báo thực tập tại nhà máy xử lý khí dinh cố

BỘ CÔNG THƯƠNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHIỆP TP. HỒ CHÍ MINH
KHOA CÔNG NGHỆ HÓA HỌC
Báo cáo thực tập:
Nhà máy xử lý khí
Dinh Cố
GVHD : ThS. …
Lớp : DHHD6
Khóa : 2010 - 2014
Tp. Hồ Chí Minh, tháng 1, năm 2014
LỜI MỞ ĐẦU
Mặc dù tìm ra các nguồn năng thay thế nhưng nguồn năng lượng hóa thạch hiện
nay vẫn được quan tâm hàng đầu ở Việt Nam cũng như trên thế giới. Nó là đầu mối
quan trọng tác động mạnh mẽ tới sự phát triển kinh tế và quốc phòng.
Tuy có tiềm năng về dầu khí nhưng công nghệ khai thác và công nghệ lọc hóa
dâu thì mới đang phát triển tại Việt Nam. Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nhiều
tập đoàn dầu khí như: Petrovietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài
1
như: BP (vương quốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC –
liên doanh Việt - Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu
khí còn non trẻ ở Việt Nam. Bên cạnh đó, nền công nghiệp khí Việt Nam cũng đạt
được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêu dùng trong nước.
Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, ngành năng lượng
nói chung và năng lượng khí nói riêng đang 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
bước phát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí Việt Nam.
Với quá trình học tập và rèn luyện tại trường Đại học Công nghiệp TP.HCM,
chúng em đã có chuyến thực tập thực tế tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố để vận dụng
kiến thức và tìm hiểu chế độ hoạt động của nhà máy. Đây thực sự là một cơ hội quý
báu để tiếp cận với thực tế, được quan sát sự vận hành của một hệ thống nhà máy xử
lý khí hoàn chỉnh.

Báo cáo này nhằm tổng hợp lại những kiến thức đã tìm hiểu được về nơi thực
tập, về quy trình và những quy trình hoạt động của nhà máy cùng với các quy tắc an
toàn quan trọng. Do kiến thức còn nông cạn và kinh nghiệm chưa nhiều nên có thể
những tiếp thu của chúng em còn chưa chính xác, rất mong nhận được sự đánh giá và
sửa chửa của thầy cô, cán bộ hướng dẫn và mọi người để bài viết được hoàn thiện
hơn.
2
LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, anh XXX – Kỹ Sư
Công Nghệ - Cán bộ hướng dẫn thực tập tại nhà máy, đã hướng dẫn chỉ bảo và quan
tâm mà chúng em hiểu thêm về hoạt động sản xuất, nguyên tắc hoạt động của từng
thiết bị, chế độ công nghệ vận hành tại nhà máy. Chúng em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc
tới anh.
Ngoài ra, chúng em cũng xin cảm ơn đến các anh cán bộ trong Công ty chế biến
khí Vũng Tàu và các anh đang vận hành tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đã giúp đỡ,
hướng dẫn và giải đáp những thắc mắc trong quá trình thực tập. Chúng em xin trân
trọng cảm ơn:
• Anh XXY – quản đốc nhà máy GPP
• Anh XYY – tổ trưởng tổ hỗ trợ sản xuất
• Anh YYY – cán bộ hướng dẫn an toàn lao động tại nhà máy.
Trải quá trình học tập và rèn luyện tại trường Đại học Công nghiệp Tp HCM
dưới sự giảng dạy và giúp đỡ của các thầy cô trong khoa Công nghệ Hóa học, chúng
em xin gửi lời cảm ơn đến tập thể cán bộ, giảng viên khoa Công nghệ Hóa học.
Và đặc biệt xin gửi lời cảm ơn đến các thầy cô trong tổ bộ môn Hóa Dầu đã liên
hệ và tạo môi trường thực tập. Chúng em xin trân trọng cảm ơn: Cô NAB – giáo viên
hướng dẫn thực tập.
Một lần nữa, xin gửi lời cảm ơn tới tất cả mọi người đã giúp đỡ chúng em trong
quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
Xin chân thành cảm ơn!
3

TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM
CÔNG TY CHẾ BIẾN KHÍ VŨNG TÀU
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
Địa chỉ: xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa –
Vũng Tàu
Fax: 84.643.869105 – 84.643.869266
Tel: 84.643.869104 – 84.643.869106
Bà Rịa - Vũng Tàu, ngày 16 tháng 01 năm 2014
NHẬN XÉT CỦA NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
Nhóm sinh viên trường ĐH Công Nghiệp Tp Hồ Chí Minh
Thời gian thực tập: từ ngày 16/12/2013 đến ngày 16/01/2014
Nhận xét của cán bộ hướng dẫn:








Cán bộ hướng dẫn Quản Đốc
4
NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································

····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2014
Giảng viên hướng dẫn

NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN PHẢN BIỆN
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································
····························································································

····························································································
Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2014
Giảng viên phản biện
MỤC LỤC
9
Chương 1: GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
1.1. Vị trí địa lý và quy mô
Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố là nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam được
xây dựng với tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công ty
Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại
Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu, cách Long Hải 6
km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km.
Nhà máy được xây dựng với quy mô lớn với diện tích là 89.600 m
2
(dài 320 m, rộng
280 m).
Từ 10/1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế biến nguồn khí đồng
hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m
3
khí/năm (tương đương với khoảng 4,3
triệu m
3
khí/ngày)
1.2. Chức năng, nhiệm vụ của nhà máy
Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố được xây dựng nhằm đáp ứng các mục đích sau:
• Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại
mỏ Bạch Hổ.
• Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú
Mỹ, và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác.
• Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGAS Vũng Tàu

để tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác.
• Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn.
• Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế.
• Cung cấp sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu
Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốt
lãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng nó. Hơn nữa
10
khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ và được xem
là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, củi, dầu diesel…
11
1.3. Nguồn nguyên liệu
1.3.1. Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ từ ngoài khơi Vũng Tàu được vận chuyển bằng
đường ống dẫn 16 inch tới Long Hải và được xử lý tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
Các thông số đầu vào của nguyên liệu:
- Áp suất: 109 bar
- Nhiệt độ: 25.6
o
C
- Lưu lượng: 1.5 tỷ m
3
/năm (4.3 triệu m
3
/ngày trên cơ sở vận hành 350 ngày)
- Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã
được xử lý tại giàn)
- Thành phần khí:
Bảng 1.1 Thành phần khí nguyên liệu
1.3.2. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:
12

Thành
phần
% mol
Thành
phần
% mol
N
2
2.0998E-3 C
7
2.5997E-3
CO
2
5.9994E-4 C
8
1.7998E-3
C
1
0.7085 C
9
7.9992E-4
C
2
0.1341 C
10
2.9997E-4
C
3
0.075 CycloC
5

4.9995E-4
iC
4
0.0165 McycloC
5
4.9995E-4
nC
4
0.0237 CycloC
6
3.9996E-4
iC
5
6.2994E-3 McycloC
6
4.9995E-4
nC
5
7.2993E-3 Benzene 3.9996E-4
C
6
5.0995E-3 Nước 0.013
Tổng = 1.000
Từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm nguồn khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông
được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16 inch dài khoảng 40km thì thành
phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:
Bảng 1.2 Thành phần các mỏ khí nguyên liệu
Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4.3
triệu m
3

/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 5.7 triệu m
3
/ngày. Trong đó bao gồm
từ 1.5 – 1.8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ Rạng Đông và 4.2 – 4.8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ
Bạch Hổ.
1.3.3. Kiểm tra nguồn nguyên liệu:
Các thông số cần kiểm soát:
13
Thành phần
Khí Rạng Đông
% mol
Khí Bạch Hổ
% mol
Khí về bờ
% mol
N
2
0.144 0.129 0.123
CO
2
0.113 0.174 0.044
C
1
78.650 74.691 74.430
C
2

10.800 12.359 12.237
C
3
6.601 7.040 7.133
iC
4
1.195 1.535 1.576
nC
4
1.675 2.191 2.283
iC
5
0.297 0.549 0.604
nC
5
0.257 0.592 0.664
C
6
0.157 0.385 0.540
C
7
0.084 0.135 0.271
C
8+
0.026 0.220 0.094
H
2
O (g/m
3
) - 0.12 0.113

