Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí nam côn sơn nhằm thu hồi c3

Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Lời mở đầu
Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trong
chiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí. Nhưng thực tế thì
ngành công nghiệp này đang phải đối mặt với rất nhiều khó khăn và thử thách.
Cả nước mới chỉ có nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhưng theo dựa kiến
đến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổ
hợp lọc-hoá dầu ở Nghi Sơn - Thanh Hoá và nhà máy lọc dầu ở Long Sơn -
Bà Rịa Vũng Tàu cũng dự kiến đi vào xây dựng. Còn hiện tại thì nhà máy chế
biến khí vẫn đóng một vai trò khá lớn trong nền kinh tế của nước ta.
Hiện nay, trong nước mới chỉ có nhà máy chế biến khí Dinh Cố là đi vào
hoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảm
tình trạng nhập khẩu LPG. Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ăn
việc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước. Còn lại
một lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam Côn
Sơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp cho
các nhà máy điện và Condensate.
Theo kế hoạch sắp tới nhà máy Nam Côn Sơn sẽ tăng lưu lượng khí vào
bờ. Nếu cứ để tình trạng trên thì sẽ lãng phí một lượng lớn LPG vào trong khí
khô và Condensate.
Mặt khác, xét về mặt giá trị sử dụng thì LPG đem lại lợi ích kinh tế hơn
so với Condensate. LPG được dùng trong dân dụng, và trong rất nhiều lĩnh
vực công nghiệp khác. Đặc biệt, để giải quyết vấn đề năng lượng người ta đã
và đang tiến hành đưa khí hoá lỏng vào chạy các động cơ như : xe máy, ô tô.
Việc sử dụng LPG thay xăng chạy các động cơ trên sẽ đem lại rất nhiều lợi
ích. So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khả
năng ô nhiễm cũng giảm.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
1
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Đứng trước nhu cầu thiết thực trên, tôi đã quyết định chọn đề tài: “Lựa

chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C
3
+
” làm đồ
án tốt nghiệp.
Mục đích cơ bản của đề tài là:
 Lựa chọn công nghệ chế biến khí nhằm thu hồi các sản phẩm
mong muốn với giá trị cao nhất.
 Đề xuất đầy đủ dây chuyền công nghệ và tìm ra các thông số công
nghệ tối ưu nhằm thu hồi sảm phẩm mong muốn với giá trị cao
nhất.

Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
2
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ KHÍ
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
3
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
1.1. Khái niệm,và thành phần của khí.
1.1.1. Khái niệm.
Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH
4
, C
2
H
6
, C
3

H
8
có
trong lòng đất. Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tại
trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N
2
, H
2
S,
CO
2
, khí trơ, hơi nước
1.1.2. Thành phần của khí tự nhiên
Thành phần hoá học của khí tự nhiên khá đơn giản, bao gồm: hợp chất
hydrocacbon, hợp chất phi hydrocacbon.
- Các hợp chất hydrocacbon.
Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí CH
4
và đồng đẳng của nó như:
C
2
H
6
, C
3
H
8
, n-C
4
H

10
, i-C
4
H
10
, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp
chất C
5
+
. Hàm ??????????????của các cấu tử trên thay đổi theo nguồn
gốc của khí.
Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là C
1
còn các cấu tử nặng hơn
như C
3
, C
4
là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí
nào đều là như nhau, nó không phụ thuộc vị trí khai thác.
Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C
3
, C
4
cao hơn và thành
phần của khí phụ thuộc vị trí khai thác và thời gian khai thác.
- Các hợp chất phi hydrocacbon.
Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí dầu mỏ còn chứa
các hợp chất khác như : CO
2

, N
2
, H
2
S, H
2
O, CS
2
, RSH, He, Ar, Ne
Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N
2
. Đặc biệt, có những mỏ
khí chứa hàm lượng He khá cao.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
4
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Hơi nước bão hoà:
Khí tự nhiên luôn chứa hơi nước bão hoà, và hàm lượng hơi nước trong
khí khai thác được phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, thành
phần hoá học của khí trong suốt quá trình khai thác. Lượng hơi nước
cực đại trong khí ở 20
0
C, 1atm là 20g/m
3
.
1.2. Phân loại khí dầu mỏ
Có nhiều cách phân loại khí, mỗi phương pháp được đưa ra đều dựa trên
những tiêu chí khác nhau.
1.2.1. Phân loại theo nguồn gốc hình thành.
Theo nguồn gốc hình thành khí được phân thành ba loại:

