể so với khí tự nhiên Propan và Butan chiếm khoảng từ 20 ÷ 50%, C5+ có thể chiếm từ 2 ÷ 5% Thành phần những cấu tử cơ bản trong khí thay đổi trong một phạm vi khá rộng tuỳ theo mỏ dầu khai thác, thậm chí ở cùng một mỏ nhưng ở các giai đoạn khai thác khác nhau thì tỷ lệ các thành phần cũng khác nhau

 Thời gian khai thác càng dài thì áp suất của khí trên bề mặt pha lỏng càng giảm dần nên khí càng khai thác thời gian về sau thì càng nặng hơn

Ngoài ra trong thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành còn chứa một phần nhỏ các tạp chất như N2, CO2, H2S, He và các kim loại như Ni, V, Fe Tuy nhiên, do nguồn gốc của các hydrocacbon khác nhau nên thành phần của chúng cũng khác nhau

1.2 Khảo sát thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam và một số nước trên thế giới:

Bảng 1.1 Thành phần khí ở một số nước Châu Á (phần trăm theo thể tích)

C5+ 3,00 0,80 184

CO2, H2S 15,0 16,0 0,7

Bảng 1.2 Thông tin một số mỏ khí ở Việt Nam

Tên mỏ Lô hợp đồng Năm bắt đầu

khai thác

Loại khí

Tiền Hải C ĐBSH 1981 Khí tự nhiên D14&Sông Trà Lý ĐBSH 2004 Khí tự nhiên Lan Tây 06-1 2002 Khí tự nhiên Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây 11-2 2006 Khí tự nhiên Bạch Hổ 09-1 1995 Khí đồng hành Rạng Đông 15-2 2001 Khí đồng hành Phương Đông 15-2 2008 Khí đồng hành

Cá Ngừ Vàng 09-2 2008 Khí đồng hành Bunga Kekwa - Cái Nước PM3-CAA&46-

Cái Nước

2003 Khí tự nhiên & đồng

hành Mộc tinh 05-3 2013 Khí tự nhiên Hải Thạch (Nam Côn

Sơn - 2 triệu m3 khí/ngày

Rồng ( Lô 09) Rạng

Đông (Lô 15-2)

Ruby (Lô 01) Khí tự nhiên Khí Đồng hành

CH4 76,82 84,77 76,54 77,62 78,02

C2H6 11,87 7,22 6,89 10,04 10,67

C3H8 5,98 3,46 8,25 6,94 6,70

C4H10 1,04 1,70 0,78 2,83 1,74

từ các bản số liệu trên về thành phần khí đồng hành ở Việt Nam và một số nước trên thế giới thì thành phần khí đồng hành ở Việt Nam có chứa hàm lượng khí Axit là thấp, điều này rất thuận lợi cho việc chế biến và sử dụng các sản phẩm khí, trong khi đó thành phần các khí này trong mỏ khí đồng hành ở Thái Lan và Indonesia chiếm hàm lượng rất cao (15 ÷ 16%)

Như vậy, khí dầu mỏ Việt Nam thuộc loại khí ngọt, hàm lượng các khí Axit rất ít, khoảng 2g/100m 3 Vì vậy khí dầu mỏ Việt Nam rất thuận lợi cho việc chế biến, sử dụng, an toàn với thiết bị và ít gây ô nhiễm môi trường

Đặc điểm chung của các khí hydrocacbon

 Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị Vì vậy để kiểm tra

độ rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ an toàn Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò rỉ của khí là Mercaptan

 Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dể dàng hoà tan trong các dung môi hữu cơ

 Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên

tử cacbon trong mạch

Bảng 1.4 Tính chất vật lý của một số cấu tử khí tự nhiên

Tên hợp

chất

Điểm sôi (0C/1atm)

Tỷ trọng trọng pha lỏng

Tỷ trọng pha khí (khí/kk)

Năng suất tỏa nhiệt (Kcal/m3)

Tốc độ cháy (cm/s)

0,424 0,546 0,561 0,579

0,55 1,04 1,52 2,01

0,25 17,82 24,64 30,60

33,8 37,0 38,5 38,0

1.4 Các phương trình thường sử dụng trong công nghệ chế biến khí

1.4.1 Phương trình Van der Waals

Phương trình Vander Waals được xây dựng dựa theo phương trình trạng thái khí

lý tưởng nhưng nó được hiệu chỉnh cho thể tích riêng phần của các phân tử trong khí, trong đó thể tích khí thực có giá trị (V-b) được thay thế cho thể tích khí lý tưởng V

Sự mất mát áp suất trong hoạt động của khí vì lực hấp dẫn và va chạm được hiệu chỉnh bằng cách lấy giá trị (P+a/V2) thay thế cho áp suất thực

Phương trình Van der Waals được viết như sau:

a b

a = 0.42748 2    2

1 1 ) (

r c

m = 0.480 + 1.574 - 0.1762

1.4.3 Phương trình Benedict-Webb-Rubin

)exp()(

)()

()

2

3 6 3

2 4 0 3 0 2 0 0

d a T

d a bRT T

E T

D T

C A RT B

1.4.4 Phương trình Redlich - Kwong (RK)

Phương trình được xây dựng dựa trên phương trình Van der Waals:

)

V T

a b

V

RT

P

m m

5 2 2

1.4.5 Phương trình Peng Robinson

Phương trình này được sử dụng khá phổ biến trong khoảng thay đổi rộng của

nhiệt độ và áp suất, hầu hết các tính chất lý học được tính toán tương đối chính xác so

với giá trị thực nghiệm Phương trình như sau: [6]

)()(

)(

b V b b V V

T a b

1.5.1 Ứng dụng của khí trong ngành công nghiệp điện

Hiện nay lượng khí thương mại được sản xuất tại nhà máy Dinh Cố cung cấp cho hai nhà máy điện Bà Rịa và Phú Mỹ mỗi ngày là 5,7 triệu m3 khí

Nằm trong dự án khí Phú Mỹ - TP HCM (2000-2003), còn có nhà máy điện Nhơn Trạch I công suất 450 MW, nhà máy điện Nhơn Trạch II công suất 750 MW, và nhà máy điện Hiệp Phước công suất 375 MW

Hình 1.1 Sản lượng khí khô của PV GAS qua các năm (Đơn vị: Triệu m 3 )[1]

