Báo cáo đồ án thực tập chuyên ngành nhà máy dinh cố (PVG)

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆTNAMKHOA CNKT-NNCNC Độc Lập – Tự Do – Hạnh Phúc NHIỆM VỤ THỰC TẬP Đơn vị thực tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Đề tài: Công nghệ

Hệ đào tạo: Đại học

Ngành: Công nghệ kỹ thuật hóa học

Chuyên ngành: Công nghệ kỹ thuật hóa học

Khoá học: 2018

Đơn vị thực tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆTNAM

KHOA CNKT-NNCNC Độc Lập – Tự Do – Hạnh Phúc

NHIỆM VỤ THỰC TẬP

Đơn vị thực tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố và tháp tách C – 02

Tìm hiểu về lịch sử phát triển và mô hình tổ chức của cơ sở sản xuất.

Tìm hiểu quy trình và thiết bị sản xuất sản phẩm.

Các nguyên liệu đang sử dụng tại cơ sở sản xuất.

Sản phẩm, các yếu tố ảnh hưởng đến chất lượng và các phương pháp kiểm tra chất lượng sản phẩm.

Các sự cố có thể xảy ra trong quá trình sản xuất.

2 Ngày bắt đầu thực hiện: 01/11/2020

LỜI CẢM ƠN

Sau một thời gian thực tập và tìm hiểu về tình hình hoạt động sản xuất kinhdoanh của nhà máy xử lý khí Dinh Cố, trực thuộc Công ty TNHH chế biến và kinhdoanh các sản phẩm khí (PVGAS) Tuy thời gian ngắn nhưng việc thực tập tại đây

đã giúp chúng em cũng cố được phần kiến thức ở trường Qua đó cũng bổ sungnhững hiểu biết về thực tế hoạt động sản xuất, chức năng nhiệm vụ của từng phânxưởng trong nhà máy Việc hoàn thành bài báo cáo này đã kết thúc quá trình đạo tạocủa nhà trường

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố, chúng em đã được

sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán bộ nhà máy

Chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến anh Võ Quốc Thưởng đãhướng dẫn chúng em hoàn thành quá trình thực tập

Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong Bộ môn Công nghệ

Kỹ Thuật Hóa Học, trường Đại học Bà Rịa – Vũng Tàu đã truyền đạt kiến thức,giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với quy trình sản xuất thực tế Đặc biệt là cô TốngThị Minh Thu đã tận tình giúp đỡ, chỉ dạy chúng em trong đợt thực tập này

Cuối cùng, chúng em rất cảm ơn ban lãnh đạo Công ty chế biến Khí VũngTàu, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và tạo điều kiện cho chúng em hoànthành tốt đợt Thực tập Chuyên ngành

NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẨN

1 Thái độ, tác phong khi tham gia thực tập

2 Kiến thức chuyên môn

3 Nhận thức thực tế

4 Đánh giá khác

5 Đánh giá kết quả thực tập

Vũng Tàu, ngày tháng năm 2020

Giảng viên hướng dẫn

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN II LỜI NÓI ĐẦU III

CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY 1

1.1 Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy 1

1.1.1 Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas 1

1.1.2 Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố 2

1.1.3 Nguyên liệu đầu vào 6

1.1.4 Chức năng và nhiệm vụ 7

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

1.2 Sản phẩm chính, phụ của nhà máy 8

1.2.1 Khí thương phẩm 8

1.2.2 Khí hóa lỏng (LPG) 10

1.2.3 Condensate 11

CHƯƠNG 2 CHẾ ĐỘ VÀ CÔNG NGHỆ VẬN HÀNH 13

2.1 Chế độ vận hành của nhà máy 13

2.1.1 Nguyên lý vận hành 13

2.1.2 Các chế độ vận hành của nhà máy 13

2.1.3 Các chế độ vận hành 14

2.1.4 Chế độ vận hành hiện tại của nhà máy (GPP CHUYỂN ĐỔI)23 2.2 CÔNG NGHỆ CỦA NHÀ MÁY 26

2.2.1 Các thiết bị chính của nhà máy 26

2.2.2 Quy trình cô lập 30

2.2.3 An toàn trong vận hành 33

CHƯƠNG 3 PHÂN ĐOẠN TÁCH LPG TỪ THÁP TÁCH C-02 35

3.1 Sơ lược về tháp tách C – 02 35

3.1.1 Chức năng: 35

3.1.2 Điều kiện hoạt động của tháp tách C-02 35

3.1.3 Cấu tạo của tháp tách C – 02 35

3.1.4 Giới thiệu quy trình của tháp tách C-02 37

3.1.5 Mô tả hoạt động 37

3.2 Các sự cố thường gặp trong quá trình vận hành và cách xử lý 38

3.2.1 Tháp C-02 thường bị ngập trong các trường hợp sau: 38

3.2.2 Các hành động xử lý khắc phục: 38

KẾT LUẬN 44

TÀI LIỆU THAM KHẢO 45

DANH MỤC CÁC BẢNG, SƠ ĐỒ, HÌNH

DANH MỤC BẢ

Bảng 1 1 Thành phần khí vào nhà máy 6

Bảng 1 2 Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố 9

Bảng 1 3 Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô 9

Bảng 1 4 Các thông số kỹ thuật của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố 10

Bảng 1 5 Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở chế độ khác nhau 11

Bảng 1 6 Sản lượng condensate thu được khi vận hành ở chế độ khác nhau 12Y Bảng 2 1 Các bước thực hiện quy trình cô lập khi nhà máy bị sự cố 31

DANH MỤC SƠ Sơ đồ 1 1 Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự của nhà máy xử lý khí Dinh Cố 4

Sơ đồ 2 1 Sơ đồ công nghệ của chế độ AMF 16

Sơ đồ 2 2 Sơ đồ công nghệ của chế độ MF 19

Sơ đồ 2 3 Sơ đồ công nghệ của chế độ GPP 22

Sơ đồ 2 4 Sơ đồ công nghệ của chế độ GPP chuyển đổi 25Y Sơ đồ 3 1 Sơ đồ công nghệ P&ID của tháp C – 0 36

DANH MỤC HÌNH Hình 2 1 Thiết bị Slug – catcher 26

Hình 2 2 Thiết bị tách V – 03 27

Hình 2 3 Hệ thống Ejector 29

Hình 2 4 Cụm Turbo - Expander 30

YHình 3 1 Cấu tạo tháp C-02 35

KÝ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT

PVN: Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam

PV GAS: Tổng Công ty Khí Việt Nam

KVT: Công ty chế biến khí Vũng Tàu

KĐN Công ty vận chuyển khí Đông Nam Bộ

GPP: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

AMF: Absolute Minimum Facility

MF: Minimum Facility

GPP: Gas Processing Plant

LPG: Liquefied Petroleum Gases

BUPRO: Hỗn hợp butane và propane

LỜI NÓI ĐẦU

Hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm và chú trọng pháttriển Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch của một quốc gia, nó tác độngtích cực đến việc phát triển kinh tế cũng như quốc phòng Việt Nam là quốc gia giàutiềm năng về dầu khí, tuy chỉ mới bước đầu khai thác và phát triển, tiềm năng vềkhai thác và chế biến dầu chưa thật sự phát triển Tuy nhiên nền công nghiệp khíViệt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêu dùngtrong nước

Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nóichung và năng lượng khí nói riêng phát triển với tốc độ khá nhanh và bền vững.Tháng 10 năm 1998, nhà máy xử lý khí Dinh Cố đi vào hoạt động, đánh dấu bướcphát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí Việt Nam