- Khí tự nhiên: là khí khai thác từ các mỏ khí, mà thành phần chủ yếu là
metan (80-95% có mỏ lên đến 99%), còn lại là các khí khác như êtan,
propan, butan
- Khí đồng hành: là khí khai thác từ mỏ dầu. Ơ áp suất lớn khí tan trong dầu
nên khi khai thác lên mặt đất do sự thay đổi áp suất khí bị tách ra.
Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu tử nặng
hơn (C
2
+
) tăng lên đáng kể.
- Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các
Hydrocacbon như : Propan, butan
1.2.2. Phân loại theo hàm lượng khí axít.
Theo hàm lượng khí axit thì khí được phần thành hai??????????:
- Khí chua: là khí có hàm lượng H
2
S
7,5≥
mg/m
3
khí ở đktc hoặc và hàm
lượng CO
2

≥
2% thể tích.
- Khí ngọt: là khí có hàm lượng H
2
S và CO
2

nhỏ hơn quy định trên.
1.2.3. Phân loại theo hàm lượng C
3
+
.
Theo cách phân loại này thì có hai loại khí: Khí béo và khí gầy
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
5
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Khí béo: là khí có hàm lượng C
3
+
lớn hơn 50g/cm
3
, có thể sản xuất ra khí tự
nhiên hoá lỏng LNG (Liquefied Natural Gas), khí dầu mỏ hoá lỏng LPG
và sản xuất một số Hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu
cơ hoá dầu.
- Khí gầy: là khí có hàm lượng C
3
+
nhỏ hơn 50g/cm
3
, dùng làm nhiên liệu
cho cho công nghiệp và sưởi ấm.
1.2.4. Phân loại theo cấp độ chế biến.
Theo cách phân loại này ta có hai loại: khí khô và khí ẩm:
- Khí khô: là khí chưa qua chế biến.
- Khí thương phẩm: là sản phẩm khí thu được từ thiên nhiên hay khí đồng
hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí

hoá lỏng (LPG) và khí ngưng tụ (Condensate) tại nhà máy xử lý khí.
Thành phần khí khô thương phẩm bao gồm chủ yếu là metan, etan,
ngoài ra còn có propan, butan và một số tạp chất khác như nitơ,
cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng cho phép.
1.3. Tính chất hoá - lý của hydrocacbon
1.3.1. Phương trình chuyển pha Clapeyron - Clausius
Trong quá trình chế biến khí việc chuyển pha là rất quan trọng bởi vì sự
thay đổi thể tích khi chuyển từ pha khí sang pha lỏng là rất lớn. Phương trình
clapeyron - Clausius cho thấy mối quan hệ giữa nhiệt độ chuyển pha và áp
suất:
dP
dT
=
S
V
∆
∆
=
Τ∆Η
∆V
=
∆Η
∆⋅Τ V
Trong đó:
∆Η
: Nhiệt chuyển pha.
V∆
: Biến thiên thể tích trong quá trình chuyển pha.
S
∆

: Biến thiên entropy trong quá trình chuyển pha.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
6
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
1.3.2. Trạng thái vật lý của hydrocacbon
- Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị. Vì vậy để kiểm tra độ
rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ
an toàn. Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò
rỉ của khí là Mercaptan.
- Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dễ dàng
hoà tan trong các dung môi hữu cơ.
- Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử
cacbon trong mạch.
1.3.3. Giới hạn cháy nổ
+ Giới hạn cháy nổi dưới của một chất: Là nồng độ tính ra phần trăm
thể tích hoặc phần trăm mol trong không khí hoặc trong oxi nguyên
chất có giá trị cực tiểu có thể cháy được khi gặp ngọn lửa.
+ Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thể
tích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có
giá trị cực đại có thể cháy được khi gặp ngọn lửa.
+ Vùng cháy nổ: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể
tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổ
dưới và giới hạn cháy nổ trên.
+ Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể
tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ.
1.3.4. Nhiệt trị (nhiệt cháy hay năng suất toả nhiệt)
Nhiệt trị của một chất là lượng nhiệt toả ra khi đốt cháy một lượng chất
ấy để tạo ra các oxit cao nhất hoặc các chất bền.
+ Nhiệt trị trên (nhiệt trị cao): Là nhiệt trị của phản ứng cháy khi nước
sinh ra tồn tại ở thể lỏng.

Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
7
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
+ Nhiệt trị dưới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nước
sinh ra tồn tại ở thể hơi.
1.3.5. Các đại lượng tới hạn:
- Nhiệt độ tới hạn (Tc): nhiệt độ tới hạn của một chất là nhiệt độ mà ở nhiệt
độ cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ áp suất nào.
Nhiệt độ tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức:
T
c
=
7,190
)1(645,2
)1(7,391
785,0
+
−+
−
n
n
Trong đó:
n: Là số nguyên tử cacbon.
- áp suất tới hạn (Pc): áp suất tới hạn của một chất là áp suất mà ở áp suất
cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ nhiệt độ nào.
áp suất tới hạn cũng được xác định bằng thực nghiệm và được xác định
theo công thức:
P
c
=

2,1
977,7
51,49
n+
- Thể tích tới hạn (Vc):
Thể tích tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức
có thể sai lệch 4 cm
3
/mol:
V
c
= 58,0 n + 22
1.3.6. Độ ẩm và điểm sương của khí hydrocacbon
- Độ ẩm của khí là lượng nước chứa trong khí
Có hai khái niệm được đưa ra để đánh giá độ ẩm trong khí là độ ẩm
tương đối và độ ẩm tuyệt đối.
+ Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điều
kiện nhiệt độ và áp suất xác định được tình bằng kg H
2
O/m
3
khí hoặc
g H
2
O/lít khí.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
8
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
+ Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở
cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.

- Điểm sương:
Có hai phương pháp tính điểm sương của khí:
+ Điểm sương theo nước: là nhiệt độ tại đó hơi nước bắt đầu ngưng tụ
tạo thành sương mù ở áp suất nhất định.
+ Điểm sương theo hydrocacbon: là nhiệt độ tại đó hydrocacbon bắt
đầu suất hiện ở thể lỏng ở áp suất nhất định.
1.4. Các sản phẩm của quá trình chế biến khí.
1.4.1. Khí khô thương phẩm.
Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống dẫn khí
cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần
được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-
86.
Đặc tính của khí khô thương phẩm.
Bảng 1.1: Yêu cầu kỹ thuật cần đạt được của khí khô thương phẩm.
Tên chỉ tiêu
Đơn vị
tính
Mức chất
lượng
Phương pháp phân
tích
Điểm sương của nước ở
45bar
0
C <5 ASTM D1142-95
Điểm sương của
hydrocacbon ở 45 bar
0
C <5 Tính theo thành
phần khí

Hàm lượng tạp chất có
đường kính không lớn hơn
10
m
µ
Ppm
≤
30 Phương pháp trọng
lượng
Hàm lượng H
2
S Ppm
≤
24 ASTM D2385-81
Hàm lượng lưu huỳnh tổng
(H
2
S và mercaptan)
Ppm
≤
36 ASTM D2385-81
Nhiệt trị toàn phần (GHV) MJ/m
3
37<GHV<47 ASTM D3588-91
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
9
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Thành phần khí (%mol)
O
2

%mol < 7,5
CO
2
, N
2
%mol < 6,6
C
1
, C
2
, C
3
, C
4
,C
5
%mol Số liệu báo
cáo
C
6
+
%mol < 1
1.4.2. LP G (Liquied Petrolium Gas).
Khí hoá lỏng: là hỗn hợp của các hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propan, propen,
butan và buten, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện
áp suất trung bình ở điều kiện nhiệt độ môi trường.
Đặc tính kỹ thuật của LPG:
Bảng 1.2: Yêu cầu kỹ thuật đối với LPG
Tên chỉ tiêu
Mức chất lượng Phương

pháp phân
Propan Butan Bupro
áp suất hơi ở 37,8
0
C, max (KPa) 1430 485 1430
ASTM
D1267-87
Hàm lượng lưu huỳnh (max),
(ppm)
185 140 140
ASTM
D2784-89
Hàm lượng nước tự do, (%kl)
Không
có
Không
có
Không
có
ASTM
D95
Độ ăn mòn tấm đồng trong 1h ở
37,8
0
C
Số 1 Số 1 Số 1 ASTM D
1838-91
Thành phần cặn sau khi bốc hơi
100 ml, max (ml)
0,05 0,05 0,05

ASTM
D1657-91
Tỷ trọng ở 15
0
C (kg/l)

ASTM
D1657-91
Hàm lượng etan (%mol) - -
ASTM
Hàm lượng butan và các chất
nặng hơn, max, (%mol)
2,5 - -
Hàm lượng pentan và các chất
nặng hơn, max, (%mol)
- 2 2
Hydrocacbon không bão hoà,
(%mol)
-
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
10
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Số liệu báo cáo
Đặc tính kỹ thuật của propan thương phẩm:
- áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7
0
C.
- Hàm lượng etan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lượng butan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lượng propan: Tối thiểu là 96% thể tích.