Những nhà máy điện đang sử dụng FO và DO cũng đang có những kế hoạch chuẩn bị chuyển sang sử dụng khí đốt, những nhà máy ở xa đường ống dẫn khí cũng

có những kế hoạch sử dụng condensate hay LPG thay cho dầu FO hoặc DO Việc sử dụng condensate hoặc LPG cho phép giảm đáng kể lượng chất độc thải ra môi trường

1.5.2 Với vai trò nguyên liệu trong ngành công nghiệp khác

Khí dầu mỏ (bao gồm khí đồng hành và khí tự nhiên) là một nguồn nguyên liệu quan trọng trong công nghiệp tổng hợp các hợp chất hữu cơ cơ bản

Một khu liên hợp điện đạm được xây dựng tại Phú Mỹ (Bà Rịa-Vũng Tàu) Đây

là dự án liên hợp các nhà máy điện chạy bằng khí lớn nhất tại Việt Nam, cung cấp khoảng 2485MW và một nhà máy sản xuất phân đạm, sản lượng thiết kế 740 ngàn tấn urê/năm, điều này đảm bảo cung cấp lượng phân đạm cho sản xuất nông nghiệp trong nước và một phần để xuất khẩu, góp phần nâng cao hiệu quả quá trình sản xuất khí

1.5.3 Vai trò của LPG trong ngành giao thông vận tải

Hiệu quả nhất và triển vọng nhất trong lĩnh vực giao thông vận tải là sử dụng LPG thay thế cho loại nhiên liệu truyền thống là xăng và dầu Diesel cho các loại xe ô

tô

Hầu hết các loại xe ô tô đều có thể thiết kế lắp đặt các thiết bị chuyển đổi để sử dụng LPG Tuy vẫn còn nhiều khó khăn trong quá trình lắp đặt, nhưng đây là một phương án có nhiều ưu điểm về mặt kỹ thuật cũng như trong mục đích tiết kiệm năng lượng đặc biệt quan trọng đối với vấn đề ô nhiểm môi trường

Ngoài ra, khí còn được sử dụng làm nhiên liệu cho lò đốt công nghiệp, nhằm mục đích gia nhiệt cho các loại lưu chất được sử dụng làm chất tải nhiệt, cung cấp cho các quá trình sản xuất, sử dụng trong nông nghiệp như sấy nông sản v

1.6 Bức tranh về ngành khí Việt Nam

Nền tảng cơ bản đầu tiên để phát triển ngành công nghiệp khí ở nước ta là nguồn khí

Hình 1.2.Tình hình sản xuất, tiêu thụ và xuất khấu khí của Việt Nam [7]

Trữ lượng khí tại Việt Nam được đánh giá rất lớn, theo Petro Vietnam các mỏ khí phân bố rộng rãi từ Bắc đến Nam trong đó chủ yếu tập trung tại bốn vùng trũng chính: Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Cửu Long và Vùng Mã Lai – Thổ Chu

Hình 1.3 Dự báo khai thác Dầu khí giai đoạn 2005 – 2025 của PetroVietNam

Tiềm năng khí của Việt Nam được thống kê trong bảng sau:

Bảng 1.5 Thống kê tiềm năng khí Việt Nam

Các vùng trũng Trữ lượng tiềm năng

(Tỷ m3)

Trữ lượng thực tế (Tỷ m3) Sông Hồng 28 ÷ 56 5.6 ÷ 11,2 Cửu Long 84 ÷ 140 42 ÷ 70 Nam Côn Sơn 532 ÷ 700 140 ÷ 196

Mã Lai – Thổ Chu 84 ÷ 140 14 ÷ 42

Các vùng khác 532 ÷ 700 – Tổng 1260 ÷ 1736 201,6 ÷ 319,2

Về mặt tiềm năng, bể Nam Côn Sơn và Sông Hồng có triển vọng về khí, bể Cửu Long có triển vọng về dầu nhưng đồng thời cũng có một lượng khí đồng hành rất lớn Ngoài ra còn 3 mỏ khí phát hiện tại Đà Nẵng, trong đó hai mỏ lớn có trữ lượng khai thác dự báo khoảng 700 tỷ m3, tuy nhiên lượng CO2 trong bể cũng khá cao do đó tiềm năng kinh tế cũng thấp

1.6.1 Tình hình khai thác khí ở Việt Nam

Hiện nay, ở thềm lục địa phía Nam, có các mỏ dầu quan trọng đã và đang được xúc tiến khai thác đó là mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Rồng và mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ Tình hình khai thác của các mỏ như sau:

1.6.1.1 Mỏ Bạch Hổ

Nằm ở vùng trũng Cửu Long, cách bờ biển Vũng Tàu 120 km và ở độ sâu 50m Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ có sản lượng khai thác tương ứng khi khai thác một tấn dầu đạt khoảng từ 181200 m3 khí Từ tháng 05/1995 Liên doanh VietsoPetro đã đưa vào hoạt động hệ thống dẫn khí Bạch Hổ vào bờ, năng suất từ 3 đến 4 triệu m3/ngày trong giai đoạn I Ở giai đoạn II, sau khi lắp đặt thêm giàn nén, lượng khí đồng hành được nâng lên 5 triệu m3/ngày cung cấp cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố Sản lượng khai thác ước tính của Bạch Hổ đạt khoảng 1,5 đến 2 tỷ m3

Hình 1.4.Bản đồ các mỏ khí tại bể Cửu Long

1.6.1.2 Mỏ Đại Hùng

Được phát hiện vào năm 1980, cách đất liền 120 km, dưới mực nước sâu khoảng

100120m Dự đoán lượng khí đồng hành có thể khai thác đạt 1 tỷ m3, ít hơn lượng khí khai thác được tại mỏ Bạch Hổ Mỏ Đại Hùng bắt đầu được khai thác từ năm

1994, nhưng đến nay lượng khí đồng hành tại mỏ vẫn bị đốt bỏ Đây là vấn đề cần được quan tâm để nâng cao giá trị của quá trình khai thác

1.6.1.3 Mỏ Rồng

Hiện đang được khai thác, ước tính trữ lượng tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng khoảng 25 tỷ m3 Sản lượng khí có thể khai thác tại mỏ Rồng (gồm cả khí khô và khí đồng hành) khoảng 5 tỷ m3

1.6.1.4 Mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ

Mỏ Lan Tây được phát hiện vào năm 1993 và mỏ Lan Đỏ được phát hiện vào tháng 12 năm 1998 thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn ngoài khơi vùng biển phía nam, trữ lượng ước tính mỏ Lan Đỏ là 12 tỷ m3 và mỏ Lan Tây là 46 tỷ m3