H
2
S (ppm) 16 10.0 10.0
Tổng 100.000 100.000 100.000
- Hàm lượng hydrocarbon
- Các tạp chất có hại: H
2
O, S, Hg …
- Khí trơ: CO, N
2
…
- Áp suất & lưu lượng dòng khí.
1.4. Sản phẩm
Các sản phẩm khí của nhà máy xử lý khí Dinh Cố bao gồm: khí khô thương
phẩm, condensate, khí hóa lỏng, butane và propane.
1.4.1. Khí thương phẩm:
Khí thương phẩm còn gọi là khí khô. Là khí đã qua chế biến đáp ứng được tiêu
chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách hàng.
Khí khô có thành phần chủ yếu là CH
4
(không nhỏ hơn 90%) và C
2
H
4
. Ngoài ra còn có
lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H
2
, N
2
, CO

2
… tùy thuộc vào điều
kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi.
Bảng 1.3. Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Lưu lượng khí 5,7 triệu m
3
khí/ngày
Thành phần % mol Thành phần % mol
N
2
0,178 iC
5
H
12
0,0508
CO
2
0,167 nC
5
H
10
0,005
CH
4
81,56 C
6
H
14
0,016
C

2
H
6
13,7 C
7
H
16
0,00425
C
3
H
8
3,35 C
8
+
0,00125
iC
4
H
10
0,322 Hơi nước 0,00822
nC
4
H
10
0,371
Bảng 1.4. Sản lượng khí thương phẩm thu được khi vận hành nhà máy ở các chế
độ khác nhau
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (triệu m

3
/ngày) 3.95 3.67 3.44 5.03
14
Áp suất (kPa) 4700 4700 4700
Nhiệt độ (
o
C) 20.9 27.2 56.4
Điểm sương nước (
o
C) 15 4.6 6.6
Điểm sương hydrocarbon (
o
C) 20.3 -10.7 -38.7
1.4.2. Condensate
 Nguồn gốc chung của condensat
Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu
vàng rơm. Do đó các bồn chứa condensat được sơn màu vàng rơm. Condensat thu
được từ nguồn khí mỏ. Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ có số
nguyên tử cacbon nhỏ hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà có thể ở trạng
thái lỏng, khí.
 Phân loại
Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan. Khí đi ra từ bình tách khí
(C
1
–C
4
) ở áp suất vỉa (3 – 40 bar) và nhiệt độ 103
0
C. Sau đó khí khô theo đường ống
12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài 6300m. nhiệt

độ từ 20 – 25
0
C do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 – 90
0
C xuống còn 20
– 25
0
C, do sự giảm nhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thành trong đường ống. Khi
quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầu joule_thompson. Khí sẽ tụt áp
khoảng 2 bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,5
0
C do hiệu ứng joule_thompson. Tiếp đó hỗn hợp
hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó là bình tách condensat, phần condensat
đước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuất khẩu và khí được đưa sang dòng ống
đứng để đưa vào bờ. Trữ lượng condensate này không lớn.
Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống. Ở
giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vận chuyển
1500 triệu m
3
/năm. Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụ hơn. Đường
ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t
0
=45
0
C. Tại Dinh Cố condensate
sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biến khí, sản lượng
15
condensate này là 9500 tấn/năm.
Các đặc tính kỹ thuật của condensate:
• Áp suất hơi bão hòa (Kpa): tối đa 12 psi

• C
5
-
: 13%
• Tỷ trọng (Kg/m
3
): 310
• Độ nhớt (C
p
): 0,25647
 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 cộng
thêm 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 chế với
phụ gia sẽ được xăng thương phẩm MOGAS83, MOGAS92.
Bằng cách chưng cất condensat sẽ 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 hay
gián tiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C
4
-C
10
. Các dung môi này được sử
dụng rộng rãi trong quá trình sản xuất công nghiệp. Chúng có thể là thành phần cấu
thành của sản phẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính. Chúng có thể sử
dụng trong quá trình trích ly như trong quá trình tách dầu thực vật từ các hạt chứa 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 vàng nhạt, 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 chất phân cực.
Các sản phẩm hóa dầu:
Condensat qua quá trinh crakinh hơi có thể sản xuất các olefin như Etylen,
Butadien, ở những nơi không đủ Etan hay Propan làm nguyên liệu thì condensat là
nguyên liệu rất quý để sản xuất olefin. Condensat qua quá trình reforming xúc tác có
thể sản xuất BTX.
16
Bảng 1.5. Sản lượng condensate thu được khi
vận hành nhà máy ở các chế độ khác nhau
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 330 380 400 542
Áp suất (kPa) 800 800 800
Nhiệt độ (
o
C) 45 45 45
Hàm lượng C
4
max (%) 2 2 2
1.4.3. Khí hóa lỏng (LPG):
Khí hoá lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là propan và butan được nén
lại cho tới khi hoá lỏng (áp suất hơi bảo hòa) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa và
vận chuyển. Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm 250 lần.
Butan và propan là hai sản phẩm thu được từ sự phân tách Bupro.
Thành phần của LPG:
Thành phần chủ yếu của LPG là các cấu tử C
3
và C
4
với tỉ lệ 50%-50%
Ngoài ra còn chứa hàm lượng nhỏ cấu tử etan và pentan… trong LPG còn chứa