Đặc tính kỹ thuật của butan thương phẩm:
- áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7
0
C.
- Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1
0
C ở 1 bar.
- Hàm lượng propan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lượng butan: Tối thiểu là 96% thể tích.
- Hàm lượng C
5
+
: Tối đa là 2% thể tích.
1.4.3. Condensate thương phẩm.
Condensate thương phẩm: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân
đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate thương phẩm bao gồm
chủ yếu là các hydrocacbon C
5
+
.
Đặc tính kỹ thuật của condensate thương phẩm:
Bảng 1.3: Yêu cầu kỹ thuật đối với condensate thương phẩm
Các chỉ tiêu
Mức chất
lượng đăng
ký
Phương pháp phâm tích
Tỷ trọng ở 15
0
C (kg/l) Số liệu báo

cáo
ASTM D1298-90
áp suất hơi bão hoà ở 37,8
0
C (pis,
max)
11,2 ASTM D323-94
Hàm lượng lưu huỳnh (% kl,
max)
0,25 ASTM D1552-95
Hàm lượng nước (% tt) 0,1 ASTM D95-90
Hàm lượng cặn lắng (% kl, max) 0,01 ASTM D473-95
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
11
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Axit tổng (mg KOH/g mẫu, max) 0,033 ASTM D974-95
Cốc cặn 10% đáy (%kl) 0,01 ASTM D189-95
An mòn tấm đồng trong 3h ở
50
0
C
Loại 1 ASTM D130-94
Hàm lượng tro (% kl) 0,005 ASTM D482-94
Hàm lượng mối (mg/l) < 10 ASTM D3230-89
Hàm lượng mercaptan (ppm,
max)
40 ASTM D3227-96
Chỉ số octan (RON) (min) 45 ASTM D2699-95a
Chưng cất (
0

C, min)
IBP
50%
FGP
Phần cất sau 270
0
C (% tt, max)
Hàm lượng C
1
-C
4
(% tt, max)
Hàm lượng cặn (% tt, max)
10
65
130
20
2
2
ASTM D86-96
1.5. Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt
Nam
1.5.1. Thị trường khí hoá lỏng trong nước.
Tình hình sử dụng khí hoá lỏng trong nước:
ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên
liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao.
Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt
Nam có sản xuất LPG nhưng không đủ cung cấp cho thị trường Việt Nam.
Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn).
LPG 1992 1995 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Nhu cầu 0,4 55 170 202 323 404 518 622 751
Sản xuất - 1 140 268 298 347 363 366
Nhập khẩu 0,4 50 169 80,7 55 106 171 259 336
Sản xuất/tiêu
thụ (%)
0 0 0,6 69 83 74 67 58 49
*Nguồn: Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
12
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Na liên tục tăng nhanh. Tốc độ tăng trưởng
trung bình giai đoạn 1998-2002 đạt 30%/năm. Từ năm 2003, tốc độ còn 20%
và năm 2003 là 13%.
Qua số liệu sự báo tốc độ gia tăng nhu cầu LPG của Việt Nam từ năm
nay đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm. Sau năm 2010, tốc độ này có thể
tăng trên dưới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽ
phát triển. Như vậy, tổng nhu cầu ước khoảng 1,3-1,4 triệu tấn vào năm 2010
và lên đến khoảng 2,8 triệu tấn vào năm 2015.
Khả năng cung cấp LPG trong tương lai:
Trong khi đó, khả năng cung cấp LPG nội địa trong tương lai sẽ không
chỉ có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lượng LPG còn được bổ sung bởi hai nhà
máy: lọc dầu Dung Quất và khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn.
Nhà máy Dinh Cố có khả năng cung cấp khoảng 350 nghìn tấn/năm từ
nay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trong
vòng 5 năm tiếp theo nếu không có điều chỉnh gì về nguồn khí.
Nhà máy lọc dầu Dung Quất: Dự kiến sẽ đi vào hoạt động năm 2008,
cung cấp sản lượng LPG khoảng 348 nghìn tấn/năm.
Dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn dự kiến khoảng 494 nghìn tấn
LPG/năm.
Bảng 1.5: Dự báo nhu cầu tiêu thụ - khả năng cung cấp LPG giai đoạn

2006-2015 (nghìn tấn)
Năm
Khả năng cung cấp Tổng khả
năng cung
Nhu cầu
tiêu thụ
Chênh lệch
tiêu thụ-
Dinh
Cố
Dung
Quất
Nghi
Sơn
2006 350 0 0 350 980 630
2007 350 0 0 350 1000 650
2008 350 348 0 698 1150 452
2009 300 348 0 698 1345 697
2010 300 348 436 1084 1550 466
2011 300 348 494 1142 1650 508
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
13
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
2012 300 348 494 1142 1850 708
2013 280 348 494 1122 2300 1178
2014 280 348 494 1122 2500 1378
2015 280 348 494 1122 2900 1778
Nhận xét: Khả năng sản xuất LPG trong nước để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chỉ
đạt 50% và trong tương lai có xu hướng ngày càng giảm dần kể cả khi có nhà
máy lọc đi vào hoạt động.