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố trực thuộc công ty PV GAS là đơn vị trực thuộctập đoàn dầu khí quốc gia việt nam (PETROVIETNAM) hoạt động trong lĩnh vựcvận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí Là nơi chế biến và cung cấptoàn bộ các sản phẩm khí cho toàn khu vực miền nam, cũng như trên toàn quốc.Công ty đã không ngừng phát triển nhằm nâng cao chất lượng sản phẩm, ổn định thịtrường, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước cũng như xuất khẩu Phấn đấu để trởthành đơn vị đi đầu trong việc phát triển kinh tế, xây dựng đất nước ngày một phồnvinh

CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY 1.1 Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy

1.1.1 Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas

Web : www.pvgas.com.vn/; www.1084.com.vn/web/pvgas

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

Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ

-Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt

bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máyđiện Bà Rịa

Tháng 10 năm 1999, PVGas vận hành nhà máy xử lý khí Dinh Cố và Kho cảngThị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ Dự án khí Bạch Hổ Việc hoàn thànhtoàn bộ Dự án khí Bạch Hổ giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG vàCondensate cho thị trường nội địa

Tháng 11 năm 2002, Dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm giatăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khu vực miền Nam,Việt Nam

Đến ngày 04/04/2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ và cung cấp cho cácnhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PVGAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.

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

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

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

1.1.2 Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố

Hình 1 2 Cụm chế biến khí của nhà máy Dinh CốNhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng công ty khí Việt Nam (Petro Việt Namgas) Được xây dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC(Samsung Engineering Co Ltd và NNK) Công suất thiết kế ban đầu của nhà máynày là 1.5 tỷ m3/năm và công suất sau khi lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) làkhoảng 2 tỷ m3/năm

Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được dẫnvào bờ theo đường ống 16” Công suất ở giai đoạn này là 4,7 triệu m3/ngày, áp suấtđầu vào là 109 Bar

Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,9triệu m3/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống khoảng 85 Bar à 04 máy nén đầuvào được lắp đặt để nâng áp suất lên 109 Bar

Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng 540 tấnpropane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn Condensate/ngày (công suất thiếtkế).

Công suất hiện tại: Khí đầu vào: 4 triệu Sm3 / ngày

LPG: 750 – 850 tấn / ngàyCondensate: 200 - 240 tấn / ngàyKhí khô: 3.5 - 3.6 triệu m3/ngàyNguyên tắc ưu tiên:

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

Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24

Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa

Nhà máy có các chế độ vận hành sau:

Chế độ AMF: sản phẩm là khí khô và Condensate

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

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

Chế độ GPP modified

Địa điểm xây dựng

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện LongĐiền, Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờcủa đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km Diện tích nhà máy 89.600 m2

(dài 320 m, rộng 280m)

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Hình 1 3 Mặt bằng khu chế biến của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự:

Tổng nhân sự: 99

Ban quản đốc(2)

Văn thư-tạp vụ(2)

01 đội trưởng bảo vệ

Tổ HTSX (14)

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệTổng: 20

01 trưởng ca

02 KS công nghệ

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệTổng: 20

01 trưởng ca

02 KS công nghệ

01 VHV DCS

02 KS cơ khí

02 KS điện

03 KTV công nghệ

02 VHV LDA

03 PCCC

04 Bảo vệTổng: 20

Sơ đồ 1 1 Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Chức năng của các bộ phận:

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

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

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

 Đội bảo vệ:

Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy

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

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

lang an toàn nhà máy

 Tổ hỗ trợ sản xuất:

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

Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng

Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành

Làm việc 2 ca, 4 kíp với các chức năng:

Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của toàn bộquá trình.

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

Là lực lượng phòng cháy chữa cháy tại chỗ

Hình 1 4 Nhà điều hành của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

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

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

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

 Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)

 Khu vực công nghệ (Process Area)

 Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)

 Khu vực Flare (Flare Area)

 Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)

 Khu vực xuất sản phẩm (Export Area)

Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng chế độ vậnhành được bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm bảo nhà máy vẫn có thể vận hànhtrong khi các thiết bị của chế độ khác đang được lắp đặt

1.1.3 Nguyên liệu đầu vào

1.1.3.1 Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu đượcvận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máy GPP Dinh

Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn Khí khô sau khi tách hydrocarbonnặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên liệu cho nhà máyđiện

Hiện nay, do sản lượng khí từ mỏ Bạch Hổ đang giảm dần theo thời gian nêntổng Công ty Khí Việt Nam (PVGAS) đang triển khai Dự án Đường ống dẫn khíNam Côn Sơn 2 (NCS2) khoảng 150 km nhằm thu gom, vận chuyển khí từ các mỏThiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng - Đại Nguyệt về bờ nhằm cung cấp khí cho các hộtiêu thụ tại khu vực miền Đông Nam Bộ

1.1.3.2 Điều kiện nguyên liệu đầu vào

Áp suất: 109 bar

Nhiệt độ: 25,60C

Lưu lượng: 5,7 triệu m3 khí/ngày

Hàm lượng nước: chứa nước ở điều kiện vận chuyển cấp cho nhà máy Hàmlượng nước này sẽ được khử bằng thiết bị khử nước trước khi vào nhà máy

Bảng 1 1 Thành phần khí vào nhà máyCấu tử Phần mol (%) Cấu tử Phần mol (%)

Các thông số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ thống Analyzeronline Đại diện của PV Gas làm việc tại hệ thống Analyzer online có nhiệm vụtheo dõi các thông số và cập nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để cókhuynh hướng xử lý các thông số vận hành.

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

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

Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng thủy ngân được thựchiện hàng tháng & hàm lượng lưu huỳnh được thực hiện hàng quý

Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mô hình

mô phỏng hysys, đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa

 Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau chế biến đến Cảng PV Gas Vũng Tàu

để tồn chứa và xuất xuống tàu nội địa

Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốtlãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng nó Hơnnữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ

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

Hình 1 5 Dây chuyền khí của PVGasCông trình khởi công 4/10/1997 và hoàn thành 15/4/2001 được xây dựng theocác giai đoạn tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồmđường ống Butan và đường ống Propan Ngoài ra còn có kho chứa và cảng xuất

LPG Các bồn chứa LPG và Condensate được thi công đúng thiết kế Hệ thống kếtcấu của cảng hoạt động an toàn và ổn định.

Hình 1 6 Bồn chứa LPG và CondensateĐường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứngtiến độ xây dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:

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

Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa LPG với sứcchứa 463 m3 /bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa Condensate dung tích 6500 m3/bồn và

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

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

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

1.2 Sản phẩm chính, phụ của nhà máy

1.2.1 Khí thương phẩm

Khí thương phẩm còn gọi là khí khô Là khí đã qua chế biến đáp ứng đượctiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của kháchhàng Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (không nhỏ hơn 90%) và C2H4 Ngoài

ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2, N2, CO2… tùythuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi

Bảng 1 2 Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Lưu lượng khí 5,7 triệu m3 khí/ngày

Bảng 1 3 Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô

Nhà máy điện nói chung

Áp suất tối thiểu, bar Tuỳ theo mỗi nhà máy

Nhiệt độ 200C trên điểm sương

Nhiệt độ điểm sương -100C

Nhiệt độ điểm sương của nước -750C

Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m3

dụng 40 ppm) để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác Tất cả các cấu tử đều tồntại ở thể lỏng, dưới nhiệt độ trung bình và áp suất thường.

Đối với LPG đóng chai thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng của từng vùng,từng nước mà yêu cầu các cấu tử C3, C4 là khác nhau Ví dụ, đối với những vùng cókhí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu

tử C3 nhiều hơn C4, và những nước có khí hậu nóng thì ngược lại

Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hoá hơi nhờ thiết bị gianhiệt bên ngoài hỗ trợ Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 và C4, nếusản phẩm là butan thì thành phần C5 chiếm tối đa là 2% Thành phần LPG phải đảmbảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định

Bảng 1 4 Các thông số kỹ thuật của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Áp suất hơi bão hòa 13 bar ở 37.70C 4.83 bar ở 37.70C