các chất tạo mùi mercaptan (R-SH) với tỷ lệ nhất định (nhà máy GPP hiện đang sử
dụng 40 ppm) để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác. Tất cả các cấu tử đều tồn tại
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 C
3,
C
4
là khác nhau. Ví dụ, đối với những vùng có khí
hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu tử C
3
nhiều hơn C
4
, 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 gia
nhiệt bên ngoài hỗ trợ. Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C
3
và C
4
, nếu sản
phẩm là butan thì thành phần C
5
chiếm tối đa là 2%. Thành phần LPG phải đảm bảo
khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định.
17
Bảng 1.6. Các thông số kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà
máy chế biến khí Dinh Cố
Sản phẩm Propan Butan
Áp suất hơi bão hòa
13 bar ở 37.7

0
C 4.83 bar ở 37.7
0
C
Hàm lượng etan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tích
Hàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tích
Hàm lượng butan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 96% thể tích
Bảng 1.7. Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở từng chế độ khác nhau
 1.7a.Bupro:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 640
Áp suất (kPa) 1300
Nhiệt độ (
o
C) 47.34
 1.7b.Propane:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 535 419
Hiệu suất thu hồi (%) 85.2
Áp suất (kPa) 1800
Nhiệt độ (
o
C) 45.57
Hàm lượng C
4
max (%) 2.5
 1.7c.Butane:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 415 515
Hiệu suất thu hồi (%) 92

Áp suất (kPa) 900
18
Nhiệt độ (
o
C) 45
Hàm lượng C
5
max (%) 2.5
Do nhu cầu của thị trường không cần tách butane và propane riêng, mà chỉ cần
hỗn hợp LPG sử dụng cho nhu cầu đốt dân dụng nên hiện nay nhà máy chỉ tách đến
phân đoạn Bupro.
1.5. Sơ lược về công nghệ của nhà máy
1.5.1. Nguyên lý vận hành
Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đường ống
16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và các hydrocarbon
nặng hơn. Phần khí khô được làm nguyên liệu cho nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa.
Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo-Expander nhằm thu hồi C3,C4, và
condensate. Các sản phẩm lỏng, khí sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn vào theo ba
đường ống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 km.
1.5.2. Các chế độ vận hành
Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt đề phòng một số thiết bị
chính của nhà máy bị sự cố, và hoạt động của nhà máy được liên tục khi thực hiện bảo
dưỡng, sửa chữa các thiết bị không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy
điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:
- Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.
- Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.
- Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện.
- Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi
Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận
hành bảo dưỡng của thiết bị mà vận hành viên có thể linh hoạt điều chỉnh chế độ vận

hành để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa.
Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu m
3
/ngày. Với
19
lưu lượng này, áp suất đầu vào nhà máy sẽ khoảng 109 bar và là thông số quan trọng
quyết định hiệu suất làm việc của các thiết bị bên trong nhà máy. Năm 2001 cùng với
việc đưa khí Rạng Đông vào xử lý, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng
5,7 triệu m
3
/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm xuống còn khoảng 70-75 bar, cụm máy
nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 bar.
Từ đó sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có một số thay đổi chính gồm:
- Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 bar tới 109 bar và nhiệt độ khí sau trạm
nén K-1011 tăng lên khoảng 45°C cao hơn so thiết kế.
- Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 bar xuống 45 bar để đạt 2 mục đích: (a)
lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-101 để cấp
thẳng cho các hộ tiêu thụ. Lỏng tách được ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lý. (b)
lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-03 để đảm bảo an toàn.
Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết
kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt để chạy thử. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các
chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng.
Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới chuyển
sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy. Thực chất, nhà máy hoạt
động với 3 chế độ chính là AMF, MF, GPP còn chế độ MGPP là để đáp ứng những yêu
cầu thực tế hiện tại trong quá trình cung cấp khí. Do nhu cầu của thị trường không cần
tách butane và propane riêng, mà chỉ cần hỗn hợp LPG sử dụng cho nhu cầu đốt dân
dụng nên tháp C3/C4 Splitter không được sử dụng. Mặc khác kể từ năm 2002, nhà máy
tiếp nhận thêm dòng khí từ mỏ Rạng Đông nâng lưu lượng dòng về bờ là 5.7 triệu
m