1.5.2. Trữ lượng và tiềm năng khí ở Việt Nam
Theo kết quả đánh giá khảo sát, thăm dò, trữ lượng khí xác định của Việt Nam
đang được đánh giá khoảng 1500 tỷ m
3
khí. Được phân bố chủ yếu ở bốn bể:
Nam Côn Sơn, Cửu Long, Sông Hồng, Thềm Tây Nam. Trữ lượng đã phát
hiện hiện nay chỉ chiếm khoảng 30% tổng trữ lượng tiềm năng.
Trữ lượng của các bể như trong bảng 1.6
Bảng1.6: Trữ lượng khí tiềm năng (nguồn PetroVietnam).
Bể Trữ lượng, tỷ m
3
Đã phát hiện Tiềm năng
Nam Côn Sơn 140 – 196 532 – 700
Cửu Long 42 – 70 84 – 140
Malay - Thổ Chu 14 – 42 84 – 140
Sông Hồng 5.6 - 11.2 28 – 56
Bể khác - 532 – 700
Tổng 201.6 - 319.2 1260 – 1736
*Nguồn: Petro Vietnam Gas.co, 04/2001
1.6. Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện
tại và trong tương lai.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
14
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Hiện nay, Việt Nam đang khai thác khí thương mại từ bố mỏ khí: Mỏ khí
ở trên bờ (Tiền Hải - Thái Bình) và ba mỏ khí ở ngoài khơi (Bạch Hổ, Rạng
Đông và Lan Tây).
1.6.1. Mỏ khí Tiền Hải
Được khai thác thương mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày
03/07/1981, với lưu lượng 100 nghìn m

3
/ngày. Mỏ Tiền Hải được với trữ
lượng còn lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ công
nghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ.
1.6.2. Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long
Hiện nay, chúng ta đang vận chuyển tuyến ống dẫn khí Rạng Đông -
Bạch Hổ - Phú Mỹ cung cấp khí đồng hành Cửu Long vào bờ. Công suất vận
chuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sang
trộn với mỏ Bạch Hổ) lên tời khoảng 2,1 tỷ m
3
/năm (tương đương 5,8 triệu
m
3
/ngày). Công suất của nhà máy Dinh Cố hiện nay có thể cung cấp được 1,68
tỷ m
3
thương phẩm một năm (tương đương 4,6 triệu m
3
/ngày).
Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây
được cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa
của đường ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m
3
/ngày (tương đương 7 tỷ m
3
/năm).
Hiện nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m
3
/ngày (tương
đương 4,0 triệu m

3
/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ.
1.6.3. Tuyến ống khí Tây Nam
Tuyến ống này bao gồm hai hệ thống đường ống dẫn khí:
- Đường ống dẫn khí thứ nhất: Có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ
khu vực mỏ PM 3-CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữa
Việt Nam và Malaysia) về khu liên hợp Khí - Điện - Đạm Cà Mau.
Đường ống này có đường kính 18 inch, phần ngoài biển dài 298 km và
phần trên bờ dài 41 km.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
15
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Đường ống dẫn khí thứ hai: Dẫn khí từ khu vực các lô B, 48/95 và 52/97
(vùng Vịnh Thái Lan) có đường kính 24 inch, phần ngoài biển dài 230
km, phần trên bờ được nối chung với đường ống thứ nhất,
Dự kiến đường ống dẫn khí Tây Nam sẽ được khởi công xây dựng vào
tháng 11 năm 2005, với công suất trong gia đoạn đầu khoảng 1,25
÷
1,50 tỷ m3
khí/năm.
1.7. Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới.
Bảng 1.7: Kế hoạch cấp khí vào bờ giai đoạn 2006 – 2020 (tỷ m
3
)
Năm I II III IV V VI VII VIII IX X XI
2006 1,45 0,46 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,91
2007 1,30 0,79 3,10 0,00 0,00 5,19
2008 0,92 0,30 3,10 0,00 0,00 5,32
2009 0.64 0.37 3,00 0,37 0,00 0,00 5,68
2010 0.47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,00 0,60 0,00 8,03

2011 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 0,00 1,00 0,00 9,56
2012 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 0,00 1,00 0,00 8,00
2013 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2014 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2015 0,07 0,14 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 0,956
2016 0,04 0,10 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,47
2017 0,47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,60 0,20 8,03
2018 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 1,00 0,50 9,130
2019 0,56 0,07 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,13
2020 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 1,00 0,50 8,00
*Nguồn: Hội nghị khách hàng PVGAS 2005
Trong đó:
I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long).
II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long).
III: Mỏ Emerald (Cửu Long).
IV: Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng.
V: Sư Tử Trắng/
VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn).
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
16
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn).
VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn).
IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn).
X: Lô 12W.
XI: Tổng sản lượng.
1.8. Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn
Ngày 31/05/2001 tại xã An Ngãi huyện Long Đất tỉnh Bà Rịa-Vũng
Tàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi
công cho dự án đường ống dẫn khí Nam

