ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 2 ĐỀ TÀI: MÔ PHỎNG CÔNG NGHỆ CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ HOẠT ĐỘNG Ở CHẾ ĐỘ MGPP

Giới thiệu sơ lược về các chế độ vận hành của nhà máy Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 4,8 triệu m3 khí/ngày và có 3 giai đoạn vận hành theo các chế độ tương ứng nhằm đáp ứng

KHOA HÓA NGÀNH KỸ THUẬT DẦU KHÍ



ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 2

ĐỀ TÀI: MÔ PHỎNG CÔNG NGHỆ CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ HOẠT ĐỘNG Ở CHẾ ĐỘ MGPP

SVTH: MAI THANH PHƯƠNG - 107140207

NGUYỄN THỊ MINH HUỆ - 107150218

LỚP: 15H5

GVHD: PGS.TS TRƯƠNG HỮU TRÌ

Năm học: 2018-2019

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

Mô phỏng công nghệ của nhà máy chế biến khí Dinh Cố hoạt động ở chế độ MGPP

II Số liệu ban đầu

- Nguồn nguyên liệu: Khí từ mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông

- Năng suất phân xưởng và số liệu vận hành: tham khảo sô liệu thực tế

- Các chỉ tiêu chất lượng, hiệu suất thu sản phẩm: tham khảo số liệu thực tế

III Yêu cầu và nội dung đồ án

- Tổng quan về phân xưởng của nhà máy chế biến khí Dinh Cố và các cụm công nghệ đi kèm

-Khai thác số liệu để thiết lập sơ đồ công nghệ của phân xưởng và phân chia các cụm công nghệ trong phân xưởng

- Thiết lập cân bằng vật chất và sơ đồ công nghệ của phân xưởng chưng cất dầu thô của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

- Giới thiệu sơ bộ về phần mềm Hysys

- Ứng dụng Hysys để mô phỏng công nghệ phân xưởng

TỔ TRƯỞNG BỘ MÔN Giáo viên hướng dẫn

TS Đặng Kim Hoàng PGS.Ts Trương Hữu Trì

LỜI NÓI ĐẦU

Đối với một sinh viên chuyên ngành Kỹ Thuật Dầu Khí, việc nắm vững các kiến thức về công nghệ là thực sự cần thiết Việc lĩnh hội các kiến thức này sẽ giúp cho các

kỹ sư trong tương lai không những có thể thiết kế, vận hành tốt một quá trình sản xuất

và chế biến, mà còn biết cách tối ưu hóa các quá trình Vì vậy, với yêu cầu trên, đồ án công nghệ 2 thực sự mang đến cho tất cả sinh viên cơ hội để vận dụng kiến thức đã học vào thực tiễn sản xuất, chế biến Sinh viên cần phải nắm vững tổng quát các kiến thức

về các quá trình truyền nhiệt, chuyển khối, chuyển hóa hóa học cũng như thiết bị hoạt động trong lĩnh vực dầu khí

Bên cạnh công nghệ Lọc dầu, các quá trình chế biến khí là một trong những lĩnh vực quan trọng mang đến năng lượng cho sự phát triển đất nước, tiết kiệm năng lượng và giảm ô nhiễm môi trường Nhà máy chế biến khí Dinh Cố ra đời với mục đích thực tiễn

đó Trong đồ án này, nhóm sẽ mô phỏng chế độ hoạt động MGPP, là chế độ hoạt động hiện nay của nhà máy Nội dung của đồ án bao gồm các phần sau:

 Tổng quan về nhà máy chế biến khí Dinh Cố

 Tổng quan về phần mềm Hysys

 Khai thác số liệu từ sơ đồ công nghệ, xây dựng sơ đồ mô phỏng nhà máy

 Mô phỏng, trích xuất dữ liệu, phân tích và thảo luận kết quả

Rất mong nhận được sự góp ý, chia sẻ của quý thầy cô, anh chị và bạn bè!

MỤC LỤC

Chương 1: GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 5

1.1 Tổng quan về nhà máy chế biến khí Dinh Cố 5

1.1.1 Sơ lược về nhà máy 5

1.1.2 Mục đích xây dựng nhà máy 6

1.1.3 Cơ cấu tổ chức nhà máy 7

1.1.4 Giới thiệu sơ lược về các chế độ vận hành của nhà máy 7

1.2 Các thiết bị chính trong nhà máy 8

1.2.1 Slug Catcher (SC-01/02) 8

1.2.2 Bình tách ba pha (V-03) 9

1.2.3 Bình tách V-101 11

1.2.4 Hệ thống máy nén khí đầu vào K-101A/B/C/D 12

1.2.5 Thiết bị tách nước sơ bộ (V-08) 13

1.2.6 Thiết bị khử Hydrat bằng hấp phụ (V-06A/B) 14

1.2.7 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-14) 18

1.2.8 Thiết bị Turbo-Expander (CC-01) 18

1.2.9 Tháp tách tinh (C-05) 19

1.2.10 Tháp Deethanizer (C-01) 20

1.2.11 Tháp ổn định Stabilizer (C-02) 21

1.2.12 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-04) 22

1.2.13 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle 22

1.3 Nguyên liệu, các chế độ hoạt động và sản phẩm của nhà máy 23

1.3.1 Nguyên liệu vào nhà máy 23

1.3.2 Mô tả các chế độ hoạt động của nhà máy 23

1.3.3 Các sản phẩm của nhà máy 30

1.3.4 Các tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm 31

Chương 2: GIỚI THIỆU PHẦN MỀM HYSYS 34

2.1 Giới thiệu sơ lược về Hysys 34

2.1.1 Các ứng dụng của Hysys 34

2.1.2 Những ưu điểm của phần mềm Hysys 35

2.2 Thao tác mô phỏng trong Hysys 36

Chương 3: 39

MÔ PHỎNG TĨNH NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ Ở CHẾ ĐỘ

MGPP BẰNG HYSYS 39

3.1 Nhập các thông số ban đầu 39

3.2 Thiết lập sơ đồ dòng và thiết bị 41

3.2.1 Slug Catcher 41

3.2.2 Thiết bị chia dòng TEE-01 42

3.2.3 Valve PV-106 42

3.2.4 Máy nén K-101A/B/C/D 42

3.2.5 Thiết bị làm mát bằng không khí E-1015 42

3.2.6 Thiết bị tách V-08 43

3.2.7 Thiết bị tách 3 pha V-03 43

3.2.8 Cụm thiết bị hấp phụ-giải hấp V-06A/B 44

3.2.9 Thiết bị trao đổi nhiệt E14 45

3.2.10 Turbo-Expander 46

3.2.11 Van FV-1001 46

3.2.12 Tháp Rectifier C-05 47

3.2.13 Thiết bị trộn MIX-100 50

3.2.14 Thiết bị trao đổi nhiệt E-04 51

3.2.15 Các van giảm áp nguyên liệu trước khi vào tháp C-01 53

3.2.16 Tháp Deethanizer C-01 53

3.2.17 Hệ thống nén 3 cấp và làm mát dòng Top C-01 55

3.2.18 Tháp C-02 56

3.3 So sánh kết quả với số liệu thực tế 61

KẾT LUẬN 66

TÀI LIỆU THAM KHẢO 67

Chương 1: GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Tổng quan về nhà máy chế biến khí Dinh Cố