3
/ngày, tuy nhiên lưu lượng khí về bờ tăng nhưng áp lực đầu vào giảm xuống còn 70
bar đến 80 bar, vì vậy để đảm bảo áp lực đầu vào và công suất vận hành của nhà máy,
nên đã lắp đặt thêm 4 máy nén K-1011A/B/C/D và đường rẽ qua bồn V-101.
20
Chương 2: HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
2.1. Các thiết bị chính
2.1.1. Thiết bị SLUG CATCHER
 Thiết kế ban đầu:
Áp suất: 109 bar
Lưu lượng khí từ SC-01/02: 4,3 trm
3
/ngày.
Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m
3
/ngày.
 Vận hành hiện tại:
Áp suất : 70 – 75 bar.
Lưu lượng lỏng từ SC-01/02: 4,9 trm
3
/ngày
Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,6 triệu m
3
/ngày.
Theo đánh giá của Fluor Daniel Inc trong tương lai SC-01/02 vẫn đủ khả năng để
tiếp nhận và xử lý dòng khí ẩm đầu vào với lưu lượng khoảng 6 triệu m
3
/ngày. Tuy
nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ý đến hệ thống
Scrubbers của máy nén đầu vào.

Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC-01,
02) để phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar và nhiệt độ
20°C đến 30°C (tuỳ theo nhiệt độ môi trường). Hệ thống Slug Catcher là hệ thống tách
dạng ống, bao gồm hai dãy ống với dung tích mỗi dãy là 1.400m
3
, thể tích này là đủ để
tiếp nhận slug từ đường ống 16 inch dưới đáy biển. Khí tách ra từ Slug catcher được
thu gom trong đường ống 30 inch và đưa về xử lí tiếp ở các thiết bị hạ nguồn.
Condensate tách ra từ Slug Catcher được thu gom trong đường ống 36 inch và
được đưa về bình tách V-03 thông qua các bộ điều chỉnh mức (LIC-0111A/B, LT-0121
A&B). Mức lỏng có thể điều chỉnh bằng cách chọn lưa mức A (mức cao) hoặc mức
thấp (mức B) thông qua bộ chọn lựa HS-0111, HS-0121. Khi mức lỏng trong SC-
21
01A/B đạt mức cao LAHH-0111 và LAHH-0121 van đầu vào nhà máy sẽ đóng lại, khi
mức lỏng xuống thấp đạt giá trị LALL-0111/0121 van SDV-0111 và SDV-0121 sẽ
đóng lại để tránh hiện tượng lọt khí từ Slug Catcher về V-03.
Nước được đưa ra từ Slug Catcher thông qua thiết bị điều khiển mức (ILIC-0112
& 0122) đi vào bình tách V-52 (Produced Water Flash Drum), tại đây nước được làm
giảm tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị hấp thụ sẽ được đưa ra ống thải. Sau đó
nước được chuyển đến burn pit ME-52, Burn pit. Trường hợp mức nước thấp, van
(ILV-0112 & 0122) đóng lại nhằm tránh tình trạng các hydrocacbon bị cuốn theo.
Ở chế độ hoạt động bình thường, cả hai hệ thống Slug Catcher SC-01/02 đều họat
động để đạt được công suất cao hơn và một thiết bị điều chỉnh HS-0101 (low selector),
được lắp đặt ở giữa mức chất lỏng của cả hai hệ thống này trong trường hợp hoạt động
song song. Trong trường hợp cần bảo dưỡng sửa chữa một hệ thống Slug Catcher duy
trì sự hoạt động bình thường của nhà máy, hệ thống còn lại được cô lập bởi các cặp
van tay trên đường khí vào và ra của Slug Catcher.
2.1.2. Thiết bị tách V-03
Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum), là một bình tách ba pha nằm
ngang hoạt động ở 45 bar (75 bar ở chế độ GPP theo thiết kế) và 20°C để tách các