Côn Sơn.
Ngày 26/11/2002, PetroVietnam, BP
và ONGC Videsh đã đón dòng khí đầu tiên
vào bờ với thời gian sớm hơn dự định. Từ
dòng khí này có thể cung cấp 3 tỉ m
3
khí/năm, đủ để sản xuất lượng điện năng 12
tỉ KWh, có thể đáp ứng 40% nhu cầu điện
năng cả nước.Hiện tại, dự án bắt đầu
hoạt động trong giai đoạn đầu với
lượng khí 2.7 tỉ m
3
/năm và sẽ đạt 6 tỉ m
3
/năm vào giai đoạn 2 (2005-2010).
Khí khai thác từ mỏ sẽ được xử lý sơ bộ tại giàn xử lý đặt tại mỏ Lan Tây,
giàn xử lý này cao 190m có nhiệm vụ tách nước lẫn vào khí trong quá trình
khai thác. Dòng khí khô 2 pha từ ngoài khơi được dẫn đến trạm xử lý khí Dinh
Cố (Nam Côn Sơn Pipeline Terminal) theo đường ống 26”. Tại đây, khí sẽ
được tách lỏng và được vận chuyển đến Phú Mỹ thông qua hệ thống đường
ống 30”. Lượng Condensate sẽ được nhập vào cùng với Condensate của GPP
Dinh Cố vận chuyển đến kho cảng Thị Vải theo đường ống 6”. Như vậy hiện
nay, khí chỉ mới được xử lý sơ bộ và mục tiêu cung cấp chủ yếu cho sản xuất
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
17
Hình 1.1 : Dự án Nam Côn Sơn
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
điện, lượng lỏng chưa được chế biến mà chỉ bán thô trong khi thị trường rất
cần sản phẩm lỏng cung cấp cho nhu cầu nhiên liệu dân dụng. Trong tương
lai khi lượng khí được đưa vào bờ với năng suất lớn, cần thiết có một

trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị trường đồng thời thu được
hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn.
Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khí
khác với trữ lượng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năng
suất 2-3 tỉ m
3
khí/năm.
1.9. Kết luận.
- Nước ta có nguồn khí với trữu lượng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khí
đồng hành. Việc khai thác khí cũng đang được tiến hành nhưng chưa đi
vào chế biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị.
- Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàm
lượng lưu huỳnh tổng, H
2
S, CO
2
dưới điều kiện cho phép). Do đó, có
thể chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà không
phải đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H
2
S, CO
2
),
giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy.
- LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn. Việc chế biến khí để thu triệt
để LPG là việc nên làm. Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khả
năng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nước ta hiện
nay.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
18

Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
CHƯƠNG 2
NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ
2.1 Mục đích, ý nghĩa của việc xây dựng nhà máy
Trước khi nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng chúng ta đã phải
đốt bỏ khoảng 91,5% lượng khí đồng hành khai thác được từ mỏ Bạch Hổ,
điều này không chỉ gây lãng phí nguồn tài nguyên thiên nhiên mà còn gây ô
nhiễm môi trường rất nghiêm trọng.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
19
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Bên cạnh đó, nhu cầu trong nước về các sản phẩm từ khí tại thời điểm đó
ngày càng tăng, chúng cần thiết cho các ngành công nghiệp tổng hợp hữu cơ,
công nghiệp hoá dầu và đặc biệt trong công nghiệp sản xuất điện. Khu vực
phía Nam đã cung cấp khoảng 40% điện vào mạng lưới quốc gia. Trước đó ta
phải nhập một lượng lớn LPG, Condensate để pha xăng. Khi nhà máy đi vào
hoạt động, mặc dù chưa giải quyết hết những khó khăn mà nước ta đang gặp
phải nhưng nhìn chung nhà máy đã cung cấp được một lượng khá lớn các sản
phẩm để đáp ứng nhu cầu của đất nước. Ngoài ra nó còn tiết kiệm một lượng
khí tương đối lớn mà ta phải đốt bỏ trước đó, và đưa lại nguồn doanh thu
khổng lồ cho đất nước.
Mục đích chính của nhà máy là:
- Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom trong quá trình khai thác
dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông.
- Cung cấp khí thương phẩm là nguyên liệu cho các nhà máy điện
Bà Rịa, Phú Mỹ 1 và là nguyên liệu cho các ngành công nghiệp
khác.
- Thu hồi tối đa các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao như LPG,
Condensate.
2.2 Nguyên liệu và các sản phẩm của nhà máy