Hàm lượng etan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tíchHàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tíchHàm lượng butan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 96% thể tíchButan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng thìpropan tạo ra một thể tích khí lớn hơn Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cáchnhau khá xa

Để hóa lỏng propan cần điều kiện: t0 = - 45 0C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 9bar

Để hóa lỏng butan cần điều kiện: t0 = -20C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 3bar

Bảng 1 5 Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở chế độ khác nhau

Khi khai thác lên do điều kiện trạng thái thay đổi nên một phần chủ yếu là cácnguyên tử cacbon nhỏ hơn 6 biến thành khí Tuy nhiên cũng có các hydrocacbon từ

C5 cũng ngưng tụ do hiện tượng lôi kéo Ở các mỏ dầu, khí tách ra khỏi dầu ở điềukiện miệng giếng gọi là khí đồng hành Trong quá trình vận chuyển khí ở các đườngống dẫn hay các thiết bị tách, khí có số nguyên tử C5 sẽ ngưng tụ tạo thànhcondensat Tuy vậy condensat vẫn chứa một lượng khí hóa lỏng do hiện tượng lôikéo

Do vậy condensat bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng và tỷ trọng caohơn propan và butan thường được ký hiệu là C5 Ngoài các hydrocacbon no,condensat còn chứa các hydrocacbon mạch vòng, các nhân thơm

Condensat thường được ổn định theo các tiêu chuẩn thương mại, chủ yếu làcác tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa trong khoảng 0,6 – 0,7 bar Ở áp suất nàycondensat tồn trữ và vận chuyển kinh tế hơn

a Condensat ở Việt Nam có hai loại

Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan Khí đi ra từ bình tách khí(C1 – C4) ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 1030C Sau đó khí khô theo đườngống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài6300m nhiệt độ từ 20 – 250C do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 –

900C xuống còn 20 – 250C, do sự giảm nhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thànhtrong đường ống Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầujoule_thompson Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,50C do hiệu ứngjoule_thompson Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó làbình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuấtkhẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ Trữ lượng condensatenày không lớn

Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống Ởgiai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vậnchuyển 1500 triệu m3/năm Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụhơn Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t0=450C Tại Dinh

Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biếnkhí, sản lượng condensate này là 9500 tấn/năm

b Các đặc tính kỹ thuật của condensate:

 Áp suất hơi bão hòa (Kpa): 60

 C5+ : 13%

 Tỷ trọng (Kg/m3): 310

 Độ nhớt (Cp): 0,25647

c Các sản phẩm chế biến từ condensat:

 Các loại nhiên liệu:

Bằng cách pha chế condensat với reformat có chỉ số octan cao đồng thời cộngthêm phụ gia chuyên dụng MTBE sẽ được xăng thành phẩm M83

Bằng cách thực hiện quá trình reformat xúc tác hay isome hóa, sau đó pha chếvới phụ gia sẽ được xăng thương phẩm MOGAS83, MOGAS92

Bằng cách chưng cất condensat thu được thành phần pha chế xăng và dầu lửa

 Các loại dung môi:

Dung môi dầu mỏ là phân đoạn hydrocacbon dễ bay hơi, sản xuất trực tiếp haygián tiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C4-C10 Các dung môi này được

sử dụng rộng rãi trong quá trình sản xuất công nghiệp Chúng có thể là thành phầncấu thành của sản phẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính Chúng cóthể sử dụng trong quá trình trích ly như trong quá trình tách dầu thực vật từ các hạtchứa dầu, các chất khoáng, dược phẩm hoặc đơn giản dùng trong dung môi tẩy rửa,trong bảo dưỡng Các dung môi dầu mỏ là chất lỏng trong suốt hoặc có màu vàngnhạt, không hòa tan trong nước nhưng hòa tan rất tốt trong các dung môi hữu cơ.Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chấtphân cực