hydrocacbon nhẹ bị hấp thụ trong condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp
suất được giảm xuống từ áp suất tại SC xuống còn 45 bar, nhiệt độ hạ xuống thấp hơn
nhiệt độ tạo thành hydrate (20°C), do đó có hai van điều chỉnh mức được lắp đặt trước
đầu vào bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp hydrate được tạo thành
trong một van, có thể bơm methanol vào hoặc thay thế bằng van dự phòng.
Nhà máy được thiết kế với điều kiện là nguyên liệu đầu vào được bão hòa nước,
nhưng thực tế nguyên liệu khai thác được ngoài khơi không phải hòan toàn như vậy.
Hiện tại giàn khai thác đã trang bị một hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên
tục. Vì vậy, sự hình thành hydrate rất ít khả năng xảy ra.
Tại V-03 một thiết bị gia nhiệt dạng ống xoắn (E-07) được lắp đặt để gia nhiệt
22
cho condensate lên cao hơn 20°C bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành hydrate
bên trong bình. Công suất gia nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh
nhiệt độ-TICA-0303 (Temperature controller).
Sau đó condensate thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (fow controller)
và thiết bị điều chỉnh mức LICA – 0302 (level controller) để đưa vào chế biến tiếp. Có
ba sự lựa chọn cho việc xử lý condensate: tới Rectifier - C-05 ở chế độ AMF, tới De-
ethanizer - C-01 ở chế độ MF hoặc tới V-14 (Inlet scrubber 3) ở chế độ GPP.
Nước được tách được tại V-03 được chuyển sang thiết bị điều chỉnh mức (LICA-
0301, level controller) đưa vào bình tách V-52, Produced Water Flash Drum, như trong
truờng hợp nước từ Slug Catcher.
Áp suất hoạt động của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 45 bar hoặc 75
bar, bằng van điều áp PV-1209 cho chế độ hoạt động AMF, PV-1305A/B cho chế độ
họat động MF) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 hoặc bằng máy nén khí
điều K-03.
2.1.3. Tháp tách ETHAN C-01
Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữa C
2
và
C

3
. C
2
-

và một phần nhỏ C
3
sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C
3
+
và một
phần nhỏ C
2
ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02 để phân tách tiếp
thành LPG và condensate.
Áp suất họat động của hệ thống tách enthane là 29 bar ở chế độ MF và GPP, 20
bar ở chế độ AMF. Nhiệt độ đỉnh và đáy tháp ở chế độ hoạt động GPP là 140C và
1090C, còn ở chế độ MF tương ứng là 6 và 120
o
C . Trong chế độ AMF không có dòng
lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp (C-01, Deethanizer) cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh
tháp và đáy tháp (C-01, Deethanizer) lần lượt là 63.7
o
C và 194°C.
Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) gồm 32 van kiểu đĩa, 13 van ở phần trên
của tháp có đường kính là 2.600mm, và 19 đĩa ở phần dưới của tháp có đường kính là
3.050mm. Bộ đo chênh áp PDIA-1321, Pressure Differential Transmitter được lắp đặt
23
để phát hiện sự chênh áp trong tháp. Bốn bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên
các đĩa thứ 2,3,14,20 của tháp. Hai thiết bị trao đổi nhiệt reboiler E-01A/B reboiler để