2.2.1 Nguyên liệu
Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP
theo đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG,
Condensate và khí khô. Hiện nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy từ mỏ Rạng
Đông và mỏ Bạch Hổ. Thành phần nguyên liệu vào nhà máy được thống kê
trong bảng 2.1:
Bảng 2.1: Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol)
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
20
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Tên mẫu
Khí Rạng
Đông
Condensate
trắng
Khí sau
làm khô
Khí về bờ
Tên cấu tử % mol % mol % mol % mol
N
2
0,243 0 0,213 0,233
CO
2
0,022 0 0,026 0.033
Metan 79,52 7,919 75,472 75,873
Etan 10,469 8,523 10,574 11,97
Propan 6,366 14,426 6,383 6,671
I-Butan 1,091 6,038 1,556 1,454
N-Butan 1,518 11,73 2,333 2,074

I-Pentan 0,257 6,624 0,679 0,526
N-Pentan 0,213 9,128 0,777 0,57
Hexan 0,138 13,91 0,618 0,403
Heptan 0,144 11,941 0,982 0,162
Octan (C
8
+
) 0,02 6,145 0,389 0,031
Nonan - 2,795
Đecan - 0,694
Unđecan - 0,121
Đodecan (C
12
+
) - 0,006
H
2
O (g/m
3
) 0,19 - 0,07 0,072
H
2
S (ppm) 12 - 10 10
Tổng cộng 100 100,000 100 100
Khối lượng riêng
(15,5
0
C, 1at), kg/m
3
0,9344 576,92 1,0466 0,9902

Trọng lượng phân tử
TB, g/mol
20,93 67,63 23,44 22,18
Nhiệt cháy cao, KJ/m
3
(15,5
0
C, 1at)
47782,6 - 52855,2 50298
Nhiệt cháy thấp KJ/m
3
(15,5
0
C, 1at)
43345,7 - 48076,7 45692,2
Lưu lượng: 5,7 triệu m
3
/ngày
áp suất: 60 - 70 bar
Nhiệt độ: 25
0
C
2.2.2 Yêu cầu kỹ thuật về các sản phẩm
- Khí khô thương phẩm
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
21
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống
dẫn khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ
nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và

TCVN 3255-86.
Yêu cầu của khí khô thương phẩm được qui định trong bảng 1.1:
- Khí hoá lỏng LPG
Khí hoá lỏng LPG được bảo quản dưới dạng lỏng trong các bình chứa
hay bồn chứa áp suất trung bình tại nhiệt độ môi trường. Khí hoá lỏng
được vận chuyển bằng xe bồn chuyên dụng LPG hoặc bằng phương tiện
thuỷ (tàu LPG). Khí hoá lỏng được nạp và bảo quản trong các bình dung
tích 26-99,9 lít cho tiêu thụ dân dụng và thương mại, được vận chuyển
bằng xe chuyên trở LPG đến các đại lý và từng hộ tiêu thụ. Khí hoá lỏng là
sản phẩm dễ cháy nổ nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với
TCVN 6223-96.
Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG thương phẩm được qui định
trong bảng 1.2.
- Condensate thương phẩm:
Condensate được bảo quản trong các bình chứa hay bể chứa chuyên
dụng cho xăng dầu. Condensate được vận chuyển bằng xe bồn hoặc bằng
phương tiện đường thuỷ như tàu. Condensate là sản phẩm dễ cháy nên cần
được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 98 và TCVN
3255 - 86.
Yêu cầu về Condensate thương phẩm được qui định trong bảng 1.3:
2.2.1 Các sản phẩm của Nhà máy.
Các sản phẩm thu được trong nhà máy gồm có 3 sản phẩm chính là: khí
khô, LPG, và condensate với những chỉ tiêu kỹ thuật được đề cập trong bảng
2.1; bảng 2.2; bảng 2.3.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
22
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Bảng 2.1: Chỉ tiêu kỹ thuật của khí khô thương phẩm .
Chỉ tiêu
Chế độ vận hành

AMF MF GPP GPP hiện tại
Lưu lượng (triệu m
3
/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7
Nhiệt độ (
0
C) 20,3 30,4 60,8 55
áp suất (bar) 45,4 49,5 48,0 52
Nhiệt trị toàn phần (MJ/m
3
) 49,9 45,2 42,7 42,6
Thành phần (%mol)
C
1
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
+
N

2
CO
2
H
2
O
73,36
13,88
7,77
1,70
2,40
0,23
0,24
0,09
0,22
0,06
0,05
79,30
14,88
4,33
0,48
0,54
0,06
0,06
0,01
0,24
0,07
0,03
82,85
15,41

