Khảo sát hệ thống glycol trên giàn khai thác khí lan tây và đề xuất phương án tối ưu vận hành hệ thống này

1- TÊN ĐỀ TÀI: KHẢO SÁT HỆ THỐNG GLYCOL TRÊN GIÀN KHAI THÁC KHÍ LAN TÂY VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU VẬN HÀNH HỆ THỐNG NÀY 2- NHIỆM VỤ LUẬN VĂN: - Trình bày tình hình khai thác khí thiê

-

NGUYỄN THỊ KIM PHƯỢNG

KHẢO SÁT HỆ THỐNG GLYCOL TRÊN GIÀN KHAI THÁC KHÍ LAN TÂY VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU VẬN

HÀNH HỆ THỐNG NÀY

Chuyên ngành: Công nghệ Hoá học

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

Và GIÀN KHAI THÁC KHÍ LAN TÂY CÔNG TY VẬN HÀNH VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ BP VIETNAM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS Nguyễn Vĩnh Khanh

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày tháng năm

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ và tên học viên: Nguyễn Thị Kim Phượng … Phái: Nữ

Ngày, tháng, năm sinh: 03-09-1982 Nơi sinh: Phú Yên

Chuyên ngành: Công nghệ Hoá học MSHV: 00507379

1- TÊN ĐỀ TÀI:

KHẢO SÁT HỆ THỐNG GLYCOL TRÊN GIÀN KHAI THÁC KHÍ LAN TÂY VÀ

ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU VẬN HÀNH HỆ THỐNG NÀY

2- NHIỆM VỤ LUẬN VĂN:

- Trình bày tình hình khai thác khí thiên nhiên tại Việt Nam

- Các phương pháp làm khô khí thiên nhiên

- Quy trình xử lý khí trên giàn Lan Tây

- Mô phỏng quá trình làm khô khí và tái sinh glycol trên giàn Lan Tây bằng phần mềm Pro/II

- Khảo sát ảnh hưởng của các thông số vận hành đến sự thất thoát glycol

- Đề xuất các thông số vận hành để giảm thiểu thất thoát glycol

3- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : Tháng 2/2009

4- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ : Tháng 12/2009 5- HỌ VÀ TÊN CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Nguyễn Vĩnh Khanh

Nội dung và đề cương Luận văn thạc sĩ đã được Hội Đồng Chuyên Ngành thông qua

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN KHOA QL CHUYÊN NGÀNH

(Họ tên và chữ ký) QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH (Họ tên và chữ ký)

(Họ tên và chữ ký)

Em xin cám ơn thầy Nguyễn Vĩnh Khanh đã tận tình hướng dẫn em trong suốt quá trình thực hiện luận văn này Mặc dù có những giai đoạn em không thể tập trung để thực hiện luận văn do công việc bận rộn, thầy đã luôn động viên và nhắc nhở để em cố gắng làm tốt nhiệm vụ của mình ở công ty và dành thời gian để nghiên cứu đề tài được giao, đặc biệt

là trong giai đoạn nước rút khi thời hạn nộp luận văn đến gần

Xin cám ơn anh Đoàn Hồng Việt, Operations Support Team Leader, giàn trưởng Hoàng

Vũ Nam và Phi Hồng Phú đã ủng hộ chương trình phát triển cá nhân của em để em có thể thực hiện 6 tháng công tác và học tập tại giàn Lan Tây

Xin cám ơn tất cả các nhân viên làm việc ở giàn khai thác khí Lan Tây đã luôn luôn giúp

đỡ, chỉ bảo và giải thích cặn kẽ các quy trình xử lý trên giàn, đặc biệt là nhóm Production

và CRT Cám ơn anh Nguyễn Hữu Tân, Operations Supervisor của giàn Lan Tây đã giúp

em vạch kế hoạch cụ thể cho quá trình làm việc tại giàn

Xin cám ơn anh Hoàng Minh Thư đã nhiệt tình hướng dẫn em về phần mềm Pro/II để em

có thể thực hiện tốt phần mô phỏng trong luận văn này

Cám ơn anh Tạ Minh Hà, người chồng yêu quý đã ân cần chăm sóc em về mặt tinh thần

và thể chất để em có thể hoàn thành nhiệm vụ của mình, cũng như đã giúp em nhiều về tài liệu tham khảo

Giàn khai thác khí Lan Tây ở ngoài khơi Bà Rịa - Vũng Tàu vận hành bởi công ty BP là giàn khí lớn nhất Việt Nam hiện nay, mỗi năm cung cấp khoảng 4 tỷ m3 Khí Lan Tây là loại khí có chất lượng cao (khô, ngọt) được dùng làm nguyên liệu cho các nhà máy điện phía Nam Sản lượng điện từ khí Lan Tây hiện chiếm khoảng 25% tổng lượng điện tiêu thụ trên cả nước

Khí thiên nhiên được đưa từ mỏ lên giàn Lan Tây trải qua một số bước chế biến để đạt tiêu chuẩn vận chuyển trong đường ống Nam Côn Sơn Một trong những chỉ tiêu quan trọng hàng đầu đối với chất lượng khí là hàm lượng nước trong khí Để đạt được chỉ tiêu này, khí phải trải qua 2 quá trình tách nước trong bình phân tách và trong hệ thống tiếp hấp thụ glycol Glycol được phục hồi liên tục trong hệ thống tái sinh, tuy nhiên vẫn có một hàm lượng bị mất mát trong quá trình chế biến

Trong luận văn này chúng tôi tiến hành mô phỏng quá trình hấp thụ nước bằng glycol và

hệ thống tái sinh glycol trên giàn khai thác khí Lan Tây với phần mềm Pro/II phiên bản 7.0 Bằng việc thay đổi các thông số vận hành ở các giá trị khác nhau, chúng tôi đã tìm hiểu các yếu tố ảnh hưởng nhiều nhất đến thất thoát glycol và đề xuất các thông số vận hành tối ưu để giảm thiểu lượng glycol bị tổn thất

Theo kết quả khảo sát, lượng glycol thất thoát tỉ lệ thuận với nhiệt độ của lean glycol, glycol reboiler và reflux condenser Thất thoát glycol tăng khi lưu lượng lean glycol tuần hoàn tăng, tuy không nhiều Các thông số khác như áp suất lean glycol đến contactor, glycol flash drum và nhiệt độ thiết bị ngưng tụ thu hồi solvent hầu như không ảnh hưởng đến tổn thất glycol

