Bài báo cáo thực tập nhà máy dinh cố

Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
LỜI MỞ ĐẦU
Như chúng ta đã biết, đối với tất cả các nước trên toàn thế giới thì vấn đề
năng lượng luôn được chú trọng, có thể nói năng lượng là huyết mạch của quốc
gia bởi nó có ảnh hưởng trực tiếp đến không chỉ riêng nền kinh tế mà còn đến
cả an ninh quốc phòng.
Ngày nay, với xu thế tìm kiếm những nguồn năng lượng sạch, thân thiện
với môi trường để bảo vệ sự sống của trái đất, tuy nhiên, các nguồn năng lượng
chủ yếu vẫn luôn được quan tâm phát triển, trong đó có năng lượng từ dầu khí,
đây được xem là nguồn năng lượng quý và cùng với đó là một ngành công
nghiệp khai thác, chế biến, sản xuất phát triển của thế giới nói chung và Việt
Nam chúng ta nói riêng.
Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nên nhiều tập đoàn dầu khí như: Vietso
Petro, Petro Vietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài 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.
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy trực thuộc Tổng công ty khí
Việt Nam, thành lập vào tháng 10 năm 1998, sự kiện này đã cho thấy bước phát
triển mới của ngành công nghiệp khí Việt Nam.
Chúng em, nhóm sinh viên năm ba chuyên ngành công nghệ hóa dầu của
trường Đại học Bà Rịa-Vũng Tàu, đã được đến tại nhà máy khí Dinh Cố để thực
hiện đợt thực tập chuyên ngành. Và với bài báo cáo này, nhóm chúng em xin
trình bày những kiến thức, hiểu biết đã thu được về nhà máy cùng công nghệ
chế biến khí tại Nhà máy chế biến khí DinhCố.
SVTH: Nhóm 2 Page 1
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
CHƯƠNG 1.TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
1.1. Giới thiệu về nhà máy xử lý khí Dinh Cố
1.1.1. Vị trí địa lý và quy mô nhà máy
Nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng số

vốn đầu tư là 79 triệu USD, 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. Nhà
máy GPP cách tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc,
nhà máy được xây dựng với quy mô lớn có diện tích 89.600 m
2
(dài 320 m,
rộng 280m). Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều
khiển tự động.
Từ khi đi vào vận hành đến tháng 10/2010, nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã
vận hành an toàn, tiếp nhận và xử lý 19,6 tỷ m
3
khí ẩm, cung cấp cho thị trường
17,5 tỷ m
3
khí khô, 3,4 triệu tấn LPG, 1,2 triệu tấn Condensate, góp phần đáp
ứng 10 % sản lượng điện quốc gia, 30 % nhu cầu phân đạm của cả nước, 25 – 30
% nhu cầu tiêu thụ LPG của cả nước, 10 % sản lượng xăng, đóng góp không nhỏ
vào sự phát triển kinh tế, xã hội của đất nước.
Sản phẩm lỏng gồm Bupro và Condensate từ đầu ra của nhà máy xử lý khí
Dinh Cố được vận chuyển đến kho cảng Thị Vải để tồn trữ và xuất cho khách
hàng nhờ hệ thống 3 đường ống.
Nhà máy xử lý khí được thiết kế vận hành liên tục 24h với Distributed
Control System được cài đặt ở phòng điều khiển.
Các đường ống được lắp đặt trong nhà máy như là đường ống vận chuyển
nguyên liệu từ ngoài khơi, đường ống dẫn khí thương phẩm đến Bà Rịa và Phú
Mỹ, đường ống dẫn sản phẩm lỏng đến kho chứa LPG thì được hiển thị bằng
SVTH: Nhóm 2 Page 2
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) đều đặt tại trung tâm điều
khiển Dinh Cố.

1.1.2. Mục đích của việc xây dựng nhà máy
 Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác
dầu tại mỏ Bạch Hổ,Rạng Đông.
 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.

Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban
đầu.
 Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế.
 Sản phẩm condensate 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 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…
1.1.3. Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu
được vận 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 hydrocarbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm
nhiên liệu cho nhà máy điện.
Hiện nay, do sản lượng khí từ mỏ Bạch Hổ đang giảm dần theo thời gian
nên nhà máy sẽ tiếp nhận khí bổ sung từ các mỏ khác từ khu vực bể Cửu Long:
Rạng Đông,Sư Tử Trắng, Rồng - Đồi Mồi, Tê Giác Trắng…
SVTH: Nhóm 2 Page 3
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
CHƯƠNG 2. CÔNG NGHỆ
2.1. Nguyên liệu và các thông số kỹ thuật
Nguyên liệu đầu vào của nhà máy là khí đồng hành (khí thu được từ quá
trình khai thác dầu). Khí nằm trong dầu mỏ có áp suất cao nên chúng hòa tan
một phần trong dầu. Khi khai thác lên áp suất giảm nên khí được tách ra thành

khí đồng hành.
Lượng khí đồng hành đi vào nhà máy thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏ
khác. Sau đó khí được dẫn vào bờ theo đường ống khí cao áp có đường kính 16’’
về nhà máy.
Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4,3 triệu m
3
khí/ngày. Hiện nay,
do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là
5,7-6,1 triệu m
3
khí/ngày.
SVTH: Nhóm 2 Page 4
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
Bảng 2.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông
(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1)
ST
T
Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ
thuật
1 Chất lỏng tự do nhỏ hơn % 1
2 Nhiệt độ điểm sương của hydrocacbon ở
áp suất giao và chế độ vận hành bình
thường, nhỏ hơn
o
C 30.5
3 Nhiệt độ điểm sương của hydrocacbon ở
áp suất giao và chế độ vận hành không
qua máy nén nhỏ hơn
o
C 54

4 Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất
giao, nhỏ hơn
o
C 5
5 Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình
thường trong khoảng
o
C 15-85
6 Nhiệt trị toàn phần (GHV), không nhỏ
hơn
Btu/Scf 950
7 Hàm lượng CO
2
nhỏ hơn %V 1
8 Tồng hàm lượng chất trơ kể cả CO
2
nhỏ
hơn
%V 2
9 Hàm lượng H
2
S nhỏ hơn ppm 10
10 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30
11 Hàm lượng O
2
%V 0.1
12 Hàm lượng metan không ít hơn %V 70
STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ
thuật
1 Áp suất ban đầu tại giàn ống đứng

không nhỏ hơn
bar 125
2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn
ống đứng
o
C -
3 Điểm sương của nước ở áp suất
125 bar nhỏ hơn
o
C 5
4 Hàm lượng CO
2
và N
2
nhỏ hơn % mole 2
5 Hàm lượng O
2
%V 0.1
6 Hàm lượng H
2
S ppm 10
SVTH: Nhóm 2 Page 5
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
7 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30
8 Methane, ethane, propan, i-butan,
n-pentane, hexane, heptanes,
octanes, nonanes,decanes,
undercanes, dodercanesplus
% mole Báo cáo
9 Khối lượng riêng của khí vào bờ ở

điều kiện 15
o
C và 1.01325 bar
Báo cáo
10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/mole Báo cáo
11 Nhiệt trị của khí vào bờ MJ/m
3
Báo cáo
12 Khối lượng riêng của condensate ở
điều kiện bình tách 28
o
C, 10 bar
Báo cáo
13 Trọng lượng phân tử của
condensate trắng
g/mole Báo cáo
Bảng 2.2 Đặc điểm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ
(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2)
SVTH: Nhóm 2 Page 6
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
2.2.Sản phẩm và các chỉ tiêu kỹ thuật
2.2.1. 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 2.3 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
SVTH: Nhóm 2 Page 7
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
iC
4