1.1.1 Sơ lược về nhà máy

Hình 1.1: Nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Nhà máy chế biến 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 m2

(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 và các mỏ khí khác, 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

Nhà máy chuyển từ chế độ GPP sang MGPP để tăng năng suất nhà máy từ 4,8 đến 5,7 triệu m3/ngày Các thiết bị được thiết kế vận hành liên tục 24h trong ngày (hoạt động

350 ngày/năm), sản phẩm hóa lỏng sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn theo 3 đường ống 6" đến kho cảng Thị Vải

Sự ưu tiên hàng đầu của nhà máy là duy trì dòng khí khô cung cấp cho nhà máy điện, việc thu hồi các sản phẩm lỏng từ khí thì ít được ưu tiên hơn

- 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

Thực tế trong quá trình vận hành nhà máy, nhà máy đã tìm cách thu hồi sản phẩm lỏng càng nhiều càng tốt vì sản phẩm lỏng có giá trị cao hơn so với khí

Tháng 5/1995 hệ thống thu gom khí đồng hành ở mỏ Bạch Hổ đã hoàn thành, điều này đánh dấu một bước phát triển quan trọng cho ngành chế biến khí ở Việt Nam Chỉ tính riêng việc đưa khí vào sử dụng cho các nhà máy điện Bà Rịa với công suất 1 triệu

m3khí/ngày đã tiết kiệm lượng tiền lớn cho đất nước, chưa kể đến những lợi ích khác kèm theo như ổn định sản xuất, giải quyết vấn đề việc làm, tránh lãng phí và giải quyết vấn đề ô nhiễm môi trường,

Tuy nhiên trong khi chỉ sử dụng khí làm nhiên liệu cho các nhà máy điện ta lại phải nhập LPG làm nhiên liệu và Condensate để pha chế xăng, điều này cũng làm thất thu một lượng ngoại tệ đáng kể của đất nước Thêm vào đó để từng bước khép kín quy trình sản xuất từ việc khai thác, vận chuyển, xử lý, chế biến dầu khí, tận dụng triệt để nguồn năng lượng góp phần công nghiệp hoá hiện đại hoá đất nước, vào tháng 10/1999 PetroViệt Nam Gas đã vận hành nhà máy xử lý khí đầu tiên với năng suất mỗi năm khoảng 250 nghìn tấn LPG và 100 nghìn tấn Condensate Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

ra đời với mục đích sau:

- Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ

Bạch Hổ và các mỏ khác ở ngoài khơi Việt Nam

- Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy

điện đạm Phú Mỹ và làm nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác

- Thu hồi sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban đầu

như: LPG, Condensate

- Khi đã đáp ứng nhu cầu trong nước, các sản phẩm LPG và Condensate sẽ xuất

khẩu mang lại cho đất nước một nguồn ngoại tệ đáng kể

1.1.3 Cơ cấu tổ chức nhà máy

Hình 1.2: Cơ cấu tổ chức nhà máy

1.1.4 Giới thiệu sơ lược về các chế độ vận hành của nhà máy

Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 4,8 triệu m3 khí/ngày và có 3 giai đoạn vận hành theo các chế độ tương ứng nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm:

 Giai đoạn AMF (Absolute Minimum Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối, ở

chế độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên quá trình làm lạnh không sâu (200C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được là condensate và khí khô không tách LPG Khí thương phẩm với lưu lượng 3,8 triệu m3

máy điện và thu hồi condensate với sản lượng 342 tấn/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động

từ tháng 10/1998

 Giai đoạn MF (Minimum Facility): Cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sản

phẩm là khí khô, LPG và condensate Trong chế độ này phương thức làm lạnh là các thiết bị trao đổi nhiệt nên nhiệt độ xuống thấp hơn so với chế độ AMF, do đó có thể ngưng tụ C3, C4 trong khí nên sản phẩm cho ta thêm bupro Sản lượng condensate là 380 tấn/ngày và bupro là 630 tấn/ngày và 3,5 triệu m3 khí khô/ngày, bắt đầu hoạt động vào tháng 12/1998

 Giai đoạn GPP (Gas Procesing 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 m3 khí/năm, thu hồi Propane: 575 tấn/ngày; Butane 417 tấn/ngày; Condensate:

402 tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo – Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng cao

 Hiện nay do việc bổ sung nguồn nguyên liệu từ mỏ khí Rạng Đông dẫn đến áp suất đầu vào của nhà máy giảm so với thiết kế của GPP nhà máy đã và đang sử sụng chế

độ MGPP (Modified Gas Processing Plant) để đảm bảo áp suất đầu vào của nhà máy

1.2 Các thiết bị chính trong nhà máy

1.2.1 Slug Catcher (SC-01/02)

Hình 1.3: Thiết bị Slug Catcher

Cấu tạo: Slug Catcher gồm 2 hệ, mỗi hệ 12 ống có dung tích 1400m3, thuộc dạng ống, đường kính mỗi ống 42", nằm nghiêng góc từ 10 ÷ 150 và dài 140m nhằm tăng khả năng tách lỏng trong quá trình di chuyển của hỗn hợp lỏng-khí