1.6.1.5 Mỏ Tiền Hải – Thái Bình

Bắt đầu được khai thác từ năm 1981 với trữ lượng ban đầu xác định là 1,2 tỷ m3, khai thác chủ yếu cho địa phương với sản lượng cung cấp hàng năm khoảng 1130 triệu

m3/năm

1.6.2 Các dự án khí

1.6.2.1 Dự án khí thiên nhiên Nam Côn Sơn

Được ví như là cột sống của ngành công nghiệp khí Việt Nam, là một trong những dự án khí lớn nhất của Việt Nam với chi phí lên đến 1,3 tỷ USD bao gồm 3 dự

án được triển khai trong 2 giai đoạn: giai đoạn đầu tiến hành khai thác với lưu lượng khí 7 tỷ m3/năm và trong giai đoạn 2 (2010 ÷ 2015) đạt 7 tỷ m3 khí/năm

Hiện nay bên cạnh các dự án đang khai thác khí, PetroVietnam đã hoàn thành dự

án đường ống Phú Mỹ - TP Hồ Chí Minh với công suất 2 tỷ m3 khí/năm, vốn đầu tư

70 triệu USD, vận chuyển một phần khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn về cung cấp cho nhà máy điện Hiệp Phước, Thủ Đức và các khu công nghiệp dọc tuyến ống

1.6.2.2 Dự án khí Tây Nam Bộ

Sản lượng khí từ năm 2003 vào khoảng 2,5 tỷ m3 khí/năm, khai thác ổn định 15 ÷

17 năm với trữ lượng xác minh khoảng 45 tỷ m3 (60 tỷ m3 tiềm năng)

Theo quy hoạch phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, dự án đường ống dẫn khí Lô B – Ô Môn do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam làm chủ đầu tư với tổng mức đầu tư khoảng 01 tỷ USD, nhằm vận chuyển khí tự nhiên từ các Lô B & 48/95 và 52/97 thuộc vùng biển Tây Nam Việt Nam Khi hoàn thành vào năm 2014, với công suất vận chuyển khí đạt 18,3 triệu m3/ngày đêm (6,4 tỷ m3/năm), dự án sẽ cung cấp khí nhiên liệu cho các nhà máy điện tại Trung tâm Điện lực Ô Môn, Trà Nóc của Cần Thơ (tổng công suất 3.000MW), một phần khí được cung cấp bổ sung cho Khu công

nghiệp Khí Điện Đạm tại tỉnh Cà Mau và các hộ tiêu thụ khác ở miền Tây Nam Bộ

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ

Khí tự nhiên và khí đồng hành là những nguyên liệu rất có giá trị để sản xuất nhiên liệu và nguyên liệu cho tổng hợp hóa dầu Khí sau khi khai thác ngoài các cấu tử chính là các hydrocacbon parafin còn chứa các tạp chất như: bụi, hơi nước, khí trơ,

CO2, H2Svà các hợp chất hữu cơ của S

Trước khi đưa vào chế biến, khí cần phải qua công đoạn chuẩn bị, tại đó tiến hành bỏ các tạp chất kể trên bằng các quá trình tách bụi, tách hơi nước và các khí axit

2.1 Các quá trình chuẩn bị khí để chế biến

2.1.1 Làm sạch khí khỏi các tạp chất cơ học

Sự có mặt các hợp chất cơ học trong khí, nó gây ảnh hưởng xấu tới quá trình hoạt động của các thiết bị, phức tạp trong quá trình vận chuyển, không an toàn trong sử dụng và ảnh hưởng đến chất lượng của sản phẩm Do vậy, nguyên liệu vào phải được tách các hợp chất cơ học ra khỏi khí Quá trình làm sạch được phân thành hai phương pháp: Phương pháp làm sạch khô và phương pháp sạch ướt [2]

Làm sạch khô là phương pháp làm sạch khí dựa vào lực ly tâm, lực trọng trường hoặc lực hút tĩnh điện

Làm sạch khí bằng phương pháp lọc ướt, thực tế thiết bị lọc ướt thường sử dụng là loại thiết bị rửa khí kiểu bọt Thiết bị này hoạt động theo nguyên tắc hấp thụ bằng dầu Khí chuyển động từ dưới lên xuyên qua lớp dầu, các hạt bụi sẽ được lớp dầu giữ lại, dòng khí tiếp tục chuyển động lên trên và ra ngoài Với loại thiết bị này thì tốc độ dòng khí

có tác động trực tiếp đến hiệu suất làm việc của thiết bị Tốc độ dòng khí có thể đạt từ 0,5 đến 1,5 m/s Hiệu suất tách bụi của thiết bị: tách được 99% hạt bụi có kích thước lớn hơn 5m và tách được 75% ÷ 80% hạt bụi có kích thước nhỏ hơn 5m

2.1.2 Quá trình Dehydrat

Mục đích: Trong dòng khí có chứa các phân tử nước, khi gặp điều kiện nhiệt độ

áp suất thích hợp thì nó tạo thành các tinh thể hydrat, gây bịt kín các đường ống dẫn và ảnh hưởng đến quá trình làm việc của thiết bị vận chuyển, van, đường ống Mặt khác, trong khí có nước và H2S thì trong điều kiện thuận lợi sẽ đẩy mạnh quá trình ăn mòn Tách nước ra khỏi dòng khí nhằm làm cho dòng khí có nhiệt độ điểm sương thấp hơn nhiệt độ tối thiểu mà ở đó dòng khí được vận chuyển và xử lý

Quá trình hình thành hyđrat xảy ra khi áp suất riêng phần của hơi nước trong hỗn hợp khí lớn hơn áp suất hơi bão hoà của hyđrat Hydrat được tạo thành ở nhiệt độ cao hơn 0oC- là nhiệt độ đông đặc của nước [8] Như vậy, để làm giảm khả năng tạo thành hyđrat thì phải thêm vào chất ức chế hoặc làm giảm hàm lượng nước trong khí, khi đó

áp suất riêng phần của hơi nước trong khí sẽ giảm xuống thấp hơn áp suất của hyđrat, nên sẽ làm ngưng quá trình tạo thành hydrat Quá trình dehyđrat hoá gồm có bốn phương pháp như sau [9]:

 Phương pháp làm lạnh với sự có mặt của chất ức chế

 Phương pháp hấp thụ

 Phương pháp hấp phụ

 Phương pháp thẩm thấu

Trong số các phương pháp trên, hiện nay hai kỹ thuật tách loại nước thường được

sử dụng là khử nước bằng phương pháp hấp phụ và khử nước bằng phương pháp hấp thụ [9]