gia nhiệt cho tháp, một reboiler làm việc, một ở chế độ dự phòng. Từ reboiler dòng
lỏng sẽ được chuyển đến bình chứa V-15 ,Deethanizer Bottom Buffer, sau đó được đưa
về tháp ổn định C-02 thông qua van FV-1301 được điều chỉnh bởi bộ điều chỉnh dòng
FICA-1301 cascaded với bộ đo mức chất lỏng LICA-1302.
2.1.4. Tháp ổn định C-02 (stabilizer)
Tháp chưng cất C-02 làm việc ở áp suất 11 bar nhằm mục đích thực hiện quá
trình phân tách giữa các cấu tử C4 và C5 của dòng lỏng từ V-15 tới để tạo ra hai loại
sản phẩm riêng biệt : LPG (Bupro) và Condensate (C5+).
LPG ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí
bởi giàn quạt E-02 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-02. Sau đó một
phần LPG sẽ được bơm P-01A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một
phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải hay tới tháp C-03 để tách riêng
Propan và Butan.
Tỷ lệ giữa phần hồi lưu (FI-1501) và phần sản phẩm đỉnh tháp (FI-1601) được
gọi là chỉ số hồi lưu (reflux ratio). Chỉ số này càng lớn thì mức độ phân tách càng cao
nhưng tổn thất năng lượng để gia nhiệt đáy tháp và làm lạnh đỉnh tháp càng lớn. Ở đây,
ta không cần thiết phải đảm bảo độ tách quá cao mà mục đích là cần tối ưu lượng LPG
thu được, vì vậy từ thực tế vận hành và tính toán mô phỏng thì chỉ số hồi lưu tối ưu nên
vào khoảng 0.5 - 0.6 (không nên nhỏ hơn 0.4)
Tháp C-02 hoạt động ở áp suất 11 bar và được điều chỉnh bằng hệ thống quạt làm
lạnh, van bypass PV-1501A và van điều áp PV-1501B. Tháp C-02 gồm 30 đĩa kiểu van
có đường kính là 2140 mm. Dòng nhập liệu đi vào đĩa thứ 10. Bình chứa V-05 ở đỉnh
tháp, và thiết bị gia nhiệt đáy tháp Reboiler E-03. Trong tháp C-02, LPG (propane và
butane) được tách ra từ dòng condensate vào. Hơi LPG ở đỉnh tháp C-02 được ngưng
tụ hoàn toàn ở 43°C trong bình ngưng (E-02, stabilizer Condensate) và được chuyển
đến bình thu hồi (V-02, Stabilizer Reflux Accumlator), bình V-02 là một bình nằm
24
ngang có đường kính là 2.200mm và dài 7.000mm, LGP từ bình chứa V-02 được các
bơm (P-01A/B, Stabilizer Reflux Pumps) với tốc độ là 180m
3

/h, chạy bằng động cơ có
công suất 75kW, bơm lên ở áp suất khoảng 17 bar. Một phần dòng LPG này được cho
hồi lưu trở lại tháp để đảm bảo độ tinh khiết của sản phẩm, phần còn lại được đưa về
V-21A/B như là LPG thương phẩm hay đi vào đường ống xuống Thị Vai Terminal.
Mức chất lỏng trong V-02 được điều chỉnh thông qua van FV-1601.
Thiết bị gia nhiệt cho đáy tháp E-03 được lắp đặt ở đáy của tháp C-02 để cung
cấp nhiệt cho tháp nhiệt độ được điều khiển bởi TV-1523 được lắp đặt trên đường ống
dẫn dầu nóng. Phần condensate từ đáy tháp thông qua thiết bị điều chỉnh mức (LICA-
1501,Level Cotrol) đi vào bồn chứa Condensate (TK-21, Condensate Day Tank) có thể
tích là 2.000m3 hoặc đường ống dẫn condensate sau khi được làm lạnh xuống 60
o
C
trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04, Condensate Cross Exchanger nhờ dòng lạnh đi ra từ
đáy tháp C-04 (trong chế độ hoạt động GPP) và tiếp tục được làm lạnh xuống 45°C
trong ở thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-09, Condensate Trim Cooler.
Bộ đo chênh áp PDIA-1521, Pressure Differential Transmitter được lắp đặt để
phát hiện sự chênh áp ở trong tháp do sự tạo bọt. Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp
đặt trên các đĩa thứ 9,10, 30 của tháp C-02.
2.1.5. Tháp tách C
3
/C
4
(C-03, SPLITTER)
Tháp tách C-03 được lắp đặt ở chế độ GPP nhưng cũng có thể hoạt động ở chế độ
MF và AMF dự phòng. Ở chế độ MF người ta không phân tách C
3
, C
4
mà sản phẩm
lỏng là hỗn hợp C

3
, C
4
. Tuy nhiên nếu người ta cần tách C
3
khỏi C
4
thì cũng có thể
chạy thiết bị này.
Tháp chưng cất C-03 làm việc ở áp suất 16 bar nhằm mục đích thực hiện quá
trình phân tách giữa các cấu tử C3 và C4 của dòng Bupro lỏng từ V-02 tới để tạo ra hai
loại sản phẩm riêng biệt : Propan và Butan. Nguyên liệu Bupro được gia nhiệt trước tại
E-17 bởi dòng Butan đi ra từ đáy reboiler E-10 sau đó tới đĩa thứ 10 của tháp C-03
(gồm có 30 đĩa).
25