Đối với hiệu quả của quá trình làm khô khí, nhiệt độ lean glycol càng cao sẽ làm quá trình này kém hiệu quả, trong khi đó nhiệt độ reboiler, reflux condenser và lưu lượng lean glycol tuần hoàn càng cao thì chất lượng khí thành phẩm càng tốt

Lan Tay Platform operated by BP EOC Vietnam is currently the biggest gas processing facilities in Vietnam, located 370 km offshore from Ba Ria - Vung Tau province It provides about 4bcm of natural gas per year for the Southern power plants’s consumption which produces 25% electricity for the whole country

Gas from the reservoir will be processed in the platform to meet the specifications requirements of Nam Con Son pipeline One of the most important qualities is water content in gas Water is separated from gas at Production Separator and then removed at Glycol Dehydration system Glycol used in the contactor is generated continuously to recycle to the system, but the operational problem is glycol loss

In this thesis we run the simulation for glycol dehydration and glycol regeneration system

in Lan Tay platform using PRO/II version 7.0 By changing the operating parameters to run the simulation, we determine the factors that have considerable impact to glycol loss and propose proper parameters to minimize the loss

The result shows that glycol losses are proportional to the temperature of the lean glycol, glycol reboiler and reflux condenser Losses slightly increase with high glycol circulation rate Other parameters such as lean glycol pressure, glycol flash drum pressure and solvent recovery condenser do not have considerable impacts to glycol losses

Regarding to gas dehydration efficiency, higher glycol temperature will result in higher water content in gas; whereas increase of reboiler temperature, reflux condenser or glycol circulation rate will make the gas dryer

Lý lịch trích ngang

Họ và tên: Nguyễn Thị Kim Phượng Ngày, tháng, năm sinh: 03 - 09 - 1982 Nơi sinh: Phú Yên Địa chỉ liên lạc: 12/6 Nguyễn Huy Tự, P Đa Kao, Q.1, Tp HCM

QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO

2000 - 2005: Chương trình Đại học, Khoa công nghệ Hoá học, trường Đại học Bách Khoa Tp HCM

2007 - 2010: Chương trình cao học, Khoa công nghệ Hoá học, trường Đại học Bách Khoa Tp HCM

QUÁ TRÌNH CÔNG TÁC

2005 : Công ty Sữa Dutch Lady Vietnam 2006: Công ty bánh kẹo Biên Hoà Bibica 2006-nay: Công ty dầu khí BP

Mục lục

Chương 1: Tổng quan 1

1.1 Tình hình khai thác và tiêu thụ khí thiên nhiên tại Việt Nam [3] [11] 2

1.1.1 Miền Đông Nam Bộ 2

1.1.2 Nguồn cung cấp khí bể Cửu Long: 2

1.1.3 Nguồn cung cấp khí bể Nam Côn Sơn: 5

1.1.4 Miền Tây Nam Bộ 8

1.1.5 Nguồn khí nhập khẩu 10

1.2 Giới thiệu về giàn khai thác khí Lan Tây 13

1.3 Các phương pháp làm khô khí thiên nhiên 15

1.3.1 Hàm lượng nước trong khí hydrocarbon [3] 15

1.3.2 Các phương pháp làm khô khí thiên nhiên [1][2][3] 17

1.3.3 Quá trình tái sinh Glycol 20

1.4 Quy trình sản xuất khí trên giàn Lan Tây 25

1.4.1 Tổng quan quy trình sản xuất khí tại giàn Lan Tây [5] 25

1.4.2 Hệ thống hấp thụ sử dụng glycol trên giàn Lan Tây 28

1.4.3 Hệ thống tái sinh glycol 31

1.4.4 Yêu cầu kỹ thuật đối với khí đưa vào đường ống vận chuyển 49

1.4.5 Thành phần khí Lan Tây 50

Chương 2: Thực nghiệm 52

2.1 Đặt vấn đề 53

2.2 Mô phỏng 54

Chương 3: Kết quả và bàn luận 61

3.1 Thất thoát glycol theo nhiệt độ lean glycol 63

3.2 Thất thoát glycol theo áp suất lean glycol 65

3.3 Thất thoát glycol theo nhiệt độ của glycol trong reboiler 66

3.4 Thất thoát glycol theo nhiệt độ Reflux condenser 67

3.5 Thất thoát theo lưu lượng glycol 69

3.6 Thất thoát theo áp suất glycol flash drum 70

3.7 Thất thoát glycol theo nhiệt độ thiết bị ngưng tụ thu hồi solvent 71

Chương 4: Kết luận 73

Tài liệu tham khảo 77

Phụ lục 79

Chương 1: Tổng quan

1.1 Tình hình khai thác và tiêu thụ khí thiên nhiên tại Việt Nam [3] [11]

Hiện tại có hai nguồn cung cấp khí chính cho nhu cầu sử dụng khí của khu vực Miền Đông Nam Bộ là từ bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn; một nguồn cung cấp khí cho khu vực Miền Tây Nam Bộ từ bể Malay-Thổ Chu;

1.1.1 Miền Đông Nam Bộ

Khí từ bể Cửu Long là khí đồng hành được vận chuyển theo đường ống Rạng Đông – Bạch Hổ - Dinh Cố vào nhà máy xử lý khí Dinh Cố Khí từ nhà máy

xử lý khí Dinh Cố được dẫn theo đường ống đến Bà Rịa rồi từ Bà Rịa lên Phú Mỹ để cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại Bà Rịa và Phú Mỹ

Khí từ bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên từ các mỏ như Lan Tây, Lan

Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi và Mộc Tinh Hiện tại, khí từ bể Nam Côn Sơn được khai thác từ mỏ Lan Tây và vận chuyển vào bờ theo đường ống Lan Tây – Dinh Cố - Phú Mỹ để cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại Phú Mỹ và cho khu vực Đồng Nai, Tp Hồ Chí Minh khi đường ống Phú Mỹ - Hồ Chí Minh được đưa vào hoạt động

1.1.2 Nguồn cung cấp khí bể Cửu Long:

Lô 09-01 & 09-03: tính tới thời điểm ngày 15-06-09, khí đồng hành từ mỏ

Bạch Hổ đưa vào bờ cung cấp cho nhà máy điện Bà Rịa với sản lượng trung bình khoảng 1,4 triệu m3 khí/ngày, sản lượng khí đưa vào bờ và cung cấp cho nhà máy đạm Phú Mỹ 1,468,100 m3 khí/ngày