2.1.2.1 Phương pháp làm lạnh với sự có mặt của chất ức chế

Về nguyên tắc người ta bơm các chất ức chế vào để ngăn cản quá trình tạo thành hyđrat Bản chất của phương pháp này là đưa chất ức chế vào dòng khí ẩm, nó sẽ hoà tan trong nước tự do, làm giảm áp suất riêng phần của nước trong khí và làm giảm nhiệt độ hình thành hyđrat Chất ức chế thường sử dụng là glycol hoặc methanol Glycol thường dùng là DEG (dietylen glycol), TEG (trietylen glycol), EG (etylen glycol) với nồng độ khoảng 60 - 80% khối lượng

Sự lựa chọn glycol nào phụ thuộc nhiều yếu tố:

- Nhiệt độ đông đặc của dung dịch glycol

- Độ nhớt dung dịch glycol

- Độ hạ nhiệt độ điểm sương đối với nồng độ glycol đã cho

- Thành phần khí

- Khả năng hòa tan của glycol

- Glycol được dùng phải bền nhiệt, dễ tái sinh

- Hòa tan ít hoặc không hòa tan hydrocacbon

Hình 2.1 Sơ đồ tách nước làm lạnh ngưng tụ với Glycol [11]

1 Thiết bị trao đổi nhiệt khí khí

Làm lạnh

2 1

Khí vào

Glycol sạch Hydrocacbon

6

0,12 MPa

Gaz d'entrainement Fuel gas

Torcher BP Gaz d'entrainement satureï en eau

Gaz traiteï 14,5 MPa 35oC Teneur en eau: 35g/1000m3

Các chất hấp phụ thường sử dụng là: Nhôm hoạt tính, silicagel, đất sét, zeolit [14]

Những ưu nhược điểm của phương pháp:

- Ưu điểm: Cho hiệu suất làm sạch rất cao, có thể làm giảm hàm lượng nước xuống còn 0,01 ppm và tạo cho khí có nhiệt độ điểm sương thấp, đồng thời zeolit có thể làm việc ở nhiệt độ cao

- Nhược điểm: Giá thành tương đối cao do đó chỉ áp dụng khi yêu cầu

nhiệt độ điểm sương thấp

Khí khô

Flare

Bơm

Bể chứa TEG 99,6%

Khí stripping bão hòa hơi nước

Làm mát

Flare

Khí stripping

2.1.2.4 Phương pháp thẩm thấu

Nguyên tắc của phương pháp là dựa vào sự thẩm thấu của khí qua màng thẩm thấu Dưới tác dụng của áp suất thì màng thẩm thấu sẽ cho các phân tử có kích thước nhỏ hơn kích thuớc của màng qua còn các cấu tử có kích thước lớn như nước sẽ bị giữ lại Như vậy, áp suất càng cao thì quá trình thẩm thấu càng nhanh Phương pháp này chỉ áp dụng khi độ tinh khiết của khí không cao

Quá trình này hiện nay được sử dụng rất hạn chế trong công nghiệp Tuy nhiên, nhiều công trình nghiên cứu đã cho thấy tiềm năng của phương pháp này, chẳng hạn khi so sánh với quá trình tách nước bằng glycol, nó tỏ ra kinh tế hơn, đặc biệt khi tiến hành ngoài khơi [15]

2.1.3 Quá trình tách loại axit

Quá trình tách loại axit nhằm mục đích:

 Hạn chế sự ăn mòn thiết bị, bình chứa

 Đảm bảo tiêu chuẩn về sản phẩm thương mại

 Đảm bảo tiêu chuẩn về môi trường

 Tách H2S làm nguyên liệu cho sản xuất lưu huỳnh, Axit H2SO4

Khi chọn các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành phần của nguyên liệu bao gồm cả những tạp chất mà trong khí thành phẩm yêu cầu phải loại bỏ

Để loại bỏ khí Axit ra khỏi khí tự nhiên và khí đồng hành có thể sử dụng các phương pháp sau:

Nguyên tắc của phương pháp được miêu tả như sau:

Phương pháp này được áp dụng khi nồng độ CO2 trong khí cao (hơn 10%), áp suất của khí tự nhiên cao (trên 500 psig) và yêu cầu độ sạch của khí sản phẩm là không cao lắm Phương pháp này có thể kết hợp với xử lý khí bằng amin để tăng cường hiệu quả làm sạch khí axit

Phương pháp thẩm thấu tách loại khí axit có chi phí đầu tư thấp (đặc biệt đối với các nhà máy có công suất nhỏ), giảm được nhân công, không sử dụng hóa chất, và không chiếm nhiều không gian [17]

2.1.3.3 Chưng cất ở nhiệt độ thấp

Phương pháp này chỉ được sử dụng để tách CO2 phương pháp này được sử dụng khi nồng độ CO2 trong khí nguyên liệu cao Phương pháp này dựa trên khả năng kết tinh của khí Cacbonic khi ở nhiệt độ thấp (-56,57 oC) để tách khí CO2 ra [18]

Nhược điểm của phương pháp này có chi phí năng lượng cao dẫn đến giá thành sản phẩm cao Nhưng được dùng để làm sạch sơ bộ khí CO2 khi hàm lượng CO2 trong khí cao

2.1.3.4 Phương pháp hấp thụ

Để làm sạch khí tự nhiên và khí đồng hành khỏi H2S, CO2 và các hợp chất chứa lưu huỳnh và oxy không mong muốn, người ta sử dụng chủ yếu các quá trình hấp thụ Tùy thuộc vào đặc điểm tương tác của các hợp chất này với dung môi-chất hấp thụ mà

có thể chia dung môi hấp thụ thành dung môi hấp thụ vật lý và dung môi hấp thụ hoá học

Khí sạch Khí thô

Nước + CO 2 Màng lọc

 Quá trình hấp thụ hoá học:

Dung môi sử dụng trong quá trình này là những dung dịch nước alkanolamine: monoethanol amine (MEA), diethanol amine (DEA), methyl diethanol amine (MDEA), diglycol amine (DGA), di-isopropanol amine (DIPA)

Các loại amine này có ái lực hóa học đối với các khí Axit nhờ vào tính kiềm của

nó Quá trình làm sạch bằng K2CO3 cũng thuộc nhóm này Phương pháp này thực hiện dựa trên phản ứng hóa học của khí Axit với dung môi hóa học

