Tìm hiểu quy trình công nghệ nhà máy xử lý khí dinh cố và tính toán một số thông số kỹ thuật cho tháp tách butan

1
LỜI CẢM ƠN
Trong những năm được học tại trường Đại Học Mỏ - Địa Chất, em đã nhận
được sự dạy dỗ, chỉ bảo ân cần từ các thầy cô giáo, với những kiến thức mà các thầy
cô đã truyền đạt cho chúng em vô cùng bổ ích và quý báu, để phục vụ cho bản thân
em vì ngày mai lập nghiệp.
Em vô cùng cảm ơn các thầy giáo, cô giáo trong bộ môn Lọc – Hóa dầu,
khoa Dầu Khí những người đã dạy chúng em tận tình, chỉ bảo chúng em những kiến
thức vô cùng bổ ích về chuyên ngành chúng em học.
Đặc biệt em xin gửi lời cám ơn đến TS. Ngô Thanh Hải đã hướng dẫn tận tình và
chỉ bảo em trong suốt quá trình thực hiện đồ án.
Em xin cảm ơn những kiến thức bổ ích và sự giúp đỡ nhiệt tình của cô để em hoàn
thành đồ án này.
Hà Nội, ngày 25 tháng 11 năm 2014
Sinh viên thực hiện:
1
2
Mục Lục

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
STT Hình vẽ Tên hình vẽ Trang
1 Hình 2.1 Sơ đồ mô tả chế độ công nghệ AMF 25
2 Hình 2.2 Sơ đồ mô tả chế độ công nghệ MF 29
3 Hình 2.3 Sơ đồ công nghệ chế độ GPP 32
4 Hình 2.4 Sơ đồ công nghệ chế độ GPP chuyển đổi 37
5 Hình 3.1 Hình ảnh cấu tạo đơn giản của tháp chưng
cất
41
6 Hình 4.1 Sơ đồ dòng tại đỉnh tháp 48
7 Hình 4.2 Sơ đồ dòng để tính cân bằng cho toàn tháp 49
2

3
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
STT Bảng Tên bảng biểu Trang
1 Bảng 1.1 Giới hạn cháy nổ ( theo %V) của một số
chất khí tại áp suất 1 bar
13
2 Bảng 2.1 Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol) 17
3 Bảng 2.2 Yêu cầu của khí khô thương phẩm 19
4 Bảng 2.3 Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG
thương phẩm
20
5 Bảng 2.4
Yêu cầu về Condensate thương phẩm
21
6 Bảng 4.1
Thành phần nguyên liệu
51
7 Bảng 4.2
Thành phần sản phẩm đỉnh
52
8 Bảng 4.3 Khối lượng phân tử trung bình của nguyên
liệu
52
9 Bảng 4.4 Khối lượng phân tử trung bình của nguyên
liệu
52
10 Bảng 4.5 Phần mol các cấu tử trong nguyên liệu, sản
phẩm đỉnh và đáy
54
11 Bảng 4.6 Điều kiện làm việc tại bình hồi lưu 54

12 Bảng 4.7 Điều kiện làm việc tại đỉnh tháp 55
13 Bảng 4.8 Điều kiện làm việc tại đáy tháp 56
14 Bảng 4.9 Tính L và V trong nguyên liệu 57
15 Bảng4.10 Phần mol các cấu tử trong nguyên liệu ở
pha hơi và pha lỏng
58
16 Bảng 4.11 Độ bay hơi tương đối của các cấu tử so với
HK
59
17 Bảng 4.12 Tìm hệ số với q= 0,7052 62
18 Bảng 4.13 Độ hồi lưu tối thiểu h
min
61
19 Bảng 4.14 Entanpy của dòng khí tại đỉnh tháp 62
20 Bảng 4.15 Entanpy của dòng distilat tại đỉnh tháp 63
3
4
21 Bảng 4.16 Entanpy của dòng hơi nguyên liệu 65
22 Bảng 4.17 Entanpy của dòng lỏng nguyên liệu 65
23 Bảng 4.18 Entanpy của dòng sản phẩm đáy 66
24 Bảng 4.19 Entanpy của dòng hồi lưu tại đáy tháp 67
25 Bảng 4.20 Khối lượng riêng của dòng lỏng tại đĩa số 1 68
26 Bảng 4.21 Khối lượng riêng của dòng lỏng tại đĩa số
17
69
27 Bảng 4.22 Nhiệt độ và áp suất tới hạn tại đỉnh tháp 70
28 Bảng 4.23 Nhiệt độ và áp suất tới hạn tại đáy tháp 71
29 Bảng 4.24 Kết quả tính toán được so với số liệu tham
khảo
74