H
10
0,322 Hơi
nước
0,00822
nC
4
H
10
0,371
Bảng 2.4 Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô
Thông số AMF MF GPP
Áp suất tối thiểu, kPa 4700 4700 4700
Nhiệt độ; C 20.9 27.2 56.4
Điểm sương hydrocacbon; C 20.3 -10.7 -38.7
Điểm sương của nước; C 15 4.6 6.6
2.2.2. LPG (Liquefied Petroleum Gas)
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
gồm có:
 Propan (C
3

H
8
): 60% mol
 Butan (C
4
H10): 40% mol
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
SVTH: Nhóm 2 Page 8
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
đang sử dụng khoảng 3-5 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
Bảng 2.5.Các chỉ tiêu kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy xử lý
khí Dinh Cố.
Sản phẩm Propan Butan
Áp suất hơi bão hòa 13 bar ở 37.7
o
C 4.83 bar ở 37.7
o
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
Nhiệt trị 11100 kcal/kg 10900 kcal/kg
Nhiệt độ ngọn lửa 1967
o
C 1973
o
C
SVTH: Nhóm 2 Page 9
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng
thì propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn.Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa
cách nhau khá xa.

 Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t
0
= -45, P = 1bar
hoặc t
0
= 20
0
C, P = 9bar
 Để hóa lỏng butan thì cần điều kiện: t
0
= -2
0
C, P = 1bar
hoặct
0
= 20
0
C, P= 3bar.
Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ởtừng chế độ khác nhau
Bupro
Chế độ AMF MF GPP
Lưu lượng
(tấn/ngày)
640
Áp suất (bar) 13
Nhiệt độ (
0
C) 47,34
Propan
Chế độ AMF MF GPP

Lưu lượng
(tấn/ngày)
535
Tỷ lệ thu hồi (%) 85,2
Áp suất (bar) 18
Nhiệt độ (
0
C) 45,57
% mol C
4
cực đại 2,5
SVTH: Nhóm 2 Page 10
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
Butan
Chế độ AMF MF GPP
Lưu lượng (tấn/ngày) 415
Tỷ lệ thu hồi (%) 92
Áp suất (bar) 9
Nhiệt độ (
0
C) 45
% mol C
5
cực đại 2,5
2.2.3. Condensate
a. 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.
Condensat ở Việt Nam có 02 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 – 40bar) 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 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,5
0
C
SVTH: Nhóm 2 Page 11
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
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 condensate này là 9500 tấn/năm.
Các đặc tính kỹ thuật của condensate:
- Áp suất hơi bão hòa (Kpa): 60
- C
5
+
: 13%
- Tỷ trọng (Kg/m
3
): 310
- Độ nhớt (C
p
): 0,25647
b. 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.
SVTH: Nhóm 2 Page 12
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
 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.
Dung môi PI(
0
F) PF(
0
F)
Ete dầu hỏa 86 140
Dung môi cao su 150 250
Naphta sạch 350 450
Dung môi pha sơn 420 560
Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu
được các sản phẩm khác như: n-pentan, n-heptan, naphtan nhẹ…
 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.
Bảng 1.5. Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của condensate
SVTH: Nhóm 2 Page 13
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
(Chứng thư giám định phẩm chất ASI No: 08638A/GĐAC)
Chỉ tiêu giám định Đơn vị Kết quả Phương pháp
Màu sắc Trong VISUAL
Tỷ trọng Kg/l 0,6700 D-1298
Chưng cất
IBP
10 %
50 %
90 %
FBP
o
C
36
45
56
107
149
D-86
Cặn và hao hụt:
- Áp suất hơi bão hòa ở 37,8
o
C
- Hàm lượng lưu huỳnh, S

% VOL
KPa
% W
2,0
75,5
0,01
D-323
D-1266
Ăn mòn lá đống - 1 a D-130
Hàm lượng nhựa thực tề
mg/100
ml
1 D-381
Trị sồ Octane RON 64,0 D-2699
Hàm lượng nước % VOL 0 D-130
Hàm lượng than cặn % W 0 D-473
Bảng 1.6. Chỉ tiêu kỹ thuật của Condensate
Chỉ tiêu Chế độ vận hành
SVTH: Nhóm 2 Page 14
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
AMF MF GPP
Lưu lượng
(tấn/ngày)
330 380 400
Áp suất
(kPa)
800 800 800
Nhiệt độ
(
o