Điều kiện vận hành: Áp suất : 75 bar

Nhiệt độ : 23 ÷ 280C

Nguyên tắc hoạt động: Hỗn hợp khí và Condensate từ ngoài khơi vào, đầu tiên

được đưa đến Slug Catcher (SC-01/02) để phân tách Condensate, Khí và nước tự do, dưới áp suất vận hành 75 bar và nhiệt độ 250C Dòng khí vào đường ống luôn luôn chuyển động va đập vào nhau và va đập vào thành ống, bên cạnh đó do sự thay đổi đột ngột về đường kính ống (từ 16" vào 42") nên làm giảm tốc độ dòng khí và như vậy làm giảm động năng dòng khí, dưới tác dụng của lực trọng trường thì những cấu tử nặng hơn nhờ độ nghiêng của ống sẽ chảy về cổ góp ngưng tụ thành lỏng gồm Condensate và nước tự do Nước tự do nặng hơn Condensate nên được tách riêng ra khỏi Condensate

và góp lại tại đầu góp nước, Condensate sẽ được đưa qua bình tách V-03 Còn những cấu tử nhẹ hơn nằm phía trên tiếp tục tồn tại ở dạng khí và được góp lại ở đầu góp 30" sau đó phần lớn được đưa tới hệ thống máy nén đầu vào K-101A/B/C/D và một phần nhỏ được Bypass qua bình tách V-101

Hình 1.4: Sơ đồ PID cụm thiết bị Slug Catcher

1.2.2 Bình tách ba pha (V-03)

Cấu tạo: Là 1 bình tách ba pha, nằm ngang, có hệ thống gia nhiệt

Điều kiện vận hành: Áp suất : 47 bar,

Nhiệt độ : 160C

Mục đích: tách Condensate, nước và khí hydrocacbon

Hình 1.5: Cấu tạo của bình tách ba pha V-03

Condensate từ Slug Catcher trước khi vào V-03 sẽ qua van giảm áp và được giảm

từ áp suất 75 bar xuống đến 47 bar, đồng thời với việc giảm áp suất thì nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ tạo hydrate, vì vậy phải đặt hai van đo mức (LV-0131A/B) một van

dự phòng đặt lối vào V-03 Trong trường hợp xuất hiện hydrate ở một trong hai van thì Methanol có thể được phun vào hoặc chuyển dòng sang van dự phòng

Dây chuyền nhà máy được thiết kế ở 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 ngăn chặn hình thành hydrate chỉ là đề phòng

Trong bồn V-03, được trang bị một ống xoắn ruột gà nhằm mục đích gia nhiệt cho Condensate để nâng nhiệt độ Condensate lớn hơn 160C bằng dầu nóng để tránh hình thành hyđrate trong bồn Lưu lượng dòng dầu nóng được điều khiển bằng TICA0303 Condensate trong V-03 được chuyển qua thiết bị đo lưu lượng FICA0302 nối tiếp với thiết bị đo mức LICA0302

Nước tập trung ở đáy bồn được chuyển đến V-52

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 MGPP

- Trong chế độ AMF: Áp suất của bình V-03 được duy trì theo lưu lượng của dòng

khí thu được từ bình này sang C-05 và van xả an toàn ra hệ thống Flare

- Trong chế độ MF: Áp suất của bình V-03 được duy trì theo lưu lượng của dòng

khí thu được từ bình này sang C-01 và van xả an toàn ra hệ thống Flare

- Trong chế độ GPP: Áp suất của bình V-03 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 đường 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 và xả khí ra hệ thống Flare để đốt nhằm làm hạ áp suất của bình tách

Nguyên tắc hoạt động:

Hình 1.6: Sơ đồ thiết bị V-03

Dòng nguyên liệu (1) khi vào bình tách V-03 đầu tiên gặp tấm chắn (2) sẽ làm giảm động năng và làm cho quá trình phân chia pha xảy ra nhanh Do có sự giảm áp qua van trước khi vào bình tách V-03 nên hydrocacbon nhẹ thoát ra, các hydrocacbon này di chuyển lên, đồng thời kéo theo các phân tử chất lỏng, những phân tử lỏng này gặp tấm chắn sương (6) sẽ rơi xuống dưới Khí sẽ được đi ra ngoài theo đường (3) Lỏng dưới đáy bao gồm Condensate và nước Do sự chênh lệch về khối lượng riêng mà nước và Condensate sẽ phân pha, nước được thu tại đường (5) và được lấy ra ngoài, Condensate

sẽ được lấy ra theo đường (4) và được gia nhiệt trước khi vào tháp C-01

1.2.3 Bình tách V-101

Cấu tạo: Là 1 bình tách khí-lỏng trong hỗn hợp ra khỏi nhau

Điều kiện vận hành: Áp suất : 54 bar

Nhiệt độ : 14-150C

bị kéo theo…

Nguyên tắc hoạt động: Khí từ Slug Catcher được chia làm 2 dòng:

Dòng Bypass: Khoảng 0,8 triệu m3/ngày, trước khi vào V-101 sẽ qua van PV-101

để giảm áp từ 70 ÷ 80 bar xuống còn 54 bar Lỏng tách ra từ 101 sẽ được đưa đến

V-03 để tách sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được sử dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16" Dòng chính: Khoảng 4,9 triệu m3/ngày sẽ được đưa qua bình tách trước khi vào máy nén K-101A/B/C/D

Hình 1.7: Cấu tạo của bình tách V-101

1.2.4 Hệ thống máy nén khí đầu vào K-101A/B/C/D

Mục đích của việc lắp đặt

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được thiết kế ban đầu với lưu lượng 4,8 triệu m3

khí/ngày sử dụng khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ với áp suất đầu vào theo thiết kế là

109 bar, nhưng sau khi mỏ Rạng Đông đi vào khai thác thì để tận dụng khí đồng hành

từ mỏ khí, PetroVietnam đã cho xây đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông sang mỏ Bạch

Hổ sau đó cùng đưa vào nhà máy với lưu lượng lên đến khoảng 5,7 triệu m3 khí/ngày

và áp suất đầu vào giảm chỉ còn 70 ÷ 80 bar điều này dẫn đến làm sai lệch áp suất đầu

vào so với thiết kế Chênh lệch áp suất tại đầu vào và đầu ra là yếu tố quyết định đến khả năng thu hồi lỏng của nhà máy (vì nó quyết định đến hiệu suất làm lạnh của thiết bị Turbo-Expander) mà áp suất đầu ra là cố định, không thể hạ thấp do yêu cầu của nhà máy điện Vì vậy để tăng lưu lượng vào và tăng khả năng thu hồi lỏng cũng như để cho chế độ hoạt động nhà máy gần với thiết kế người ta lắp đặt hệ thống máy nén đầu vào

để tăng áp suất đầu vào sau Slug Cather

Thông số thiết kế của hệ thống máy nén khí đầu vào:

Hệ thống gồm 4 máy nén, mỗi máy nén có công suất là 1,67 triệu m3 khí/ngày trong

4 máy nén này thì chỉ có 3 máy hoạt động còn một máy dự phòng Dòng khí trước khi vào hệ thống này có áp suất dao động từ 70 ÷ 80 bar và yêu cầu nâng áp suất đầu ra của

hệ thống lên đến 109 bar Hỗn hợp khí ra từ máy nén K-1011A/B/C/D sẽ được làm lạnh đến nhiệt độ 400C tại thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1015A/B/C/D, sau đó được đưa vào thiết bị tách V-08

1.2.5 Thiết bị tách nước sơ bộ (V-08)

về đường kính (ống dẫn khí so với đường kính V-08) sẽ giảm động năng và làm giảm

sự va đập

Dòng lỏng sẽ được lấy ra ở đáy và đưa sang thiết bị V-03 để tách triệt để, người ta lắp đặt nhiều đường lấy lỏng ra để đảm bảo hoạt động liên tục của thiết bị Dòng khí sau khi được tách các hạt lỏng kéo theo sẽ đi lên phía trên và qua thiết bị tách tinh V06A/B

1.2.6 Thiết bị khử Hydrat bằng hấp phụ (V-06A/B)

Cấu tạo:

Khí đi vào tháp hấp phụ qua 3 lớp: Lớp trên cùng là nhôm hoạt tính để loại bỏ nước, lớp thứ hai là màng phân tử loại bỏ triệt để nước, lớp cuối cùng là lớp đệm caremic Khí sau khi qua tháp hấp phụ được đưa qua thiết bị lọc để loại bỏ bụi bẩn chất hấp phụ Chất hấp phụ bảo hòa hơi nước sau thời gian làm việc 8 giờ

Nhôm oxyt được sử dụng vì:

- Giá thành thấp, công suất tách nước lớn

Hấp phụ và tái sinh sẽ được thực hiện theo thời gian biểu sau:

Hình 1.9: Chu kỳ hoạt động của thiết bị V-06A/B

Sơ đồ tách nước bằng phương pháp hấp phụ của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:

1 Thiết bị hấp phụ

2 Thiết bị giải hấp

3 Hệ thống máy nén

4 Thiết bị gia nhiệt

Hình 1.10: Sơ đồ PFD của cụm thiết bị V-06A/B

Quá trình hấp phụ:

Trong chế độ MF và GPP, khí từ Slug Cacher đầu tiên được đưa qua thiết bị tách lọc nước V-08, được thiết kế để tách 99% hydrocacbon lỏng, nước tự do, dầu bôi trơn, chất rắn trong khí, rồi khí tiếp tục đi đến thiết bị khử nước tinh V-06A/B Ở đây dầu có tác dụng xấu đến hiệu năng và thời gian sống của chất hấp phụ phân tử Nên cần có thiết

bị tách thô để tách chúng đi nhằm bảo vệ rây phân tử

Dòng khí ở 34-350C và áp suất 109 bar được nạp vào một trong hai thiết bị hấp phụ làm việc song song (V-06A/B), một thiết bị làm chức năng hấp phụ thì thiết bị kia làm chức năng giải hấp phụ Dòng khí vào được phân phối, sau đó đi vào các tầng hấp phụ Tầng hấp phụ đầu tiên là nhôm oxit hoạt tính để tách phần lớn nước, tầng thứ hai làm bằng rây phân tử để tách triệt để nước

Khí khô ra khỏi thiết bị hấp phụ được góp lại và đưa đến thiết bị lọc F-01A/B (một thiết bị hoạt động và một thiết bị được dự phòng) để tách bụi của chất hấp phụ bị kéo theo

Quá trình tái sinh:

Chất hấp phụ sau một thời gian làm việc sẽ bị bão hòa nước, hoạt tính của chất hấp phụ giảm đi, lúc này chất hấp phụ cần được tái sinh

Quá trình tái sinh chất hấp phụ bao gồm các giai đoạn sau:

a Chuyển bộ lọc (Adsorber switch- over):

Thiết bị đã được tái sinh, đang ở chế độ dự phòng sẵn sàng đưa vào hoạt động song song với thiết bị đang hoạt động Trong thời gian ngắn thì cả hai thiết bị hoạt động song song để:

- Tối thiểu sự thay đổi thành phần

- Tối thiểu sự lôi cuốn của các giọt hydrocacbon lỏng tập hợp trên đường ống

làm việc đầu vào trong thời gian điều áp

- Tránh ngắt dòng khí

Tháp hấp phụ được tái sinh cô lập

b Giảm áp (Depressurization):

Thiết bị hấp phụ được giảm áp sau khi cô lập cả dòng khí vào và dòng khí ra, khí

từ áp suất 109 bar giảm xuống áp suất 35 bar cho chế độ GPP và 48 bar cho chế độ MF mới qua thiết bị tái sinh Sự giảm áp là cho dòng đi trực tiếp đến đường ống dẫn khí tái sinh Tốc độ giảm áp được được giới hạn bởi một lỗ tiết lưu và có thể điều khiển bằng van điều khiển bằng tay với thời gian tối đa cho quá trình giảm áp là 30 phút Quá trình này được kiểm tra nhờ việc tính toán kích thước lỗ, bằng cách dùng thiết bị đo áp suất đặt trước và sau lỗ Trong quá trình giảm áp thì kèm theo quá trình giảm nhiệt độ (nhiệt

độ tối thiểu -80C) và xảy ra sự ngưng tụ khí, kết quả của quá trình này làm ngưng tụ thêm 20% khối lượng Hydrocacbon lỏng Ngoài ra còn có một lượng nhỏ Hydrocacbon ngưng tụ trong quá trình hấp phụ (nhỏ hơn 1% khối lượng) Để ngăn chặn quá trình tích

tụ các Hydrocacbon lỏng trong thiết bị tái sinh thì có một dòng khí tái sinh bypass sẽ được hình thành trước khi quá trình giảm áp

c Làm nóng:

Nước được tách khỏi chất hấp phụ nhờ đun nóng bởi dòng khí khô tái sinh sau khi

đã được gia nhiệt tại E-18 Khí tái sinh (Lưu lượng là 12500 kg/h, áp suất 47 bar đối với chế độ MF và 11500 kg/h, áp suất 34 bar đối với chế độ GPP) được tuần hoàn bởi máy nén khí K-04A/B, khí được tái sinh 100%, công suất của động cơ điện 75KW và được làm nóng trong thiết bị trao đổi nhiệt E-18 bằng Hot oil lên đến 2300C Dòng khí tái sinh