Bảng 1 6 Sản lượng condensate thu được khi vận hành ở chế độ khác nhau

Lưu lượng (tấn/ngày) 330 380 400

Khí ẩm cung cấp cho nhà máy từ hai nguồn Bạch Hổ và Rạng Đông lưu lượngphụ thuộc vào công suất khai thác dầu thô ngoài giàn Do có sự chênh lệch giữa nhucầu, tiêu thụ khí khô và khả năng cung cấp khí ẩm Vì lẽ đó việc vận hành nhà máytuân theo nguyên tắc ưu tiên sau:

Ưu tiên cao nhất của nhà máy là tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm cấp vào từ ngoàikhơi Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom được ngoài khơi, thì nhàmáy vẫn tiếp nhận tối đa lượng khí dư sau khi đã được xử lý thu gom phần lỏng sẽđược đốt bỏ

Ưu tiên đối với nguồn cung cấp khí khô cho nhà máy điện: trong trường hợp nhucầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng khí cung cấp từ biển vào thì việc thuhồi các sản phẩm lỏng sẽ được giảm tối thiểu nhằm bù đắp cho nhu cầu khí

Ưu tiên cho các sản phẩm LPG: việc thu hồi LPG và condensate ít được ưu tiênhơn, ở đây ta xét về lưu lượng

Ưu tiên cho sản suất dầu: trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máyđiện thấp hơn so với khí cung cấp từ ngoài biển, thì khí khô dư sau khi đã thu hồilỏng sẽ được đốt tại nhà máy

2.1.2 Các chế độ vận hành của nhà máy

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế để xử lý, chế biến với năng suất1.5 tỷ m3 khí/năm (khoảng 4.3 triệu m3/ngày) Nguyên liệu sử dụng cho nhà máy làkhí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, được xử lý để thu LPG và condensat, khí còn lạiđược sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa và Phú Mỹ

Các thiết bị xử lý được thiết kế vận hành liên tục trong 24h trong ngày (hoạtđộng 350 ngày/năm) và thời gian hoạt động của nhà máy là 30 năm

Để cho việc vận hành nhà máy được linh động, đề phòng một số thiết bị chínhcủa nhà máy bị sự cố, cũng như bảo đảm trong quá trình bảo dưỡng, sữa chữa cácthiết bị không ảnh hưởng đến việc vận hành cung cấp khí cho các nhà máy điện mà

vẫn đảm bảo thu được một lượng sản phẩm lỏng thì nhà máy được lắp đặt và hoạtđộng theo ba chế độ.

1 Chế độ AMF (absolute minimun facility): cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối, ởchế độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên quá trình làmlạnh không sâu (200C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được là condensat và khíkhô không tách LPG Khí thương phẩm với lưu lượng 3.7 triệu m3 khí/ngày cungcấp cho các nhà máy điện và thu hồi condensat với sản lượng 340 tấn/ngày

2 Chế độ MF (minimum facility): cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sảnphẩm là khí khô, LPG và condensat Trong chế độ 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 thểngưng tụ C3, C4 trong khí nên sản phẩm cho ta thêm Bupro (hỗn hợp butan vàpropan) Sản lượng condensat là 380 tấn/ngày và Bupro là 630 tấn/ngày

3 Chế độ GPP (gas processing plant): nhà máy xử lý khí Đây là chế độ tối ưunhất, phương thức làm lạnh bằng Turbo – Expander có khả năng làm lạnh sâu hơnchế độ MF Ngoài ra trong chế độ này còn có thể tách riêng butan và propan, sảnlượng propan 540 tấn/ngày, butan là 415 tấn/ngày, condensat là 400 tấn/ngày

phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc Nước sau đó được đưa tới hầm đốt 52).