C)
45 45 45
Hàm lượng
C
4
max (%)
2 2 2
2.3.Các thiết bị chính của nhà máy
2.3.1. 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.
SVTH: Nhóm 2 Page 15
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
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 25,6
0
C. SC bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400
m
3
. Khi phân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ công
nghệ tiếp theo.
Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới
sự điều khiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm hai mức A
(cao), B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0112. Trong trường
hợp lượng lỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng
lỏng sẽ đóng để tranh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03.
Nước từ thiết bị SC đến thiết bị ILIC-0112 &0122 thông qua bình tách
nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển và
hydrocacbon hấp phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ được
đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn
nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52.
2.3.2. Thiết bị bốc hơi V-03
Thiết bị bốc hơi V-03 là thiết bị bốc hơi ba pha nằm ngang, vận
hành ở áp suất 75bar, nhiệt độ 18
0
C. Mục đích của thiết bị này để tách
hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat.
2.3.3. 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.
2.3.4 Tháp ổn định C-02 (stabilizer)
- Nhiệt độ:
SVTH: Nhóm 2 Page 16
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
+ Đỉnh tháp: 56 – 58
0
C.
+ Nhiệt độ dòng nhập liệu: 65
0
C.
+ Đáy tháp: 125 – 130
0
C.

- Áp suất: 11 bar.
- Lưu lượng dòng nhập liệu: 115 – 120 m
3
/h.
Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở
chế độ AMF dự phòng. Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một
tháp ổn định bằng sự bốc hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi
condensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 149
0
C trong trường hợp
thiết bị ổn định không hoạt động. Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF
thì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp
hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng.
2.3.5. Tháp tách C
3
/C
4
(C-03)
Thiết bị 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.
2.3.6. GAS STRIPPER C-04
Thiết bị C-04 chỉ được lắp đặt ở chế độ GPP nên cũng nên chạy nó ở chế
độ MF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP.Ở chế độ AMF sau khi hoàn chỉnh chế
độ GPP, hai máy nén alter có thể được sử dụng nhưng có thể không dùng một
cái.Khi ở chế độ AMF, nếu khí dùng để stripping là khí đến từ đỉnh tháp
deethaniser không sử dụng được.Máy nén còn lại được dùng để giữ lưu lượng
của condensat đến từ V-03 trong chế độ GPP cho dù khí stripper không đủ sử
dụng được.
SVTH: Nhóm 2 Page 17
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
2.3.7. Tháp làm sạch C-05
- Lưu lượng theo thiết kế: 200.000 sm3/h
- Áp suất: 33,5 bar
Vận hành hiện tại:
- Lưu lượng tổng: 245.000 sm3/h
- Nhiệt độ
+ Đỉnh tháp : -45
o
C
+ Đáy tháp: -11÷ -12
o
C.
- Áp suất: 35-37 barA.
- Dòng nguyên liệu thứ nhất (từ E-14 ):
+ Lưu lượng : 85.000 – 90.000 m
3

/h
+ Nhiệt độ : -60 ÷ 62
o
C.
- Dòng nguyên liệu thứ hai (từ CC-01):
+ Lưu lượng: 160.000 -165.000 sm
3
/h.
+ Nhiệt độ : -11 ÷ -15
o
C.
- Nhiệt độ:
+ Đỉnh tháp : 10-12
o
C.
+ Nhiệt độ dòng nhập liệu: 65-70
o
C.
+ Đáy tháp: 100
o
C.
- Áp suất: 27 barA.
- Lưu lượng dòng nhập liệu từ V-03: 15.000-20.000 Kg/h.
- Lưu lượng dòng lỏng từ C-05: 130-140 m3/h.
SVTH: Nhóm 2 Page 18
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
2.3.8. Hệ thống tách nước V-06 A/B
Thông số thiết kế:
- Lưu lượng dòng: 5 triệu m
3