Sản lượng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ đạt 0.65 tỷ m3 khí vào năm 2009

và bắt đầu suy giảm từ năm 2010, sản lượng khí có khả năng cung cấp vào

bờ từ mỏ Bạch Hổ sẽ giảm xuống còn khoảng dưới 0,1 tỷ m3/ năm vào năm

2025 và dự kiến hết khả năng cung cấp vào năm 2026

Sản lượng khí đồng hành cung cấp từ 2009 đến 2025 được thể hiện tại biểu

Hình 1.1-1: Sản lượng cung cấp khí trong tương lai mỏ Bạch Hổ

Tại cụm mỏ Rồng – Đồi Mồi khả năng cung cấp khí ước tính bắt đầu từ năm

2010 là 1.31 tỷ m3/năm và giữ ở mức ổn định cho đến các năm tiếp theo Sản lượng cao nhất đạt 1.75 tỷ m3/năm tại năm 2012 đến năm 2024 (phương án cao), sau đó giảm dần cho đến hết năm 2032 chỉ còn đạt 0.2 tỷ m3/năm

Lô 09-2: Do Công ty điều hành chung Hoàn Vũ JOC điều hành từ tháng

12/02/2000 Sau khi đã phát hiện dầu tại cấu tạo Cá Ngừ Vàng, nhà thầu đã khoan 04 giếng thăm dò và thẩm lượng Trữ lượng khí đồng hành thu hồi ước tính khoảng 6,3 tỷ m3 khí Hiện nay, Hoàn Vũ JOC đang triển khai công tác khai thác với khả năng cung cấp khí đạt 0.28 tỷ m3 khí năm 2011 và giảm dần cho các năm sau Ước tính đến năm 2025 sản lượng khí chỉ còn 0.05 tỷ

m3/năm

Lô 15-1: Do Công ty điều hành Cửu Long JOC điều hành từ 20/10/1998 với

các mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng Hiện nay, sản lượng khai thác khí từ 2 mỏ này sụt giảm nhiều trung bình là 0.11 tỷ m3/năm trong vòng 7 năm Tổng sản lượng khí cao nhất vào năm 2010 và 2011 đạt 0.21 tỷ m3/năm Đến năm

2015, khả năng cung cấp khí sụt giảm nghiêm trọng chỉ còn khoảng 10 triệu

m3/năm và ngừng cung cấp khí từ năm 2016

Năm 2003, Cửu long JOC đã phát hiện mỏ khí tự nhiên Sư Tử Trắng với trữ lượng khí thu hồi khoảng 21,5 tỷ m3 Với dự báo khả năng cung cấp khí của

mỏ Sư Tử Trắng, thì mỏ này cung cấp lượng khí cao và ổn định kéo dài từ năm 2012 đến năm 2035 Khả năng cung cấp khí đạt cao nhất vào các năm

2019 đến 2030 với ước tính cao nhất là 1.53 tỷ m3/năm 2024

Lô 15-2 : Với phát hiện mỏ Rạng Đông và Phương Đông, sản lượng cung

cấp khí của lô này đạt cao nhất vào năm 2009 là 0.54 tỷ m3/năm Mỏ Rạng Đông dự báo khả năng cung cấp khí cho đến năm 2017 với sản lượng chỉ đạt 0.07 tỷ m3/năm Cho đến những năm tiếp theo, thì lô 15-2 ngừng cung cấp khí

Lô 16-1: Hoàng Long JOC đã tiến hành khoan 2 giếng thăm dò vào tháng 7

và tháng 10 năm 2002 Cho đến cuối tháng 12/2007 khu vực Lô 16-1 đã phát hiện được 04 mỏ dầu và khí đồng hành là:

Tê Giác Trắng Dầu và khí đồng hành

Lô 15-2/01: Ngày 26 tháng 04 năm 2005 tập đoàn dầu khí Việtnam (PVN)

2/01 có diện tích khoảng 2.800 km2, cách Vũng Tàu khoảng 20 km về phía Đông, mực nước biển khoảng 50 m, nằm trong trung tâm của bể Cửu Long Cho đến cuối tháng 12/2007 đã phát hiện 02 mỏ dầu và khí đồng hành là:

Hải Sư Trắng Dầu và khí đồng hành

Ước tính đến năm 2012 khi đưa mỏ khí tự nhiên Hải Sư Đen vào khai thác, tổng sản lượng khai thác đạt cao nhất vào năm 2013 là 0.33 tỷ m3/năm, sau

đó giảm đều cho các năm tiếp theo và ngừng cung cấp khí vào năm 2025 với sản lượng chỉ còn 0.05 tỷ m3/năm

Như vậy, tổng cung cấp khí bể Cửu Long được thể hiện như biểu đồ dưới đây:

Hình 1.1-2: Tổng sản lượng cung cấp khí bể Cửu Long

1.1.3 Nguồn cung cấp khí bể Nam Côn Sơn:

Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tại bể Nam Côn Sơn được bắt đầu từ năm

1991, các phát hiện tại bể Nam Côn Sơn (NCS) hầu hết là khí tự nhiên có trữ lượng lớn như Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Rồng Đôi và Mộc Tinh Các mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn, nằm cách xa bờ, thuộc khu vực biển nước sâu lại

phân bố khá rải rác nên việc phát triển đòi hỏi phải có kế hoạch tổng thể từ khâu phát triển mỏ, hệ thống đường ống và quy hoạch phát triển các hộ tiêu thụ Hệ thống đường ống Lan Tây - Long Hải - Dinh Cố – Phú Mỹ đã được xây dựng và đưa vào vận hành từ năm 2003, hiện nay đang đang vận chuyển khí của mỏ Lan Tây & Rồng Đôi / Rồng Đôi Tây vào bờ cung cấp cho các

hộ tiêu thụ tại Phú Mỹ với mức sản lượng khoảng 3,5 tỷ m3 khí / năm

Lô 06.1

Mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ thuộc lô 06.1 của bể Nam Côn Sơn, mỏ Lan Đỏ được phát hiện vào năm 1992 và mỏ Lan Tây được phát hiện vào năm 1993 Khí và Condensate của mỏ Lan Tây đang được khai thác và đưa vào bờ bằng đường ống Lan Tây – Dinh Cố vận chuyển 2 pha với mức sản lượng 3 tỷ m3khí/năm Do yêu cầu của các hộ tiêu thụ, một số thiết bị khai thác đã được nâng cấp, mở rộng để cung cấp tới 15 triệu m3 khí / ngày