(ME-Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher sẽ được giảm áp và đưa vào bình tách V-03hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 200C V-03 dùng để tách hydrocacbonnhẹ hấp thụ trong lỏng bằng cách giảm áp Với việc giảm áp từ 109 bar xuống 75bar, nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện tượngnày bình được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng ở thiết bị E-07 Sau khi ra khỏi V-

03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B để tận dụng nhiệt

Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách/lọc V-08 nhằm táchtriệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách được và lọc cáchạt bụi trong khí (nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến khí phía sau.Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01A/B/C để giảm

áp suất từ 109 Bar xuống 47 Bar Việc giảm áp của khí trong EJ có tác dụng để hútkhí từ đỉnh tháp C-01 Đầu ra của EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar vànhiệt độ 200C cùng với dòng khí nhẹ từ V-03 đã giảm áp được đưa vào tháp C-05.Mục đích của EJ-01A/B/C là nén khí thoát ra từ đỉnh tháp C-01 lên áp suất làm việccủa tháp C-05, vì vậy nó giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định

Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 200C Phần đỉnh của tháp hoạtđộng như bộ tách khí lỏng Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sựsụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01A/B/C Dòng khí ra từ đỉnhtháp C-05 được đưa ra đường khí thương phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện.Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01

Ở chế độ AMF tháp C-01 có 2 dòng nhập liệu:

 Dòng từ V-03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01

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

Áp suất hơi của condensat được giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01nhằm mục đích phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài trời Với ý nghĩa đótrong chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định condensat Trong đó,phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensat bởi thiết bị gianhiệt của đáy C-01 là E-01A/B đến 1940C Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C đượctrộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01A/B/C Dòng Condensat ở đáy tháp được traođổi nhiệt tại E-04A/B và được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độxuống 450C trước khi ra đường ống dẫn Condensat về kho cảng hoặc chứa vào bồnchứa TK-21

Sơ đồ 2 1 Sơ đồ công nghệ của chế độ AMF

2.1.3.2 Chế độ MF

a Mục đích

Trong chế độ vận hành MF, sản phẩm của nhà máy ngoài lượng khí thươngphẩm cung cấp cho các nhà máy điện, còn thu được lượng Condensat là 380tấn/ngày và lượng Bupro là 630 tấn/ngày

b Các thiết bị chính

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy MF là chế độ cải tiến củachế độ AMF Nên ở chế độ này nhà máy bao gồm toàn bộ các thiết bị của chế độAMF (trừ EJ-A/B/C) cộng thêm các thiết bị chính sau :

và E-20 là dòng hai pha lỏng khí được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng Khí ra tạiđỉnh tháp C-05 làm tác nhân lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độgiảm từ 26,50C xuống -170C) trước khi làm lạnh bậc hai tại van giãn nở, dòng khíthương phẩm ra từ đỉnh C-05 này sau khi qua E-14 nhiệt độ được tăng lên đủ điềukiện cung cấp cho các nhà máy điện

Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thìtháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của mộtphần dòng khí thương phẩm được gia nhiệt đến 2200C bằng dòng dầu nóng tại E-18,

dòng khí này sau khi ra khỏi thiết bị V-06A/B sẽ được làm nguội tại E-15 và đượctách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.

Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việcđưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF Ngoài ra trong chế độ

MF, tháp C-02 được đưa vào để thu hồi Bupro

Nhằm tận thu bupro và tách một ít metan, etan còn lại, dòng khí từ V-03được đưa đến tháp C-01 để tách triệt để lượng metan, etan

Dòng lỏng từ thiết bị V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt từ

200C lên 800C tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp ổn định C-02

Có 3 dòng nguyên liệu được đưa đến tháp C-01:

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

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

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

Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi lên đỉnh tháp, sau

đó nó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được dẫn quađường dẫn khí thương phẩm

Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02

 Tháp C-02 làm việc ở áp suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 600C và nhiệt độ đáy

1540C Tại đây C5+ được tách ra ở đáy tháp, sau đó chúng được dẫn qua thiết bị traođổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt cho dòng lỏng ra từ đáy V-03 Sau khi ra khỏi E-04A/B lượng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng khôngkhí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc ra bồn chứa condensat TK-21

Phần hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là Bupro, hơi Bupro được ngưng tụ tại E-02,một phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo độ phân tách của sản phẩm,phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm Bupro