/ngày.
- Áp suất vận hành: 109 bar.
- Nhiệt độ : 30 – 230
0
C.
- Hàm lượng nước đầu vào: hàm lượng nước bảo hoà trong
khí ở 109bar và 26
0
- Outlet Dew point: -65
o
C.
- Chênh áp tối đa cho phép: 80 kpa.
- Hai tháp làm việc song song, thời gian chuyển tháp là 8h.
Do đã có hệ thống tách nước bằng dietthylene glycol từ thượng nguồn tại
giàn nén trung tâm nên chu kỳ làm việc hiện nay có thể kéo dài lên 24h. Do đó
nếu mở rộng công suất dòng khí đầu vào thì V-06A/B vẫn đủ khả năng tiếp
nhận và xử lý dòng khí đầu vào với lưu lượng lớn hơn. Tuy nhiên cần phải tính
đến khả năng rút ngắn chu kỳ luân chuyển tháp và tính toán độ chênh áp qua V-
06.
2.3.9. Thiết bị TURBO – EXPANDER
Thông số thiết kế:
- Lưu lượng dòng vào đầu giản nở max: 170.000 sm
3
/h
- Áp vào/ra đầu giản: 109/33 bar.
- Lưu lượng đầu nén: 150.000 sm
3
/h
- Áp vào/ra đầu nén: 33/48 bar.
Vận hành hiện tại:

- Lưu lượng dòng vào đầu giản nở: 165.000-170.000 sm
3
/h
- Áp vào/ra đầu giản: 109/35-38 bar.
- Lưu lượng đầu nén: 200.000-210.000 sm
3
/h
- Áp vào/ra đầu nén: 35-38/48 bar.
Căn cứ theo thiết kế công suất vận hành của CC-01 và E-14 đã đạt
giá trị tối đa và không có khả năng tăng được nữa.
SVTH: Nhóm 2 Page 19
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
Thiết bị gồm hai phần chính: expander và máy nén.
Phần expander: gồm hai phần, 3 dòng khí từ V-06 vào expander từ 109bar
xuống 33,5bar làm cho nhiệt độ dòng giảm xuống đến -18
0
C. Ở nhiệt độ này
chủ yếu các hydrocacbon nặng (C
3
+
) được hóa lỏng và đưa đến tháp C-05 như
nguồn nạp liệu.
Phần máy nén: khi quá trình giảm áp tại turbo expander xảy ra thì dòng khí
sẽ được sinh công làm quay quạt gió trong expander, công được dẫn qua trục
truyền động dùng để chạy máy nén để tăng áp suất của dòng khí ra từ đỉnh tháp
C-05 từ 33,5bar lên 47bar.
2.3.10. Máy nén khí
Máy nén khí mà nhà máy sử dụng ở đây là máy nén kiểu piston và kiểu ly
tâm: máy nén K-01 là loại máy nén piston một cấp, K-02 và K-03 là loại máy
nén kiểu piston hai cấp, máy nén K-04 là loại máy nén ly tâm.

Mục đích của cụm máy nén K-01, K-02, K-03 là để thu hồi triệt để C
3
+
từ
khí ra của C-01 nén lên áp suất 109bar để đưa lại nhà máy.
2.4. Ba chế độ vận hành của nhà máy chế biến khí Dinh Cố
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế để xử lý, chế biến với năng
suất 1.5 tỷ m
3
khí/năm (khoảng 4.3 triệu m
3
/ngày). Nguyên liệu sử dụng cho nhà
máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, được xử lý để thu LPG và condensat, khí
còn lại được 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
(hoạt động 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
chính của nhà máy bị sự cố, cũng như bảo đảm trong quá trình bảo dưỡng, sữa
SVTH: Nhóm 2 Page 20
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
chữa các thiết 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 hoạt động theo ba chế độ.
• Chế độ AMF(absolute minimun facility): cụm thiết bị tối thiểu tuyệt
đối, ở chế độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên quá
trình làm lạnh không sâu (20
0
C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được là
condensat và khí khô không tách LPG. Khí thương phẩm với lưu lượng 3.7 triệu
m