Phương pháp này đảm bảo làm sạch triệt để khí khỏi H2S và CO2 với áp suất riêng phần và nồng độ của chúng trong khí ban đầu khác nhau; độ hoà tan các hydrocacbon trong những chất hấp thụ này không cao Thiết bị và công nghệ của quá trình đơn giản và bền

Nhược điểm cơ bản của quá trình là mức độ tách RSH và các hợp chất chứa lưu huỳnh khác thấp Tương tác của RSH, COS, CS2 với một vài dung môi dẫn đến tạo thành các hợp chất hóa học không tái sinh được trong điều kiện của quá trình Để thực hiện quá trình cần phải có bậc tuần hoàn chất hấp thụ cao và tiêu hao nhiệt lượng lớn, chất hấp thụ và sản phẩm tương tác của chúng với các tạp chất chứa trong khí nguyên liệu nhiều khi có hoạt tính ăn mòn cao

Carbonate thông thường

Benfield

Dung dịch K2CO3 nóng Dung dịch K2CO3 nóng + 1,8% DEA (phụ gia hoạt hóa)

H 2 S,CO 2

Dung môi Khí axit

Có rất nhiều dung môi được thử nghiệm, nhưng chỉ có một vài dung môi được

sử dụng rộng rãi trong công nghiệp như: dimethylether polyethylene glycol (DMEPEG), methanol lạnh, N-methyl pyrrolydone (NMP)

Trên nguyên tắc, các dung môi hữu cơ có thể sử dụng để làm sạch toàn bộ khí khỏi H2S, CO2, RSH, COS và CS2 khi áp suất riêng phần của chúng lớn trong điều kiện hấp thụ Các chất hấp thụ này thường không sủi bọt, không ăn mòn thiết bị, nhiều chất có nhiệt độ đông đặc thấp, đây là điều kiện quan trọng trong trường hợp áp dụng chúng trong điều kiện khí hậu lạnh

Khi áp suất riêng phần của các hợp chất không mong muốn trong khí tự nhiên cao, quá trình làm sạch khí bằng các dung môi hữu cơ (phương pháp hấp thụ vật lý) có yêu cầu chi phí đầu tư và vận hành ít hơn so với thực hiện quá trình hấp thụ hoá học bằng amine, do khả năng hấp thụ của dung môi hữu cơ tăng gần như tỷ lệ với áp suất

Giảm áp Khí axit

riêng phần của khí axit và các hợp chất không mong muốn khác Hơn nữa, trong quá trình tái sinh chất hấp thụ thì có khi không cần hoặc cần rất ít tiêu hao năng lượng, chỉ nhờ vào sự giảm áp suất trong hệ

Nhược điểm cơ bản của quá trình là các dung môi được sử dụng hấp thụ tương đối tốt các hydrocacbone nên lượng mất mát khí lớn, hiệu suất làm sạch không cao

Bảng 2.2 Các quá trình sử dụng dung môi hấp thụ vật lý

Selexol Dimethyl ether polyethylene glycol (DMEPEG)hoặc

N-methyl pyrrolidone (NMP) Sulfinol Dung dịch nước của DIPA + sulfolane

Rectisol Methanol ở nhiệt độ thấp

Purisol N-methyl 2-pyrrolidone (NMP)

Flour Propylene carbonate

Tóm lại, khi sử dụng phương pháp hấp thụ vật lý hay hấp thụ hóa học đều có những ưu nhược điểm riêng Thông thường, để làm sạch khí axit, người ta kết hợp cả hai quá trình: hấp thụ vật lý (xử lý thô) sau đó hấp thụ hóa học (xử lý tinh) để đạt được yêu cầu cần thiết

 Quá trình sử dụng dung môi hỗn hợp

Các quá trình làm sạch khí khỏi các hợp chất không mong muốn bằng dung môi

là hỗn hợp dung dịch nước alkanolamine với dung môi hữu cơ như: sulfolane, methanol Chúng dựa trên nguyên tắc hấp thụ vật lý các chất không mong muốn bằng dung môi hữu cơ và tương tác hoá học với alkanolamine

Các quá trình này kết hợp được nhiều ưu điểm của hấp thụ vật lý và hấp thụ hoá học Chúng có thể được sử dụng để làm sạch triệt để toàn bộ khí khỏi H2S, CO2, RSH, COS và CS2

Nhược điểm cơ bản của quá trình là các dung môi vật lý được sử dụng hấp thụ tương đối tốt các hydrocacbon nên lượng mất mát tương tốn lớn Do vậy, nếu sử dụng khí axit để sản xuất khí lưu huỳnh thì cần phải có thiết bị tách hydrocacbon khỏi khí axit trước khi đến hệ thống sản xuất lưu huỳnh Mặt dầu quá trình sử dụng dung môi hỗn hợp có những nhược điểm trên nhưng với ưu điểm nổi bật của nó cùng những tiêu chuẩn ngày càng khắc khe về việc bảo vệ môi trường thì đây là phương pháp được sử dụng chủ yếu trong tương lai

Trong tất cả các phương pháp đã nêu trên phương pháp làm sạch khí Axit bằng dung môi hấp thụ được sử dụng nhiều nhất vì:

 Chi phí năng lượng tối ưu hơn các phương pháp khác

 Dung môi có thể được sử dụng nhiều lần

 Hàm lượng các khí axit trong khí đã xử lý đạt yêu cầu

 Công nghệ đơn giản

2.2 Quá trình tách khí thành các phân đoạn

Quá trình tách phân đoạn khí gồm 4 phương pháp được sử dụng trong công nghệ chế biến khí :

Cơ sở quá trình ngưng tụ:

Nếu bỏ qua các tổn thất áp suất trong quá trình vận chuyển và chế biến thì quá trình ngưng tụ khí có thể coi là quá trình làm lạnh đẳng áp cho tới nhiệt độ tương ứng với áp suất tại đó, sẽ xuất hiện pha lỏng Khí đồng hành và khí thiên nhiên là hỗn hợp

đa cấu tử, do đó quá trình chuyển pha và các vùng tới hạn của chúng khác nhiều so với các quá trình tương ứng của các chất tinh khiết

Hình 2.3 Giản đồ pha của hệ đa cấu tử

Điểm C : Điểm tới hạn, tại đó không phân biệt được pha lỏng hay pha hơi

Áp

suất

Nhiệt độ

Q4 Q5

Q3

Q2 Q1

Đường sương

C CT

C CB

Điểm CCB : Điểm áp suất cực đại mà tại đó hệ vẫn còn tồn tại trạng thái hai pha Điểm CCT : Điểm nhiệt độ cực đại mà tại đó hệ vẫn còn tồn tại trạng thái hai pha