1,23
0,08
0,08
0,006
0,006
0,000
0,250
0,070
0,030
84,8107
13,3255
1,3184
0,0732
0,0671
0,0031
0,0031
0
0,3571
0,0244
-
Bảng 2.2: Chỉ tiêu kỹ thuật của sản phẩm LPG tại nhà máy.
Chỉ tiêu GPP hiện tại
Lưu lượng (tấn/ngày) 1000-1100
Nhiệt độ (
0
C) 44
áp suất (bar) 10
Thành phần (%mol)
C
2

C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
0,316
58,876
14,066
26,188
0,414
0,140
Bảng 2.3: Chỉ tiêu kỹ thuật Condensate tại nhà máy
Chỉ tiêu GPP hiện tại
áp suất hơI bão hoà (psi) 10,4
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
23
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
áp suất (KPa) 200-400
Nhiệt độ (
0
C) 27
Thành phần (%mol)
i-C
4
n-C

4
i-C
5
n-C
5
cyclo-C
5
C
6
Cyclo-C
6
Benzen
C
7
+
1,1
1,0
26,6
30,3
4,0
19,3
3,0
1,4
13,4
2.3 Các chế độ vận hành của nhà máy
Nhà máy khí Dinh Cố thiết kế để vận hành theo ba chế độ là AMF, MF,
GPP. Cả ba chế độ này đều được đưa vào vận hành theo từng thời kỳ khác
nhau. Nguyên liệu đi vào nhà máy tại từng chế độ hoạt động là như nhau. Chỉ
khác nhau về quá trình làm lạnh. Do đó các sản phẩm ở từng chế độ vận hành
của nhà máy cũng khác nhau.

- AMF : Asolute Minimum Facility).
- MF : Minimum Facility
- GPP : Gas Process Plant
2.3.1 Chế độ vận hành AMF (Asolute Minimum Facility):
Đây là chế độ hoạt động của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động
là tối thiểu tuyệt đối. Giai đoạn này được hoạt động với mục đích cung cấp khí
thương phẩm gia dụng cho các nhà máy điện với công suất là 3,8 triệu
m
3
/ngày. Đồng thời cũng thu một lượng tối thiểu Condensate với sản lượng
342 tấn/ngày. Chế độ AMF là chế độ dự phòng trong trường hợp chế độ MF
và GPP không hoạt động khi xẩy ra sự cố, sửa chữa hoặc bảo dưỡng …
Sản phẩm của chế độ này là:
- Khí khô
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
24
Trường Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Condensate
Các thiết bị chính trong chế độ vận hành AMF:
- Slug Catcher (SC-01/02):
Là cụm thu gom chất lỏng, tại đây xảy ra quá trình tách thô lỏng-khí từ
hỗn hợp hai pha của dòng khí từ ngoài khơi vào. SC-01/02 được đặt tại
đầu vào của nhà máy với áp suất thiết kế là 109 bar, nhiệt độ phụ thuộc
vào nhiệt độ môi trường. SC gồm có hai dãy, mỗi dãy có công suất
1400 m
3
. Trong nhà máy hệ thống tuyến ống SC-01/02 được đặt
nghiêng 150C. Phần lỏng được thu gom ở ống có đường kính 30 inch
để chế biến tiếp.
- Slug Catcher liquid flash drum (V-03):

Là bình tách nằm ngang hoạt động ở áp suất 75 bar và 20
0
C nhận lỏng
từ SC-01/02, tại đây tiếp tục quá trình tách hydrocacbon nhẹ. Để tránh
quá trình tạo hydrat vì giảm áp (từ 109 bar xuống 75 bar) dòng dầu
nóng E-07 được dùng để gia nhiệt cho V-03.
- Deethanizer (C-01):
Là một tháp đĩa dạng van có 32 đĩa. Nguyên liệu vào tháp đi theo hai
dòng, một dòng ra từ đáy của tháp Rectifier C-05 được đưa vào đĩa thứ
nhất. Còn dòng thứ hai vào đĩa thứ 14 từ thiết bị tách V-03. Tháp hoạt
động ở 20 bar, nhiệt độ đỉnh 64
0
C và nhiệt độ đáy là 194
0
. Nhiệm vụ
của tháp C-01 là tách lượng C4- ra khỏi Condensate, cung cấp khí khô
cho các nhà máy điện và bước đầu ổn định nhiệt Condensate.
- Rectifier C-05:
Thiết bị lọc tinh này hoạt động ở nhiệt độ 21
0
C áp suất 45 bar. Tại đây
xẩy ra quá trình tách khí bằng phương pháp ngưng tụ.
- Jet Compressor (bơm hoà dòng EJ-01A/B/C):
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
25