đi ngược chiều với dòng khí hấp phụ Quá trình làm nóng được hiển thị bởi ba thiết bị hiển thị nhiệt độ trên tầng hấp phụ (TI-0551A/B, 0552A/B, 0553A/B) và nhiệt độ đầu

ra khí tái sinh được điều khiển bởi TI-0512 để đảm bảo lưu lượng và nhiệt độ nhỏ nhất, đèn báo động nhiệt độ, lưu lượng thấp nhất được cài đặt Dòng khí tái sinh nóng có chứa nước được làm lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không khí E-15 Nước ngưng tụ được tách ra trong bình tách nước V-07 và khí đi tới dòng Sales Gas

d Làm lạnh (Coolling):

Tầng chất hấp phụ được làm lạnh bằng chính dòng khí tái sinh cũng như đối với việc làm nóng ngoại trừ bộ làm nóng khí tái sinh khử nước E-18 được bỏ qua bằng cách Bypass Tầng hấp phụ sẽ được làm lạnh đến nhiệt độ 250C hoặc chênh lệch 50C so với nhiệt độ của khí nhập liệu Giống như quá trình đốt nóng, quá trình làm lạnh cũng được hiển thị bởi 3 chỉ thị nhiệt độ đặt trên lớp chất hấp phụ và kiểm tra nhiệt độ của khí tái sinh bằng (TI-0512)

e Quá trình tăng áp (Pressurization):

Thiết bị hấp phụ được tăng áp bởi dòng khí khô sản phẩm đến áp suất 109 bar Hiệu suất của quá trình này được giới hạn nghiêm ngặt bằng một lỗ tiết lưu, bằng cách dùng thiết bị đo áp suất cục bộ của áp suất trước lỗ và sau lỗ và có thể được kiểm soát bằng van tay, thời gian tăng áp hoàn toàn là 30 phút Giống như quá trình giảm áp, ở quá trình này sẽ có sự ngưng tụ ngược Hydrocacbon lỏng sẽ được góp lại trong đường ống vào của quá trình làm việc Tốc độ nén trung bình hơi lớn hơn so với quá trình giảm

áp Điều này sẽ được kiểm tra bởi việc tính toán kích thước của lỗ

f Dự phòng (Standby) :

Kết thúc quá trình tăng áp, thiết bị hấp phụ sẽ được giữ ở áp suất khí xử lý 109 bar

để sẵn sàng đưa vào hoạt động Các máy nén khí tái sinh khử nước sẽ hoạt động trong suốt thời gian Trong quá trình thực hiện các pha tăng và giảm áp của bộ hấp phụ thì khí tái sinh sẽ bỏ qua các bộ hấp phụ này bằng cách đi theo ống dẫn nhánh Máy nén có thể được tắt đi nếu như dự đoán sẽ không cần thiết hơn 4 giờ đồng hồ và như vậy cần có sự tương thích giữa số lần khởi động máy nén và tiết kiệm năng lượng Theo thiết kế quá trình khử nước sẽ hoạt động với dòng khí bão hoà hơi nước (0,06%), tuy nhiên việc xử

lý bằng Glycol ở ngoài khơi đã giảm hàm lượng nước xuống 0,015%, vì vậy quá trình hấp phụ có thể được kéo dài gần 4 chu kỳ Trong trường hợp này, máy nén khí tái sinh

có thể ngừng hoạt động

1.2.7 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-14)

Hỗn hợp khí sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/B sẽ được chia làm 2 dòng:

- Dòng đầu tiên khoảng 2/3 được đưa vào đáy tháp C-05 Trước khi vào tháp

C-05, dòng khí được đưa qua thiết bị giãn nở để giảm áp đến 37,5 bar

- Dòng thứ hai khoảng 1/3 được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-05 Trước khi

vào tháp C-05, dòng khí được đưa qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để trao đổi nhiệt với chính dòng lạnh ra từ chính đỉnh tháp này sau đó đưa qua van giảm áp đến 37 bar, đồng thời nhiệt độ cũng giảm đến -62oC trước khi vào tháp C-05

Thiết bị trao đổi nhiệt này có cấu tạo dạng tấm, bên trong có nhiều khoang trao đổi nhiệt, các khoang này được lắp đặt song song nhau Mỗi khoang có nhiều tấm mỏng với

bề mặt gợn sóng đặt chồng lên nhau Hai dòng lưu thể chuyển động theo những khe hở giữa các tấm một cách xen kẽ nhau

Quá trình làm lạnh trong thiết bị là quá trình đẳng áp Nhờ có cấu tạo đặc biệt mà hiệu suất trao đổi nhiệt của thiết bị khá lớn Thiết bị có những ưu điểm vượt trội sau:

1 Vùng nhiệt độ làm việc lớn

2 Diện tích trao đổi nhiệt lớn

3 Kích thước nhỏ hơn so với loại ống chùm

4 Hệ số truyền nhiệt lớn hơn loại võ ống hai đến ba lần

Dòng khí từ đỉnh tháp C-05 sau khi qua E-14 được đưa đến hệ thống nén của Turpo-Expander để nâng áp lên 51,85 bar hòa vào dòng khí thương phẩm (Sales Gas)

1.2.8 Thiết bị Turbo-Expander (CC-01)

Trong chế độ MGPP, thiết bị Turbo-Expander được thêm vào với mục đích giãn

nở hỗn hợp khí xuống áp suất thấp hơn trong chế độ MF nên có khả năng làm lạnh sâu hơn hỗn hợp khí để làm tăng khả năng thu hồi lỏng Tuy nhiên, giá thành của thiết bị này lại rất cao

Thiết bị bao gồm 2 phần chính: Hệ thống giãn nở (Expander) và máy nén (Compressor)

Bảng 1.1: Thông số của các thiết bị dãn nén

- Phần giãn nở (Expander):

Hai phần ba lượng khí khô sau khi tách nước ở V-06 đi đến phần giãn nở của Turbo-Expander CC-01 để giảm áp từ 109 Bar xuống còn 37,5 Bar đồng thời nhiệt độ cũng giảm từ 400C ÷ -80C Ở nhiệt độ này phần lớn hydrocacbon nặng (C3+) được hóa lỏng và làm dòng nạp liệu cho tháp C-05