Vùng ngưng tụ ngược là vùng gạch chéo được mô tả trên hình, là một đường nối các tiếp tuyến của các đường bao ở các phần trăm lỏng-hơi khác nhau Sự ngưng ngược xảy ra trong quá trình nén hay giãn nở đẳng nhiệt hoặc làm lạnh đẳng áp ở các giới hạn xác định Trong quá trình nén hay giãn nở đẳng nhiệt, sự ngưng tụ ngược chỉ xảy ra khi ta tiến hành quá trình ở khoảng nhiệt độ từ TC - TCT, ngoài khoảng nhiệt độ này thì quá trình vẫn xảy ra bình thường [19]

Xét quá trình nén đẳng nhiệt một hỗn hợp khí ở trong giới hạn nhiệt độ từ TC đến

TCT Tại vị trí Q1, thành phần hỗn hợp khí là 100% hơi ở nhiệt độ T1,P1 ta tiến hành nén đẳng nhiệt tới áp suất P2 ứng với trạng thái Q2 thì lỏng bắt đầu xuất hiện, tiếp tục nén đến tới áp suất P3, xuất hiện 10% lỏng và ứng với điểm Q3 Tiếp tục nén hỗn hợp này đến áp suất P4(Q4), thành phần lỏng sẽ lớn hơn 10%, tuy nhiên khi ta đưa hỗn hợp khí này đến giá trị áp suất P5 thì thành phần lỏng sẽ giảm xuống đến giá trị 0%

Mức độ ngưng tụ các hydrocacbon sẽ tăng khi áp suất tăng ở nhiệt độ không đổi hoặc khi giảm nhiệt độ áp suất không đổi.Tuy nhiên quá trình ngưng tụ của hai trường hợp này sẽ xảy ra khác nhau Khi tăng áp suất và giữ nguyên nhiệt độ thì mức độ ngưng tụ tăng, nhưng sự phân tách các hydrocacbon sẽ kém đi, trong pha lỏng cùng với cấu tử nặng sẽ có cùng một lượng cấu tử nhẹ hoà tan Ngược lại khi giảm nhiệt độ

và giữ nguyên áp suất thì mức độ ngưng tụ tăng lên cùng với sự phân tách các cấu tử hydrocacbon nặng và nhẹ tốt hơn

Vì vậy phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp được coi là phương pháp hiệu quả

và kinh tế nhất trong công nghệ chế biến khí

Phương pháp ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp -25 oC đến -35 oC, áp suất cao 3,0 - 4,0 MPa được coi là phương pháp có hiệu quả kinh tế cao nhất, để chế biến khí thiên nhiên và khí đồng hành

Về nguyên tắc khí cần tách phải được dehydrat hóa để tránh hiện tượng tạo thành hydrat trong quá trình làm lạnh Sau đó, sẽ được đưa vào thiết bị tách áp suất cao, rồi tiếp tục được làm lạnh sơ bộ, bằng cách trao đổi nhiệt với các dòng khí sản phẩm ở thiết bị trao đổi nhiệt, sau đó khí được đưa qua công đoạn làm lạnh Ở phương pháp này người ta sử dụng 3 chu trình làm lạnh đó là:

Hình 2.4 Chu trình làm lạnh trong công nghệ chế biến khí

 Làm lạnh bằng chu trình làm lạnh ngoài (Đường A-B-C): Đây là quá trình phức tạp nhưng cho hiệu quả làm lạnh cao Quá trình này cho phép giảm nhiệt độ của sản phẩm mà không làm thay đổi áp suất và được thực hiện bằng cách hóa hơi một tác nhân làm lạnh ở nhiệt độ tương đối thấp, thường là Propan hoặc một tác nhân Halogen Áp suất của tác nhân hóa hơi luôn được duy trì lớn hơn áp suất khí quyển nhằm tránh không khí lọt vào thiết bị nhất là các chất dễ cháy

 Làm lạnh bằng van giản nở: (Đường A-B-D) Đây là quá trình đơn giản nhất nhưng kém hiệu quả nhất Nhiệt độ ra của sản phẩm được giả thuyết bằng nhiệt

độ của quá trình làm lạnh ngoài TC = TD, tuy nhiên đây là quá trình kém hiệu quả nhất

do công giãn nở của quá trình bị phân hủy bởi nhiệt

 Làm lạnh bằng Turbo-Expander (Đường A-E-F): Đây là quá trình làm lạnh hiệu quả nhất, được sử dụng khi cần tách triệt để C2+ ra khỏi khí Lưu ý quá trình này được vận hành ở nhiệt độ rất thấp nên cần thiết phải sấy khí bằng rây phân tử, đồng thời phải bố trí bộ phận decacbonat hoá nhằm tránh sự kết tinh của CO2 gây cản trở việc vận hành Turbin giãn nỡ thường kéo theo máy nén đồng trục nhằm thu hồi công sinh ra do quá trình giãn nở

Tùy theo mức độ làm lạnh mà phần lỏng ngưng tụ được sẽ triệt để hay không triệt để Sau đó hỗn hợp lỏng sẽ được đưa vào thiết bị tách áp suất thấp

Phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp là phương pháp đắt tiền, thiết bị làm lạnh phức tạp Tuy nhiên, do sơ đồ công nghệ tương đối đơn giản, hiệu quả tách lỏng khá cao và triệt để nên những năm gần đây phương pháp này được ứng dụng rộng rãi trong công nghệ chế biến khí

F

C D E

B A

Hình 2.5 Nhiệt động học của quá trình làm lạnh khí

Ngưng tụ nhiệt độ thấp có turbine giãn nở để chế biến khí tự nhiên, khí đồng hành:

Sơ đồ sử dụng Turbo Expander/Compressor ngày càng được ứng dụng rộng rãi trong chế biến khí tự nhiên, phương pháp này có hiệu quả cao hơn so với các sơ đồ chế biến khí tự nhiên khác Sơ đồ nguyên lý của quá trình ngưng tụ nhiệt độ thấp có sử dụng turbine giản nở để chế biến khí được trình bày ở Hình 2.7

Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý thiết bị ngưng tụ nhiệt độ thấp có turbine giãn nở [2]

1,3,5 Các tháp tách; 2 Thiết bị trao đổi nhiệt; 4.Turbine; 6 Máy nén khí;

I Khí mới khai thác được dẫn vào thiết bị; II Khí khô sau khi được chế biến ra khỏi hệ thống thiết bị; III Condensate được dẫn đến thiết bị ổn định