Tổng khả năng cung cấp khí tại lô 06.1 được thể hiện qua bảng dưới đây:

Hình 1.1-3: Tổng sản lượng khí tại lô 06.1

Lô 11-2 : Lô 11-2 đầu tiên là một phần của Lô 11 đã được PVN chia thành 2

Lô 11-1 và 11-2 Công ty dầu khí quốc gia Hàn Quốc (KNOC) đã ký PSC Lô

Rồng Đôi Tây (RĐT) được phát hiện bằng giếng khoan RDT-1X năm 1996 Hiện nay mỏ Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây đang được khai thác và cung cấp bổ sung cho đường ống Nam Côn Sơn 1,31 tỷ m3 khí/năm Đây là mỏ lớn và quan trọng của khu vực Lô 11-2, có trữ lượng vào khoảng 24,24 tỷ m3 khí Ngoài mỏ Rồng Đôi/Rồng Đôi Tây, còn các mỏ khí khác là Rồng Vĩ Đại, Rồng Trẻ, Rồng Bay trữ lượng đang được thẩm định

Lô 05-2 & 05-3 : với phát hiện mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh ước tính sẽ đưa

vào khai thác vào năm 2013 kéo dài phát triển mỏ cho đến năm 2023 Ước tính khả năng cung cấp của 2 mỏ này ổn định tại mức cao, đạt 2 tỷ m3/năm

và giảm dần bắt đầu từ năm 2017 cho đến 2033 Theo số liệu Tập đoàn cung cấp đến năm 2033 chỉ đạt khoảng 0.35 tỷ m3/năm và ngừng cung cấp khí cho những năm tiếp theo

Tính đến thời điểm 2009 bể Nam Côn Sơn đã phát hiện và khai thác 17 mỏ dầu, khí, với tổng trữ lượng khí có khả năng thu hồi của bể Nam Côn Sơn vào khoảng 97,81 tỷ m3

Hình 1.1-4: Tổng sản lượng khí của bể Nam Côn Sơn

1.1.4 Miền Tây Nam Bộ

Khí từ bể Malay-Thổ Chu cụ thể là từ Lô PM3 và Mỏ Cái Nước với công suất khoảng 2,0 tỷ m3 khí/năm, cung cấp khí cho các nhà máy điện Cà Mau

1 & 2 và nhà máy Đạm Cà Mau (khi đường ống kết nối An Minh – Cà Mau được thực hiện, thì nhà máy điện Cà Mau 2 sẽ sử dụng khí của Lô B&52 Ô Môn)

Quy mô đường ống dài 298 km ngoài biển và 27 km trong bờ, đường kính ống 18 inch Hiện nay, hệ thống đường ống này đã hoàn thành và đưa vào sử dụng từ tháng 4 năm 2007, cung cấp 1,7 tỷ m3 khí/năm khí cho Nhà máy điện Cà Mau 1&2 (1500MW).Ngoài ra tại trạm phân phối khí Cà Mau còn

bố trí đầu chờ cho nhà máy đạm Cà Mau (công suất 800.000 tấn/năm, nhu cầu sử dụng khoảng 500 triệu m3 khí/năm ) và các hộ tiêu thụ công nghiệp tại Cà Mau

Bể trầm tích MaLay - Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam thềm lục địa Việt Nam trong Vịnh Thái Lan, có ranh giới tiếp giáp Campuchia, Malaysia và Thái Lan Bể có diện tích khoảng 400.000km2 Thái Lan và Malaysia đã tiến hành thăm dò dầu khí tại khu vực biển của mình từ đầu những năm 70 và thu được kết quả rất khả quan Thái Lan đã tìm thấy khá nhiều mỏ khí như Erawan, Banpot, Santun, Lpantong, Kaphong, Funan, Bongkot nằm theo hướng Tây

và Tây Bắc Lô 50 và 51 Còn Malaysia cũng phát hiện hàng loạt các mỏ khí thương mại tại khu vực Vịnh Thái Lan như Bintang, Laurut và PM3-CAA vv

Phía Việt Nam, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được bắt đầu từ những năm đầu của thập kỷ 90 và cũng đạt được nhiều kết quả rất đáng kể Hơn 63% các giếng thăm dò đã phát hiện thấy dầu, khí và đến nay đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ở các Lô có tiềm năng như PM3-CAA; Lô B-Ô môn, 48/95, 52/97; 46-Cái Nước; 46/2 (Sông Đốc, Khánh Mỹ ), 50,51

Lô PM3-CAA: Các nguồn khí thuộc Lô PM3-CAA chủ yếu là khí tự nhiên,

có hàm lượng CO2 cao Lô PM3-CAA nằm trong vùng thoả thuận thương mại giữa Việt Nam và Malaysia trong khu vực Vịnh Thái Lan Công tác TDKT được thực hiện theo hợp đồng PSC ký ngày 24/08/1993, trong đó nhà thầu Talisman Malaysia Ltd là nhà điều hành

Báo cáo khả năng cung cấp khí tại lô này trung bình khoảng 1.35 tỷ m3/năm

Dự án phát triển lô này còn được cung cấp lượng khí lấy bù vào khoảng 0.34

tỷ m3/năm đưa tổng trữ lượng có khả năng khai thác lên đến 1.4 tỷ m3/năm

Lô 46-2 : Nhà thầu đã khoan 11 giếng tìm kiếm thăm dò trên các Lô 46 và

kết quả đã tìm thấy dấu hiệu của dầu và khí trong 7 giếng thuộc các cấu tạo: Minh Hải, U Minh, Đầm Dơi, Rạch Tầu, U Minh, Cụm mỏ Sông Đốc, Phú Tân và Khánh Mỹ Tổng tiềm năng trữ lượng của các Lô này được đánh giá vào khoảng 12,12 tỷ m3 khí

Ngày 01/02/2002, hợp đồng liên doanh điều hành chung đã được ký kết giữa PVEP, Talisman và Petronas (gọi tắt là Trường Sơn JOC) để tiếp tục TKTD

Lô 46/2, 50 và 51 Bằng giếng khoan Sông Đốc, nhà thầu đã tìm thấy phát hiện dầu Sông Đốc với trữ lượng tại chỗ khoảng 0,61 tỷ m3 khí đưa tổng trữ lượng khí có thể thu hồi cả khu vực Sông Đốc - Phú Tân - Rạch Tàu - Khánh