- Phần máy nén (Compressor):

Quá trình giãn nở giảm áp tại Expander xảy ra thì dòng khí sẽ sinh ra một công làm quay quạt gió trong Expander Công quay này được dẫn truyền động dùng để chạy phần máy nén, nén dòng khí ra từ 36,7 bar lên đến áp suất vận chuyển 51,85 bar Nhờ vào việc tận dụng công của quá trình giãn nở sẽ tiết kiệm năng lượng cho nhà máy

và bề dày thiết kế 53mm Tháp không có thiết bị đun sôi lại

Điều kiện vận hành: Áp suất : 37 bar

oC

oC

109 37,5

40 -8

36,7 51,85

38

70

Một phần dòng Dry Gas khoảng 2/3 được đưa vào đáy tháp C-05 Trước khi vào tháp C-05 thì dòng khí được đưa qua hệ thống giãn nở của Turpo-Expander (CC-01) để giảm đến áp suất 37,5 bar, đồng thời nhiệt độ cũng giảm xuống -80C Sau đó được đưa vào đáy tháp C-05

Khí từ đỉnh tháp ở -350C được dùng làm tác nhân làm lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt khí/khí E-14 và sau đó được nén bởi máy nén gắn đồng trục với Turbo Expander CC-01

Một ống dẫn nhánh cùng với van kiểm tra trên nó được lắp đặt gần máy nén Trước khi khởi động máy nén khí chạy theo đường ống dẫn nhánh, sau đó tự động chuyển cho máy nén khi nó bắt đầu quay vì áp suất xả của máy nén cao hơn nên đóng van kiểm tra lại Khi máy nén ngắt khí lại tự động chuyển sang ống dẫn nhánh

Tiếp đó khí được đưa đến ống dẫn khí thương phẩm, được đo lưu lượng tại ME-13 sau đó qua van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường ống kiểm soát áp suất đầu ra của nhà máy ở 52 bar cung cấp cho nhà máy điện

Lỏng từ đáy tháp C-05 cùng với lượng hơi ra từ V-03 sẽ được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01

1.2.10 Tháp Deethanizer (C-01)

Cấu tạo: Tháp tách C-01 được thiết kế 32 đĩa van Phần trên của tháp có 13 đĩa và

đường kính 2,6 m Phần dưới của tháp có 19 đĩa và đường kính 3,05 m

Điều kiện vận hành:

Bảng 1.2: Các thông số kỹ thuật của C-01 trong các chế độ

Chế độ Áp suất vận hành (Bar) Nhiệt độ đỉnh(0C) Nhiệt độ đáy(0C)

Mục đích : Tách methane, ethane ra khỏi Condensate

Trong chế độ AMF thì không có dòng hồi lưu của lưu thể lạnh Sở dĩ áp suất hoạt động trong MF, GPP cao hơn mà nhiệt độ hoạt động lại thấp hơn trong AMF vì trong chế độ AMF người ta không thu hồi LPG còn trong MF, GPP người ta thu LPG nên cần

hoạt động ở áp suất cao hơn và nhiệt độ thấp hơn để giữ cho LPG không thoát ra ở trên đỉnh

Tháp này có hai nguồn nhập liệu, nguồn thứ nhất là dòng lỏng từ bình tách ba pha (V-03) sau khi làm nóng từ 160C lên 480C trong bộ trao đổi nhiệt E-04 đi vào đĩa thứ 14 trong AMF và đĩa thứ 20 trong chế độ MF, GPP Sự khác nhau ở vị trí đĩa cũng do việc thu hồi LPG như đã nói ở trên Nguồn thứ hai là dòng lỏng từ đáy C-05 có nhiệt độ -

180C vào đĩa trên cùng của tháp, chứa 95% mol lỏng đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài

Một thiết bị chuyển đổi vi phân áp suất (PDIA-1321) được cài đặt để tránh sự chênh

áp quá cao gây nên bởi quá trình tạo bọt, bốn thiết bị hiển thị nhiệt độ trên các đĩa 2, 3,14,20 sẽ cho biết trạng thái của tháp, hai thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle được cài đặt tại đáy của nó (Deethanizer Reboiler E-0A/B) mỗi thiết bị chạy 50% công suất, một thiết bị hoạt động còn một thiết bị dự phòng Sau khi trao đổi nhiệt Condensate chảy xuống nhờ lực trọng trường đến V-15 trong thời gian lưu là 3 phút để ổn định mực chất lỏng Condensate được tách ra nhờ thiết bị điều khiển dòng FICA-1301 với thiết bị điều khiển mức chất lỏng LICA-1302 thông qua tháp ổn định C-02

1.2.11 Tháp ổn định Stabilizer (C-02)

Cấu tạo: Tháp C-02 gồm 21 đĩa van, đường kính 2,14 m, đĩa nạp liệu là đĩa số 7,

tháp có một thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy

Điều kiện vận hành: Áp suất đỉnh: 10 bar

Nhiệt độ: 1470C (tại thiết bị đun sôi lại)

Mục đích : Là tháp ổn định và tách LPG ra khỏi Condensate

Tháp C-02 được cài đặt ở chế độ ban đầu MF và GPP, nhưng nó cũng có thể chạy sau khi hoàn thành chế độ GPP Ở chế độ đầu tiên AMF, tháp C-01 hoạt động như một tháp ổn định bằng cách bay hơi C4 và các hydrocacbon nhẹ hơn từ Condensate với nhiệt

độ cao ở Reboiler (1470C) nên trong trường hợp này C-02 không hoạt động Nếu việc thu hồi LPG là cần thiết trong chế độ AMF thì C-01 sẽ là tháp tách C2 và C-02 được vận hành

Tháp C-02 vận hành ở áp suất 10 bar, được điều khiển bằng cách sử dụng van bypass PV-1501A và E-02 Công suất thiết kế của dòng bypass chiếm 30% dòng tổng Khi áp suất lớn hơn 10bar, khí sẽ được đưa đi đốt thông qua van PV-1501B

Thiết bị đun sôi lại của tháp C-02 thuộc lại Kettle (E-03) được sử dụng để đun nóng nhờ tác nhân làm nóng là dầu nóng có nhiệt độ 1540C Nhiệt độ được điều khiển bởi van TV-1523 lắp trên đường dầu nóng (van điều chỉnh lưu lượng)