AB

EC

DF

F'

c

bc

Áp

suất

Nhiệt độ

Khí sau khi được chế biến sơ bộ ở tháp tách 1 được làm lạnh trong thiết bị trao đổi nhiệt 2 và đi vào tháp tách bậc một ở áp suất cao 3, được giãn nở, làm lạnh và ngưng tụ một phần trong turbine 4 và đi vào tháp tách bậc hai ở áp suất thấp 5 Từ tháp tách ra, khí được dẫn vào không gian giữa các ống của thiết bị trao đổi nhiệt dạng ống chùm 2 và sau khi được nén trong máy nén 6 (máy nén nối với một trục của turbine) khí được dẫn vào đường ống dẫn khí chung, condensate của quá trình tách được dẫn vào thiết bị ổn định

2.2.2 Phương pháp chưng cất ở nhiệt độ thấp

Chưng cất ở nhiệt độ thấp, thực hiện quá trình tách các cấu tử định trước thì hiệu quả kinh tế hơn phương pháp ngưng tụ ở nhiệt độ thấp và xây dựng thiết bị cũng đơn giản hơn Nguyên liệu đi vào thiết bị sau khi làm lạnh, không có sự tách sơ bộ mà được đưa thẳng vào chưng cất Tại đây xảy ra sự phân tách riêng biệt khí nguyên liệu thành khí khô và các phân đoạn hydrocacbon nặng

Tuỳ thuộc vào sơ đồ nguyên lý của quá trình chưng cất ở nhiệt độ thấp, các thiết

bị cơ bản của sơ đồ mà tháp chưng được chia thành tháp chưng bốc hơi và tháp ngưng

tụ bốc hơi, tháp phân đoạn

Phương pháp này dựa trên nhiệt độ sôi khác nhau của các cấu tử trong khí tự nhiên Khi nhiệt độ sôi của khí tự nhiên tăng lên, các cấu tử nhẹ nhất (có nhiệt độ sôi thấp nhất) sẽ bay hơi trước và đi lên đỉnh tháp chưng cất; các cấu tử nặng hơn sẽ đi xuống đáy tháp và qua tháp chưng cất tiếp theo Quá trình cứ tiếp tục như vậy, kết quả

là thu được nhiều sản phẩm khác nhau

Quá trình chưng cất thường lấy tên gọi theo tên của sản phẩm đỉnh tháp chưng, như hình vẽ dưới đây Chẳng hạn quá trình deethanizer lấy theo tên sản phẩm đỉnh là ethan; quá trình depropanizer lấy theo tên sản phẩm đỉnh là propan… [20]

Deethanizer: Giai đoạn đầu tiên trong chuỗi phân tách khí tự nhiên là phân tách ethan và propan, với ethan đi lên đỉnh tháp chưng cất, propan và các cấu tử nặng hơn

đi xuống dưới đáy tháp chưng

Depropanizer: Giai đoạn tiếp theo là phân tách propan và butan, với propan sẽ đi lên đỉnh tháp, còn butan và các cấu tử nặng hơn sẽ đi xuống dưới đáy tháp depropanizer

Debutanizer: Đây là quá trình phân tách butan ra khỏi dòng C5+ Butan (bao gồm

cả mạch thẳng và mạch nhánh) sẽ được lấy ra ở đỉnh, dòng cấu tử nặng hơn sẽ đi ra ở đáy tháp

Butan Splitter hay Deisobutanizer: Quá trình này sẽ phân tách butan thành isobutan đi lên phía đỉnh và n-butan đi ra khỏi tháp từ đáy tháp

Hình 2.7 Sơ đồ quá trình chưng cất chế biến khí tự nhiên

Quá trình trong sơ đồ trên là quá trình phổ biến nhất để sản xuất propan, butan và khí xăng thương mại Đôi khi tùy thuộc vào nhu cầu của thị trường, số lượng tháp chưng có thể thay đổi Chẳng hạn khi nhu cầu khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) của thị trường cao, hỗn hợp LPG sẽ được thu ở đỉnh tháp thứ 3, khí xăng sẽ đi ra ở đáy và tháp thứ 2 sẽ không sử dụng Quá trình chưng cất chế biến khí tự nhiên còn sản xuất các sản phẩm có độ tinh khiết cao như ethan cho các nhà máy hóa dầu, propan cấp nhiên liệu [21]

Hình 2.8 Sơ đồ quá trình hấp thụ đơn giản bằng dầu

Quá trình hấp thụ bằng dầu có thể thu hồi đền 99% butan và xăng khí, 65-75% propan, và 15-25% ethan chứa trong khí tự nhiên

Tuy nhiên, phương pháp này rất tốn kém, phức tạp trong quá trình vận hành, cũng như khó dự đoán được hiệu quả thu hồi lỏng từ khí tự nhiên

Tại các nhà máy chế biến khí, quá trình hấp thụ và khử hấp thụ được thực hiện trong các tháp hấp thụ và tháp khử hấp thụ có cấu tạo kiểu tháp đĩa hoặc tháp đệm Chất hấp thụ được dùng là các phân đoạn benzin, kerozen hoặc hỗn hợp của chúng Trước khi vào tháp hấp thụ nhiệt độ phải được làm lạnh đến nhiệt độ từ +10 đến -

30oC

Ở Mỹ và Canađa, trên các thiết bị hấp thụ nhiệt độ thấp người ta đã tách được 40 – 50% ethan từ khí đồng hành và khí tự nhiên với nhiệt độ vào tháp hấp thụ từ -40 đến – 50 oC, áp suất từ 6 – 7Mpa

2.2.4 Phương pháp hấp phụ

Hấp phụ chọn lọc cũng là phương pháp tách khí thành các phân đoạn khí khác nhau có hiệu quả cao Phương pháp này được sử dụng để hấp phụ các hydrocacbon nặng từ khí tự nhiên Chất hấp phụ thường dùng là than hoạt tính hoặc SiO2 Còn đối với Nhôm hoạt tính và Zeolit thì ít dùng hoặc không dùng

Nhôm hoạt tính dùng để hấp phụ hydrocacbon nặng thì không hiệu quả vì không giải hấp được hydrocacbon nặng trong quá trình tái sinh, do nhôm hoạt tính có ái lực mạnh với hydrocacbon nặng

Silicagel: Vừa khử nước, vừa tách tốt các hydrocacbon nặng Chất hấp Silicagel được tái sinh bằng cách cho một dòng khí nóng nhiệt độ 200300oC qua tầng hấp phụ Tái sinh than hoạt tính cần nhiệt độ cao hơn, khoảng 300350oC