Mỹ vào khoảng 8,5 tỷ m3 Hiện tại nhà thầu đã có báo cáo trữ lượng được Chính phủ phê duyệt và đang phát triển mỏ và dự kiến thác khí vào khoảng

2015

Tổng dự báo khả năng cung cấp khí tại đường ống PM3-CM được thể hiện như biểu đồ sau :

Hình 1.1-5: Tổng sản lượng cung cấp khí tại đường ống PM3-CM

Lô B, 48 & 52 : Phát triển với đường ống Lô B – Ô môn dự tính đưa vào

khai thác vào năm 2013 với trữ lượng 0.81 tỷ m3/năm (khí Hydrocarbon), và 0.98 tỷ m3/năm (khí chứa 21% khí trơ) Các năm tiếp theo, khả năng cung cấp khí tự nhiên của lô này tăng lên cao khoảng 4.18 tỷ m3/ năm và 5.06 tỷ

m3/năm đối với khí chứa 21% khí trơ

1.1.5 Nguồn khí nhập khẩu

Dựa vào Bảng cân đối cung cầu khí cho khu vực Nam Bộ, ta thấy khu vực Tây Nam Bộ sẽ thiếu hụt khoảng 1 tỷ m3/năm; khu vực Đông Nam Bộ thiếu khoảng 1.5 tỷ m3/năm (cho các phương án cung có khả năng, cầu cơ sở và giả thiết PVN không cấp khí sau 20 năm cho các nhà máy điện của EVN, BOT & HP) Lượng khí thiếu hụt này có thể được đảm bảo thông qua việc nhập khẩu khí bằng đường ống hoặc nhập khẩu LNG bằng các tàu chứa LNG

1.1.5.1 Phương án nhập khẩu khí bằng đường ống-Nối mạng đường ống

khu vực Đông Nam Á (TAGP):

Song song với việc triển khai dự án đường ống Block B – Ô Môn, khí tự nhiên có thể được nhập khẩu bằng đường ống từ mỏ Natuna – Indonesia

Jakarta 683 dặm về phía Bắc, và cách đảo Natuna 140 dặm về phía Đông Bắc Mỏ được phát hiện năm 1973 ở độ sâu 150m với trữ lượng tại chỗ ước tính 222 TCF (6286 BCM) trong đó trữ lượng khí tự nhiên có thể thu hồi

kỹ thuật vào khoảng 46 TCF (1302 BCM) hiện đang là mỏ khí tự nhiên lớn nhất Đông Nam Á Vị trí mỏ khá thuận lợi cho việc cung cấp khí cho các nước trong khu vực theo hệ thống đường ống cung cấp khí TAGP

Hình 1.1-6: Vị trí mỏ Natuna-D Alpha

Theo báo cáo sơ bộ, đã được PVN phê duyệt theo công văn số DKVN ngày 12 tháng 2 năm 2008 về phương án mua khí mỏ Natuna D Alpha của Indonesia Theo đó có 03 phương án nhập khẩu khí tương ứng với khối lượng nhập khẩu là 5 tỷ m3 khí/năm, 7 tỷ m3 khí/năm & 10 tỷ

907/QĐ-m3/năm

Theo cân đối cung cầu khu vực Nam Bộ theo phương án mở rộng hai, nhu cầu khí cho 9 NMĐ Miền Nam (từ Miền Nam 1 đến Miền Nam 9) khoảng 7,2 tỷ m3 khí/năm Với công suất nhập khẩu khí bằng đường ống TAGP ở trên sẽ đáp ứng được nhu cầu khí của khu vực Nam Bộ

1.1.5.2 Giải pháp nhập khẩu LNG

Bên cạnh phương án nhập khẩu khí bằng đường ống, một phương án đang được cân nhắc là nhập khẩu LNG (thông qua các tàu chứa LNG có sức chứa trên 55 nghìn tấn)

Hiện nay, các nước thuộc khu vực Đông Nam Á như Indonesia, Malaysia, Brunei xuất khẩu LNG với sản lượng rất lớn Theo thống kê năm 2004 của Aker Kvafrner sản lượng LNG xuất khẩu như sau:

Như vậy, nguồn nhập khẩu LNG là rất lớn, vấn đề gặp khó khăn ở chỗ hiện nay chưa có một cảng nào có thể tiếp nhận tàu chứa LNG (lớn hơn 55.000 DWT), chưa có một kho chứa LNG để có thể tiếp nhận LNG nhập khẩu, trước khi hoà mạng khí vào đường ống cung cấp cho các hộ tiêu thụ

1.1.5.3 Giải pháp nhập khẩu CNG

CNG (Compressed Natunal Gas) là khí tự nhiên nén ở áp suất khoảng 200 Barg, nhiệt độ môi trường CNG nhập khẩu thông qua các tàu, hiện nay Indonesia là nước xuất khẩu CNG lớn nhất khu vực Đông Nam Á CNG sẽ được sử dụng thay cho khí các hộ tiêu thụ, đặc biệt là các nhà máy điện Hệ thống nhập khẩu CNG như sau: CNG từ các tàu chứa thông qua hệ thống tiếp nhận khí và giảm áp suất xuống khoảng 60 Barg, sau đó hoà vào mạng đường ống cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ

Vấn đề khó khăn hiện nay là chưa có hệ thống tiếp nhận các tàu CNG, chưa

cảng cũng là vấn đề khó thực hiện được (chi phí rất lớn), không chủ động

về tính liên tục của nguồn khí cung cấp, trừ khi có hệ thống kho chứa, vì thế giá thành khí sẽ cao hơn nhiều so với giải pháp nhập khẩu khí bằng đường ống TAGP

1.2 Giới thiệu về giàn khai thác khí Lan Tây

Năm 1992 hai mỏ khí Lan Tây và Lan Ðỏ đã được phát hiện tại Lô 06.1 thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn có trữ lượng 58 tỷ mét khối cách bờ biển Vũng Tàu 370 km về phía đông nam Một trữ lượng khí quan trọng cũng đã được phát hiện tại các mỏ Hải Thạch, Mộc Tinh và Kim Cương Tây tại lô 05.2 và 05.3 gần lô 06.1