3
khí/ngày cung cấp cho các nhà máy điện và thu hồi condensat với sản lượng
340 tấn/ngày.
• Chế độ MF(minimum facility): cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sản
phẩm 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
thể ngưng tụ C
3
, C
4
trong khí nên sản phẩm cho ta thêm Bupro (hỗn hợp butan
và propan). Sản lượng condensat là 380 tấn/ngày và Bupro là 630 tấn/ngày.
• Chế độ GPP(Gas Processing Plant): nhà máy xử lý khí. Đây là chế độ
tối ưu nhất, phương thức làm lạnh bằng Turbo – Expander có khả năng làm lạnh
sâu hơn chế độ MF. Ngoài ra trong chế độ này còn có thể tách riêng butan và
propan, sản lượng propan 540 tấn/ngày, butan là 415 tấn/ngày, condensat là 400
tấn/ngày.
2.4.1. CHẾ ĐỘ AMF
a. Mục đích :
Chế độ AMF có khả năng đưa nhà máy sớm đi vào hoạt động nhằm cung
cấp khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m
3
/ngày cho các nhà máy điện và
thu hồi condensat với sản lượng 340 tấn/ngày. Đây đồng thời cũng là chế độ dự
phòng cho chế độ MF, khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặc
cần sửa chữa, bảo dưỡng mà không có thiết bị dự phòng.
SVTH: Nhóm 2 Page 21
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
b. Các thiết bị chính
Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Nó chỉ

bao gồm các thiết bị chính sau:
− Hai tháp chưng cất C-01, C-05.
− Ba bình tách V-06, V-08, V-15.
− Máy nén Jet Compresser EJ-01 A/B.
− Bồn chứa Condensat TK-21, …
c. Mô tả chế độ vận hành AMF
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa tới Slug Catcher của nhà máy
bằng đường ống 16” với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6
0
C. Tại đây, condensat và
khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, còn nước chứa
trong condensat cũng được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52)
để xử lý. Ở đây nước được giảm áp tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị hấp
thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc.Nước sau đó được đưa
tới hầm đốt (ME-52).
Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher sẽ được giảm áp và đưa vào bình tách V-
03 hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20
0
C. V-03 dùng để tách
hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng bằng cách giảm áp.Với việc giảm áp từ 109
bar xuống 75 bar, nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để
tránh hiện tượng này bình được gia nhiệt đến 20
0
C 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
tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách được và
SVTH: Nhóm 2 Page 22
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn

lọc các hạt 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 hút khí từ đỉnh tháp C-01. Đầu ra của EJ-01A/B/C là dòng hai pha có
áp suất 47 bar và nhiệt độ 20
0
C 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 việc của 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 20
0
C.Phần đỉnh của tháp
hoạt động như bộ tách khí lỏng. Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng
tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01A/B/C. Dòng khí
ra từ đỉnh tháp 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-
01 nhằm mục đích phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài trời.Với ý nghĩa
đó trong 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 gia nhiệt của đáy C-01 là E-01A/B đến 194
0
C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ
64

0
C được trộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01A/B/C. Dòng Condensat ở đáy
tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và được làm lạnh bằng không khí ở E-09
để giảm nhiệt độ xuống 45
0
C trước khi ra đường ống dẫn Condensat về kho
cảng hoặc chứa vào bồn chứa TK-21.
SVTH: Nhóm 2 Page 23
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
SVTH: Nhóm 2 Page 24
Báo cáo thực tập GVHD: Th.S Nguyễn Văn Toàn
`
SVTH: Nhóm 2 Page 25