Condensate từ đáy tháp C-02 sẽ qua trao đổi nhiệt với dòng nhập liệu của tháp C-01 tại E-04 để làm nguội xuống 600C và sau đó được làm nguội thêm đến 450C tại thiết bị làm nguội bằng không khí E-09 Ngoài ra còn có thiết bị điều khiển vi áp PDIA-

1521, để tránh sự chênh áp trong tháp quá cao, mục đích chống hiện tượng tạo bọt, ba thiết bị đo nhiệt độ tại các đĩa 9, 10, 30 để biết trạng thái của tháp

1.2.12 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-04)

Thiết bị trao đổi nhiệt có cấu tạo đơn giản, bên trong thiết bị chùm ống được giữ chặt trên vĩ ống, một đầu cố định, một đầu tự do nhằm tránh sự biến dạng của ống do giản nở nhiệt Loại này có diện tích bề mặt trao đổi nhiệt bé hơn so với loại tấm mỏng

1.2.13 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle

Người ta dùng thiết bị kiểu Kettle vì nó đảm bảo một thể tích không gian lớn phía trên của chùm ống Có khả năng ổn định mực chất lỏng, thực hiện quá trình phân chia lỏng-hơi ngay bên trong thiết bị, điều này cho phép đưa vào tháp một lượng hơi lớn mà không bị lỏng cuốn theo, khả năng trao đổi nhiệt đảm bảo

Cho phép trích ra pha lỏng (trong cân bằng với hơi sinh ra) với thiết bị điều khiển mức chất lỏng

7 5

4

3

2 1

Hình 1.11: Cấu tạo Reboiler kiểu Kettle

1.3 Nguyên liệu, các chế độ hoạt động và sản phẩm của nhà máy

1.3.1 Nguyên liệu vào nhà máy

Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy chế biến 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

Bảng 1.3: Thành phần nguyên liệu đi vào nhà máy hiện tại

Cấu tử Phần trăm mol Cấu tử Phần trăm mol

- Lưu lượng : 5,7 triệu m3 khí/ngày

- Hàm lượng nước : bão hòa tại điều kiện nhập liệu Hàm lượng nước được tách

sơ bộ tại giàn, sử dụng tách loại nước bằng DEG

Ta nhận thấy khí nguyên liệu cung cấp cho nhà máy thuộc loại khí ngọt ẩm, hàm

1.3.2 Mô tả các chế độ hoạt động của nhà máy

Để cho việc vận hành nhà máy một cách linh hoạt, đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố cũng như thuận tiện trong việc bảo trì, sửa chữa các thiết bị mà không ảnh hưởng đến sự cung cấp khí cho nhà máy điện và vẫn bảo đảm thu được sản phẩm lỏng thì nhà máy được lắp đặt và vận hành theo ba chế độ khác nhau

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

- Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09

và thu hồi Condensate với sản lượng 340 tấn/ngày Đây đồng thời cũng là chế độ dự phòng cho chế độ MF, GPP khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặc cần sửa chữa, bảo dưỡng mà không có thiết bị dự phòng

 Chế độ MF

Các thiết bị chính

Tương tự như trong AMF, ngoài ra còn có thêm:

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

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

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

- Máy nén Expanded Deethanizer OVHD Compressor (K-02); máy nén 2nd

Stage OVHD Gas Compressor (K-03): máy nén cấp hai

- Turbo-Expander / Compressor (CC-01)

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

Mục đích: Chế độ vận hành GPP là chế độ vận hành hoàn chỉnh nhất và hiệu suất

thu hồi lỏng là cao nhất Đây là chế độ hoạt động thường xuyên của nhà máy vì chế độ

này mang lại hiệu quả kinh tế cao nhất

Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug Catcher được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 làm việc

ở nhiệt độ 160C, áp suất 47 bar thấp hơn so với chế độ GPP thiết kế là 75 bar nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng đến từ bình tách V-101 của dòng bypass

Hỗn hợp khí ra khỏi Slug Catcher được chia làm 2 dòng:

- Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp PV-101 giảm

áp suất từ 70 ÷ 80 bar xuống còn 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101 để tách riêng lỏng và khí Lỏng tại đáy bình tách V-101 được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 để tách sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được sử dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16"

- Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 4,9 triệu m3/ngày được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-1011A/B/C/D để nén dòng khí từ áp suất 70 ÷ 80 bar lên đến áp suất thiết kế là 109 bar với nhiệt độ 450C, dòng khí này được đưa vào thiết bị

lọc V-08 để tách tinh lượng lỏng còn lại trong khí và bụi bẩn Dòng khí ra khỏi V-08 được đưa vào thiết bị V-06A/B để tách loại nước trong khí với mục đích tránh tạo thành hydrat trong quá trình làm lạnh khí, sau đó được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để tách lọc bụi bẩn có trong khí Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách 3 pha V-03 để xử lý tiếp

Dòng khí sau khi được tách nước ở V-06A/B và lọc bụi ở F-01A/B là khí khô, dòng này được chia làm 2 phần:

Phần thứ nhất khoảng 1/3 lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt E-14 bằng cách thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với dòng khí có nhiệt độ -350C đi ra

từ đỉnh tháp tinh cất C-05, qua đây nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống -200C Sau khi thực hiện quá trình làm lạnh nhờ trao đổi nhiệt, dòng khí được đưa qua van điều khiển FV-1001 để giảm áp xuống tới 37 bar, đồng thời với quá trình giảm áp, nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống tới -620C Lúc này dòng khí sẽ chứa khoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của thiết bị tinh cất C-05 như một dòng hồi lưu ngoài

Phần thứ hai khoảng 2/3 sẽ được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp suất từ 109 bar xuốg tới 37.5 bar và nhiệt độ giảm xuống -80C Dòng khí lạnh này sau

đó được đưa vào đáy của tháp tinh cất C-05

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

là -420C và -150C Tại đây, khí chủ yếu là methane và ethane được tách ra ở đỉnh tháp Thành phần pha lỏng chủ yếu là Propane và các cấu tử nặng hơn sẽ được tách ra từ đáy tháp

Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05 có thành phần chủ yếu là Methane và Ethane, có nhiệt độ -350C được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén tới áp suất 52 bar trong phần nén của thiết bị CC-01 Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16" đến các nhà máy điện như

tháp C-05 đi vào đĩa trên cùng, dòng khí ra từ bình tách V-03 và dòng lỏng từ đáy bình tách V-03 sau khi được gia nhiệt tại E-04 được đưa vào đĩa thứ 20 Tháp C-01 có nhiệm

vụ tách các hydrocacbon nhẹ như Methane và Ethane ra khỏi Condensate, tháp hoạt động ở áp suất 27 bar, nhiệt độ đỉnh 100C, nhiệt độ đáy tháp 1090C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B Khí nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-