Hình 1.2-1: Giàn khai thác khí Lan Tây

Những phát hiện này mở ra một cơ hội to lớn trong việc hình thành và phát triển ngành công nghiệp khí quốc gia của Việt Nam, cung cấp một nguồn năng lượng mới, vừa sạch vừa rẻ Hai mỏ Lan Tây - Lan Ðỏ có khả năng cung cấp một sản

lượng khí trung bình 3 tỷ m3/năm cho các nhà máy điện trong khoảng 20 năm để tạo

ra 12 tỷ kw/h điện mỗi năm, tương đương với khoảng 25% nhu cầu sử dụng điện năng hiện thời của Việt Nam Mỏ Lan Tây đã được đưa vào vận hành từ cuối năm

2002 và hiện nay cung cấp khoảng 4 tỷ m3/năm, công suất tối đa là 15 triệu

Bach Ho

Dai Hung

Cuu Long Basin

Phu My Power &

Industrial zone

26” 370 km 2-phase pipeline

Lan Do

Subsea wells

Vung Tau

Rong Doi 11.2

1.3 Các phương pháp làm khô khí thiên nhiên

1.3.1 Hàm lượng nước trong khí hydrocarbon [3]

Hàm lượng nước bão hoà trong khí phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần của khí Ảnh hưởng của thành phần tỉ lệ với độ tăng áp suất và đặc biệt quan trọng nếu trong khí có chứa CO2 và H2S Đối với khí khô, nhẹ chứa trên 70% methane và hàm lượng nhỏ các hydrocarbon nặng, có thể sử dụng giản đồ sau để xác định hàm lượng nước trong khí dựa vào nhiệt độ đọng sương (water dewpoint - WDP)

Hình 1.3-1: Hàm lượng nước trong khí [3]

1.3.2 Các phương pháp làm khô khí thiên nhiên [1][2][3]

Nước là tạp chất phổ biến nhất trong dòng khí Sự có mặt của nước trong khí có thể tạo các hydrate gây tổn hại đường ống vận chuyển, đồng thời gây hỏng hóc và cản trở quá trình vận hành của các thiết bị trong quá trình chế biến khí (như bơm, quạt, máy nén…) Do đó, người ta tiến hành khử nước (dehydrate) khỏi hỗn hợp khí thiên nhiên nhằm ngăn ngừa sự tạo thành hydrate trong hệ thống Phương pháp loại nước đơn giản nhất là làm lạnh khí xuống nhiệt độ bằng hoặc thấp hơn nhiệt độ đọng sương của khí Phần lớn nước đi kèm theo khí đã được tách bằng các phương pháp đơn giản như bình tách, hoặc ở gần đầu giếng Tuy nhiên, việc tách hơi nước lẫn trong khí đòi hỏi các phương pháp xử lý phức tạp hơn

Về phương diện thương mại có ba phương pháp dehydrate như sau:

- Phương pháp hấp thụ: dùng hệ thống khử nước bằng Glycol (glycol dehydration)

- Phương pháp hấp phụ: dùng rây phân tử, silica gel hay oxide nhôm hoạt tính

- Phương pháp ngưng tụ: Làm lạnh bằng cách tiêm glycol hoặc methanol

1.3.2.1 Phương pháp hấp thụ

Glycol dehydration là phương pháp làm khô khí phổ biến nhất để đạt được các đặc tính kỹ thuật của khí thương phẩm cũng như các yêu cầu của mỏ khai thác (khí nâng, nhiên liệu sử dụng trên giàn…) Với phương pháp hấp thụ có thể đạt được khí

có hàm lượng nước rất thấp (0.1 ppm hoặc nhỏ hơn)

Bốn loại glycol được sử dụng để làm khô khí gồm có:

- Monoethylene glycol (MEG), hay thường gọi là ethylene glycol (EG)

- Diethylene glycol (DEG)

- Triethylene glycol (TEG)

- Tetraethylene glycol (TREG)

Tất cả các loại glycol đều rất hút ẩm, do đó chúng có khả năng lôi cuốn nước ra khỏi hỗn hợp khí

Để lựa chọn loại glycol phù hợp, người ta dựa vào các tính chất sau đây:

- Độ nhớt

- Áp suất hơi

- Khả năng hoà tan trong hydrocarbon

Trong hệ thống dehydrate bằng phương pháp hấp thụ, dung môi (ở đây là glycol) phải thoả mãn các tính chất sau đây:

- Hút ẩm mạnh

- Không ăn mòn

- Không bay hơi

- Dễ tái sinh

- Không tan trong hydrocarbon lỏng

- Không tác dụng với hydrocarbon, CO2 và các hợp chất lưu huỳnh

Nhiều loại glycol gần thoả mãn tất cả các tính chất trên, tuy nhiên gần như 100% hệ thống glycol dehydration sử dụng TEG

So với DEG và TEG, dung dịch EG có nhiệt độ đông đặc thấp, khả năng ngăn ngừa

sự tạo thành hydrate là cao nhất, độ nhớt thấp nhất Tuy nhiên độ hoà tan của các hydrocarbon trong EG cao hơn, áp suất hơi của EG cao hơn do đó bị mất mát nhiều trong quá trình làm việc Vì vậy EG rất ít được sử dụng trong các hệ thống glycol dehydration

DEG rẻ hơn và đôi khi được sử dụng vì lý do này Nhưng thực ra sử dụng DEG không kinh tế vì so với TEG, DEG tổn thất nhiều hơn do bị cuốn theo khí (carry-over) và cho độ giảm điểm sương kém hơn, tái sinh khó khăn hơn

TREG có độ nhớt cao và đắt tiền hơn các loại khác Điểm vượt trội duy nhất là áp suất hơi thấp nhờ đó giảm được tổn thất do carry-over TREG rất hiếm khi được dùng và chỉ áp dụng cho hệ thống glycol dehydration dùng để xử lý khí có nhiệt độ lớn hơn 50oC

Trong những năm gần đây có một số nơi sử dụng propylene glycol (PG) PG là loại glycol ít độc hại nhất ít lôi cuốn các chất thơm hơn Tuy nhiên PG lại có áp suất hơi cao hơn nhiều so với TEG và điểm bốc cháy (flash point) thấp hơn nhiều