Hình 2.9 Sơ đồ quá trình hấp phụ [22]

Chất hấp phụ sau khi bão hòa, sẽ được tái sinh nhờ dòng sale gas Quá trình này được thực hiện bằng dòng khí nóng thổi qua lớp hấp phụ Condensate được thu hồi từ dòng khí tái sinh sau khi được làm lạnh, ngưng tụ và phân tách pha

Đây là phương pháp hiệu quả tách C2+ trong khí tự nhiên

Tách bằng phương pháp hấp phụ có hiệu quả khi áp suất của dòng khí tương đối cao, thích hợp cho khí tự nhiên có lượng hydrocacbon nặng tương đối thấp Trong trường hợp khí tự nhiên có áp suất cao, gần với áp suất ngưng tụ tới hạn, quá trình làm lạnh sẽ không hiệu quả, duy chỉ có quá trình tách mới đáp ứng được yêu cầu [23]

Fuel gas Condenser

Tháp phân tách thu hồi hydrocacbon

Lò gia nhiệt

Hydrocacbon lỏng

Khí tái sinh

CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ

DINH CỐ

3.1 Giới thiệu về nhà máy

Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố được khởi công xây dựng ngày 4/10/1997, đây là nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam Nhà thầu là Tổ hợp Samsung Enginerring Company Ltđ (Hàn Quốc), cùng công ty NKK (Nhật Bản) Tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công Ty Dầu Khí Việt Nam, nhà máy được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu với diện tích 89600 km2(dài 320m, rộng 280m), cách Long Hải 6 km về phía Bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km

Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, được dẫn vào

bờ theo đường ống 16" và được xử lý tại nhà máy xử lý khí Dinh cố nhằm thu hồi khí khô, LPG và các sản phẩm nặng hơn Phần khí khô được làm nhiên liệu cho nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện đạm Phú Mỹ

Công suất nhà máy 5,9 triệu m3/ngày Các thiết bị được thiết kế vận hành liên tục 24h trong ngày (hoạt động 350 ngày/năm), còn sản phẩm sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn theo 3 đường ống 6" đến kho cảng Thị Vải

 Ưu tiên đối với việc cung cấp khí khô cho nhà máy điện: Trong trường hợp nhu cầu khí của nhà máy điện cao thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được giảm tối thiểu nhằm bù đắp cho thành phần khí

 Ưu tiên cho sản xuất các sản phẩm lỏng: Trong trường hợp nhu cầu khí của nhà máy điện thấp thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được ưu tiên

Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố được thiết kế theo công nghệ ngưng tụ nhiệt độ thấp

sử dụng làm lạnh trong bằng turbine giãn nở khí do những ưu điểm đã nêu của công nghệ này so với các công nghệ khác

3.2 Các thiết bị chính của nhà máy [3]

3.2.1 Slug Catcher

Hỗn hợp khí và Condensate từ ngoài khơi vào, đầu tiên được đưa đến Slug Catcher (SC-01/02) để phân tách Condensate và nước tự do từ khí, dưới áp suất vận hành 109 Bar và nhiệt độ vận hành 25,6oC SC bao gồm hai hệ thống mỗi hệ có dung tích 1400m3 thuộc dạng ống mỗi hệ có 12 ống, đường kính mỗi ống 42’’, chiều dài 80m, nghiêng so với mặt đất 1/100

Khí phân tách sẽ được góp lại ở đầu 30’’ được đưa tiếp vào hệ thống công nghệ nhà máy Condensate tách ra được góp lại ở đầu góp 36’’ và sẽ được đưa đi đến V-03 Nước từ thiết bị SC được đưa đến bình tách nước V-52 Nước được giảm áp đến áp suất khí quyển, hydrocacbon hấp thụ sẽ được giải phóng ra và được đưa đến hệ thống đuốc, nước sẽ được đưa đến Burn Pit (ME-52) để đốt

3.2.2 Bình tách ba pha V-03

Đây là bình tách ba pha nằm ngang gồm: Condensate, nước, và khí hydrocacbon Áp suất vận hành của V-03 là 75 Bar và nhiệt độ 18oC để tách HC nhẹ

bị hấp thụ trong Condensate bằng cách giảm áp Với việc giảm áp từ 109 Bar xuống

75 Bar, nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ tạo hyđrate trong điều kiện này là 20oC Dây chuyền nhà máy được thiết kế với điều kiện nhập liệu bão hoà hơi nước nhưng thực tế việc xử lý Glycol ở ngoài khơi đã hạ nhiệt độ điểm sương của dòng nguyên liệu vì vậy việc hình thành hyđrate hầu như không xảy ra

Trong bình tách V-03, một ống xoắn ruột gà gia nhiệt cho Condensate để nâng nhiệt độ Condensate lớn hơn 20oC bằng dầu nóng để tránh hình thành hyđrate trong bồn

Việc điều chỉnh áp suất của bình tách V-03 ở 75 Bar trong chế độ GPP thiết kế khác với trong hai chế độ AMF, MF và cả trong chế độ GPP hiện hành

 Trong chế độ AMF: Áp suất của bình này được duy trì theo lưu lượng của dòng khí thu được từ bình này sang C-05 và van an toàn xả ra Flare

 Trong chế độ MF: Áp suất của bình này được duy trì theo lưu lượng của dòng khí thu được từ bình này sang C-01 và van an toàn xả ra hệ thống Flare

 Trong chế độ GPP hiện hành: Áp suất của bình này không được điều khiển tự động, tuy nhiên áp suất của bình vẫn được duy trì ở 75 Bar, nhờ vào van một chiều trên trên đường ống kick back trên đường ống ra của K-03 quay lại đường ống hút Khi áp suất đầu hút thấp hơn 75 Bar nhờ chênh áp giữa hai đầu van một chiều tăng lên làm mở van, dòng khí có áp suất cao trong ống ra sẽ tăng áp trong đường ống hút Trong trường hợp áp suất tăng quá 75 Bar van an toàn áp suất trên đỉnh bình tách này sẽ mở ra xả khí ra hệ thống Flare để đốt làm hạ áp suất của bình

Flare PV-2002A

4 5

3.2.3 Tháp Deethanizer (C-01)

Áp suất hoạt động của tháp tách Etan C-01 là 29 Bar cho chế độ GPP và MF, 20 Bar cho chế độ AMF Nhiệt độ ở đỉnh và đáy ứng tương ứng là 14oC và 109oC ứng với