12 để tách lỏng có trong khí Sau đó được máy nén K-01 nén từ áp suất 26,7 bar đến áp suất 47 bar rồi đưa vào bình tách V-13 để tách các hạt lỏng tạo ra trong quá trình nén Dòng khí ra khỏi V-13 được nén tiếp đến áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02, sau đó được làm mát nhờ thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19 Dòng khí ra khỏi E-19 lại được máy nén K-03 nén đến áp suất thiết kế là 109 bar, và được làm mát tại thiết bị trao đổi nhiệt E-13 và cuối cùng quay trở lại làm nguyên liệu cho bình tách V-08

Hỗn hợp lỏng ra ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ được đưa vào bình ổn định V-15 sau đó được đưa vào đĩa thứ 11 của tháp C-02

Tháp ổn định C-02 là một tháp đĩa dạng van bao gồm 21 đĩa lý thuyết, áp suất làm việc 10 bar, nhiệt độ đỉnh 240C, nhiệt độ đáy 1460C (được duy trì nhờ Reboiler E-03) Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp Bupro ra khỏi Condensate Hỗn hợp Bupro

ra khỏi đỉnh C-02 có nhiệt độ 240C được đưa sang bình ổn định V-02, một phần nhỏ Bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02 còn phần lớn được làm lạnh lần nữa tại E-12 sau

đó được đưa vào bồn chứa để xuất xe bồn hoặc đưa về kho cảng Thị Vải

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

 Thông số vận hành chính :

Bảng 1.4: Các thông số áp suất

PI-0101 Áp suất đầu vào nhà máy 70 ÷ 80

FV-1001 Đầu vào (từ E-14)

Đầu ra (đến C-05)

108,5 34,5 ÷ 37,5

CC-01

Đầu ra phần giãn nở Đầu vào phần nén Đầu ra phần nén

34,5 ÷ 37,5 34,5 ÷ 37,5

A/B

Đầu vào (từ SC-01/02) Đầu ra (trước khi vào V-03)

Bảng 1.5: Các thông số nhiệt độ

TI-0101 Nhiệt độ đầu vào nhà máy 25

TI-8101 Nhiệt độ sau K-1011 40

E-14 Đầu ra (đến FV-1001)

Đầu ra (đến PV-1114A)

-20

40 CC-01

Đầu ra phần giãn nở Đầu vào phần nén Đầu ra phần nén

Đầu ra đáy

-35 -12 LV-0131

A/B

Đầu vào (từ SC-01/02) Đầu ra (trước khi vào V-03)

Những sản phẩm khí hydrocacbon của nhà máy chế biến khí Dinh Cố gồm có khí

thương phẩm (Sale Gas), khí hóa lỏng LPG (Liquified Petroleum Gas) và Condensate

 Khí thương phẩm (Sale gas)

Khí thương phẩm (Sale Gas) còn gọi là khí khô là khí đã qua chế biến tách Bupro

và Condensate đáp ứng được yêu cầu tiêu chuẩn kỹ thuật để vận chuyển bằng đường ống và thỏa mãn được các yêu cầu của khách hàng Khí khô có thành phần chủ yếu là

CH4 (≥ 90 %) và C2H4 Ngoài ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí H2,

CO2, N2, Tùy theo qui trình chế biến mà thành phần sản phẩm có thể thay đổi

 Khí hóa lỏng LPG (Liquified Petroleum Gas)

Khái niệm:

Khí hóa lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là Propan và Butan được nén lại cho tới khi hoá lỏng (áp suất hơi bão hoà) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa, vận chuyển Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm khoảng 250 lần

 Condensate

Khái niệm: Condensate là hỗn hợp hydrocarbon lỏng được tách từ khí đồng hành

hoặc khí thiên nhiên Thành phần của condensate chủ yếu là hydrocarbon mạch thẳng, bao gồm pentane và các hydrocarbon nặng hơn (C5+)

Trong điều kiện nhiệt độ và áp suất dưới mỏ Condensate tồn tại ở dạng khí, sau khi khai thác lên ở điều kiện thường nó tồn tại dưới dạng lỏng Vì vậy nó được gọi là khí ngưng tụ

Thành phần và đặc tính của condensate: Thành phần cơ bản của Condensate là

hydrocacbon no Condensate còn chứa hydrocacbon mạch vòng, các nhân thơm, một số chất như H2S, Mercaptan, các muối vô cơ, các kim loại nặng, Các tạp chất này ảnh hưởng rất lớn tới giá trị sử dụng của Condensate do ảnh hưởng của chúng tới quy trình công nghệ chế biến

1.3.4 Các tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm

 Tiêu chuẩn kỹ thuật của khí thương phẩm Sale gas:

Bảng 1.6: Tiêu chuẩn kỹ thuật đối với khí khô thương phẩm (Sale Gas)

lượng Phương pháp thử

1 Nhiệt độ điểm sương của

nước ở 45 bar 0C <5 ASTMD1142-95

2 Nhiệt độ điểm sương của

Hydrocacbon ở 45 bar 0C <5

Tính toán theo thành phần khí

3

Hàm lượng tạp chất có đường kính không lớn hơn

10mm

Phương pháp trọng lượng

4 Hàm lượng lưu huỳnh tổng

 Tiêu chuẩn kỹ thuật của khí đốt hoá lỏng LPG

Bảng 1.7: Tiêu chuẩn kỹ thuật đối với LPG

lượng Phương pháp thử

1 Áp suất hơi ở 37,80C, max Bar 14,3 ASTM D 1267-95

2 Hàm lượng lưu huỳnh, max ppm 140 ASTM D 2784-98

chất nặng hơn, Max % mol 2

Hyđrocacbon không bảo hoà % mol Số liệu báo

cáo

6 Thành phần cặn sau khi bốc

 Tiêu chuẩn kỹ thuật của Condensate

Bảng 1.8: Tiêu chuẩn kỹ thuật đối với Condensate thương phẩm

lượng Phương pháp thử

1 Tỷ trọng ở 150C Kg/l Số liệu

báo cáo ASTM D 1298-99

2 Áp suất hơi bảo hoà ở