1.3.2.2 Phương pháp hấp phụ

Phương pháp hấp thụ được dùng khi cần phải làm khô khí với độ hạ điểm sương tới

100 - 120oC và khí sau sấy có điểm sương rất thấp (-60 -> -90oC) Các chất hấp phụ thông dụng là silicagel, oxide nhôm hoạt tính, boxide hoạt tính, zeolite 4A và 5A Các chất hấp phụ đều có bề mặt riêng lớn, từ 200 - 800 m2/g Điểm sương (Water dewpoint - WDP) của khí sản phẩm phụ thuộc vào chất hấp phụ đã chọn và công nghệ thiết kế Khi tính toán thiết kế sơ đồ công nghệ sử dụng giá trị điểm sương có thể đạt được với các chất hấp phụ thông thường như trình bày trong Bảng 1.3-1 dưới đây

Bảng 1.3-1: Độ giảm nhiệt độ điểm sương phụ thuộc vào chất hấp phụ [2]

Trong quá trình làm việc, khả năng hấp phụ của chất hấp phụ bị giảm dần do tạo cốc trên bề mặt, đặc biệt lớp trên cùng bị giảm hoạt tính nhanh nhất Vì vậy sau một thời gian (khoảng 2 - 5 năm) phải thay chất hấp phụ mới

1.3.2.3 Phương pháp ngưng tụ

Phương pháp ngưng tụ được sử dụng rộng rãi với các mức độ làm lạnh ôn hoà hoặc trong các đường ống vận chuyển Một chất ức chế như glycol hay methanol được dùng để ngăn ngừa sự tạo thành hydrate, nhưng thực tế cơ chế của quá trình tách nước trong trường hợp này là làm ngưng tụ Monoethylene glycol là loại glycol được sử dụng rộng rãi nhất trong các hệ thống tiêm glycol

Độ giảm nhiệt độ tạo hydrate do chất ức chế được xác định bằng phương trình Hamerschmidt [1]:

M là khối lượng phân tử chất ức chế

K là hằng số (K=2335 với methanol, K=4200 với glycol)

Luận văn này sẽ nghiên cứu về quá trình dehydrate bằng cách hấp thụ vì đây là phương pháp được dùng trên giàn Lan Tây

1.3.3 Quá trình tái sinh Glycol

Dung dịch glycol trước khi hút nước được gọi là lean glycol, sau khi tiếp xúc với khí ẩm được gọi là rich glycol

Thiết bị tái sinh bao gồm một nồi sôi (reboiler), một cột tĩnh (still column) và trong

một số trường hợp có cột stripping gas Nồng độ của lean glycol được điều khiển

bởi nhiệt độ và áp suất của reboiler và việc sử dụng stripping gas

Hình 1.3-2- Hệ thống tái sinh glycol cơ bản

1.3.3.1 Hệ thống tái sinh sử dụng stripping gas

Hình 1.3-3: Hệ thống tái sinh glycol sử dụng stripping gas

Một hệ stripping gas điển hình được trình bày trong Hình 1.3-3 Các khí trơ đều có thể sử dụng để làm chức năng tách nước ra khỏi glycol Một phần khí được tách nước sau khi đi qua glycol contactor, hay khí thải ra từ bơm glycol dùng khí đều thích hợp để sử dụng Lượng khí cần để cung cấp cho hệ thống này là nhỏ Stripping gas có để được đưa trực tiếp vào reboiler hay cột stripping giữa reboiler

và surge tank Theo lý thuyết, thêm khí vào stripping column giữa reboiler và surge tank là thích hợp và yêu cầu lưu lượng stripping gas thấp hơn Nếu đưa trực tiếp vào reboiler, thường sử dụng đường ống phân phối dọc theo đáy reboiler

1.3.3.2 Hệ thống tái sinh DRIZO

Hình 1.3-4: Hệ thống Drizo

Một lựa chọn thay thế stripping gas là sử dụng một loại vật liệu như isooctane, thường gọi là solvent (Hình 1.3-4) Vật liệu này bay hơi ở nhiệt độ trong reboiler nhưng có thể ngưng tụ và tách ra khỏi nước trong bộ tách ba pha Solvent sau đó sẽ được bơm trở lại regenerator để thực hiện nhiệm vụ stripping Có tên thương mại là DRIZO, thiết bị này có ưu điểm là cho hàm lượng stripping solvent cao với rất ít hydrocarbon xả ra ngoài ở dạng khí Nồng độ glycol có thể đạt hơn 99.99% với quy trình DRIZO Quy trình này còn có ưu điểm ngưng tụ và thu hồi hydrocarbon thơm

từ đỉnh cột tĩnh Thực tế, những thiết bị này thường hoạt động với stripping solvent chứ không phải là isooctane, trong đó solvent là một hỗn hợp của hydrocarbon thơm, naphtalen và paraphin C5 – C10

1.3.3.3 Hệ thống tái sinh COLDFINGER

Hình 1.3-5: Hệ thống COLDFINGER

Hình 1.3-5 trình bày giải pháp tái sinh khác là COLDFINGER Quy trình COLDFINGER làm tăng hàm lượng glycol bằng môi trường lạnh (thường giàu glycol) thông qua 1 “ngón tay” lạnh đưa vào surge drum tại vùng bay hơi Nhờ môi chất lạnh, hỗn hợp hơi của TEG và nước (giàu nước) được ngưng tụ và sau đó được rút ra khỏi surge drum bằng một máng xối dưới “ngón tay lạnh” và tuần hoàn lại cột tái sinh Nhở đó áp suất riêng phần của nước trong vùng bay hơi của surge drum thấp hơn và hàm lượng tinh glycol tăng lên Thiết bị COLDFINGER giúp đạt nồng

độ TEG từ 99.5 đến 99.9% mà không cần sử dụng stripping gas mặc dù có 1 lượng

1.4 Quy trình sản xuất khí trên giàn Lan Tây

1.4.1 Tổng quan quy trình sản xuất khí tại giàn Lan Tây [5]

Quy trình sản xuất khí trên giàn Lan Tây có thể được biểu diễn một cách đơn giản như trong Hình 1.4-1

Hình 1.4-1: Sơ đồ quy trình công nghệ trên giàn Lan Tây

Khí được đưa lên từ giếng sẽ đi qua thiết bị phân tách (Separator) để phân riêng khí, nước và condensate Khí đi ra khỏi separator sẽ đến thiết bị tiếp xúc với glycol (glycol contactor) để làm khô khí đến điểm sương dưới -10oC (đối với áp suất 70barg) Sau đó khí được đưa qua máy nén, đi qua hệ thống đo đếm và cuối cùng đi vào đường ống vận chuyển 2 pha Ở đây khí và condensate sẽ được vận chuyển chung về bờ

Glycol sau khi tiếp xúc với khí sẽ được tái sinh trong hệ thống DRIZO như trên Hình 1.4-2 và 1.4-3 Có thể mô tả khái quát quá trình tái sinh theo lưu đồ dưới đây

Gas Compression Module

Lan Tay Production Separator

Glycol Regen Package

Glycol contactor

Glycol contactor

Condensate Export pumps A/B (future)

Future Condensate Coalescer

FC

LC

Condensate Cooler

Plate pack

separator

Condensate booster pump (A/B)

PWT

LC

Custody gas metering Export sphere launcher

PC PC

PC

2-phase 26” pipeline to shore

Future sea

water cooler (To flare)

Gia nhiệt tại glycol Heat exchanger

Tách nước tại cụm Reboiler

Chứa tại Surge drum

Làm nguội tại Glycol

Heat exchagner

Bơm

Làm nguội tại Glycol

Solvent Làm

nguội

Tách

Xả ra Flare

Xả ra hệ thống nước thải

Hình 1.4-2: Hệ thống tái sinh Glycol theo công nghệ DRIZO - Phần Glycol

Hình 1.4-3: Hệ thống tái sinh Glycol theo công nghệ DRIZO - Phần Solvent

1.4.2 Hệ thống hấp thụ sử dụng glycol (Glycol dehydration) trên giàn Lan

Tây

Hệ thống hấp thụ bao gồm thiết bị tiếp xúc (glycol contactor) và các đường ống phụ trợ Thiết bị tiếp xúc là một bình thẳng đứng dạng cột chêm cấu trúc (structured packing) có tác dụng loại bỏ nước trong dòng khí đi vào để đạt chỉ tiêu kỹ thuật của đường ống vận chuyển Lean glycol được bơm tuần hoàn vào contactor và được tái sinh bởi quy trình Drizo Hệ thống hấp thụ được vận hành ở các điều kiện khác nhau về lưu lượng, áp suất và nhiệt độ trong suốt vòng đời của mỏ khí

Bộ phận làm khô bao gồm cột chêm cấu trúc và máng phân phối glycol Khí vào sẽ

đi lên phần packing và được làm khô bởi glycol ở đây Structured packing làm gia tăng diện tích tiếp xúc giữa khí và glycol Glycol sẽ hấp thụ hơi nước trong dòng khí Rich glycol đi ra ở đáy bình và được dẫn đến hệ thống tái sinh Khí khô đi ra khỏi phần packing và đi qua bộ phận lọc sương để loại bỏ các giọt glycol lỏng lẫn trong khí Chiều cao của cột chêm là 6 m, các miếng chêm được làm bằng thép không gỉ SS136L

Lean glycol chảy vào bình tiếp xúc và máng phân phối phía trên cột chêm Máng được đặt ngay bên trên cột chêm và thấp hơn bộ phận lọc sương 1.2 m, phân phối đều lean glycol để làm ướt đầy đủ cột chêm phía dưới

Bộ phận lọc sương có hai lớp loại mắt lưới (mesh type) đặt trên đỉnh của bình, có chiều dày là 0.3 m, dùng để tách các giọt glycol bị cuốn theo dòng khí Lớp lọc sương phía dưới được làm bằng thép không gỉ SS316L dùng để lọc thô Lớp bên trên có đường kính nhỏ hơn, dùng để tách các giọt mịn

1.4.2.2 Quy trình vận hành

Glycol contactor làm việc trên nguyên tắc hấp thụ nước trong khí ẩm thông qua sự tiếp xúc ngược chiều của hai dòng khí và TEG Water dewpoint của dòng khí ra là một hàm số của nồng độ lean glycol ở điều kiện vận hành Lean glycol được cung cấp bởi hệ thống tái sinh, còn rich glycol được dẫn đến hệ thống tái sinh, tạo thành một vòng lặp

Khí được tách ra bình tách (production separator) đi vào glycol contactor ở phía dưới lớp chêm Dòng khí đi lên sẽ tiếp xúc với dòng glycol đang chảy xuống tại cột chêm, nhờ đó nước trong khí được hấp thụ Sau đó khí đi ra khỏi cột chêm và đi qua hai lớp tách sương ở bên trên

1.4.2.3 Thông tin thiết bị:

Đường kính trong: 2800 mm

Vật liệu: được phủ SS316L cho phần đáy bình đến cách đáy lớp chêm 1m

Áp suất thiết kế: 155 barg/FV

Nhiệt độ thiết kế: 200/-25oC

1.4.3 Hệ thống tái sinh glycol

Khí ướt trong bình tách được hấp thụ nước trong bình glycol contactor Glycol giàu nước (rich glycol) từ đáy bình contactor được tuần hoàn đến hệ thống tái sinh để tách nước

Hệ thống tái sinh glycol sử dụng quy trình Drizo Rich glycol đi ra khỏi contactor được lọc và gia nhiệt bước đầu ở reflux condenser, sau đó glycol được tách ở flash drum, tiếp theo được gia nhiệt tại glycol/glycol heat exchanger trước khi đi vào cột tái sinh

Trong cột tái sinh, rich glycol được dẫn qua glycol stripper để cô đặc trong bình glycol reboiler Tại đây nước được tách ra và rich glycol trở thành semi-lean glycol, nồng độ nước trong glycol tại đây còn khoảng 2% khối lượng Dòng glycol này sẽ chảy tràn qua bình lean glycol stripper và được tiếp xúc với hơi solvent nóng và khô

để hấp thụ phần nước còn lại Sau đó lean glycol được làm nguội và bơm ngược trở lại glycol contactor Nước trong lean glycol chỉ còn dưới 0.5% khối lượng

Hệ thống còn bao gồm thiết bị ngưng tụ solvent và nước (solvent-water condenser)

để thu hồi hydrocarbon ngưng tụ, trong đó có một số hợp chất thơm Trong suốt quá trình vận hành, một phần solvent được thu hồi, làm bay hơi và sử dụng để tách phần nước còn lại trong lean glycol

1.4.3.1 Cụm Flash Drum

1.4.3.1.1 Bộ lọc Rich glycol

Bộ lọc gồm có 2 filters, một vận hành và một ở chế độ stand-by Chức năng của bộ lọc là ngăn ngừa các tạp chất làm tắt nghẽn các bề mặt truyền nhiệt trong hệ thống