CÁC KÝ TỰ VIẾT TẮT TRONG ĐỒ ÁN
AMF : Asolute Minimum Facility
MF : Minimum Facility
GPP: Gas Process Plant
LPG: Liquefied Petroleum Gas
LỜI MỞ ĐẦU
Hiên nay trên thế giới nghành công nghiệp chế biến khí ngày càng phát triển
mạnh khi các nguồn năng lượng trở nên khan hiếm và có nguy cơ cạn kiệt. Do vậy
việc sử dụng khí tự nhiên làm nguyên liệu cho sinh hoạt và cho các ngành công
nghiệp thay thế cho nguyên, nhiên liệu truyền thống. Mặt khác việc sử dụng khí tự
nhiên làm nhiên liệu có những đặc điểm nổi bật hơn so với các nhiên liệu khác. Nó
là nguyên liệu sạch so với các nhiên liệu khác vì không gây ô nhiễm môi trường do
hàm lượng CO
2
và H
2
S thải ra ở mức độ tối thiểu. Riêng ở Việt Nam ngành công
nghiệp dầu khí đang phát triển. Chúng ta đã bắt đầu khai thác những tấn dầu đầu
tiên vào năm 1986 và cho đến nay tốc độ phát triển của ngành công nghiệp này tăng
rất nhanh. Trong giai đoạn đầu khai thác dầu gần như lượng khí đồng hành thu được
bị đốt bỏ ngay tại giàn. Đây là sự lãng phí rất lớn do đó tới năm 1997 nhà máy chế
biến khí Dinh Cố ra đời với công suất ban đầu 4,3 triệu tấn/ ngày. Với nguyên liệu
4
5
là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ dẫn tới. Sản phẩm của nhà máy là LPG, Condensat
và khí đốt cung cấp nhà máy điện. Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy xử lý
khí đầu tiên của nước ta với dây chuyền công nghệ hiện đại, trong đó tháp chưng
cất phân đoạn C
3
- C

4
là cụm thiết bị rất quan trọng trong dây truyền công nghệ này.
Cho nên việc nghiên cứu tháp chưng cất là yêu cầu rất cần thiết để tiếp cận với
những tiến bộ khoa học kỹ thuật của ngành công nghiệp dầu khí thế giới. Chính vì
những lý do trên em chọn đề tài “ Tìm hiểu quy trình công nghệ nhà máy xử lý
khí dinh cố và tính toán một số thông số kỹ thuật cho tháp tách butan ’’.
Đồ án được thực hiện với mục tiêu hiểu và tính toán được các thông số của
tháp chưng cất như: đường kính tháp, chiều cao tháp…, với lưu lượng nguyên liệu
và yêu cầu sản phẩm cho trước. Đồng thời nắm được các chế độ vận hành trong nhà
máy chế biến khí Dinh Cố.
Cấu trúc đồ án gồm 4 chương:
Chương 1 giới thiệu tổng quan về khí tự nhiên các tính chất vật lý và hóa học,
những ứng dụng của khí trong công nghiệp hiện nay. Chương 2 giới thiệu tổng quan
nhà máy chế biến khí Dinh Cố như: mục đính và ý nghĩa của nhà máy, các sản
phẩm của nhà máy và các chế độ vận hành. Chương 3 nêu khái quát chung về tháp
chưng cất như cấu trúc và nguyên tắc hoạt động. Chương 4 tính toán các thông số
cơ bản của tháp chương cất phân đoạn C
3
và C
4
của nhà máy chế biến khí Dinh Cố.
CHƯƠNG 1 : TỔNG QUAN VỀ KHÍ
1.1. Khái niệm khí tự nhiên
Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH
4 ,
C
2
H
6 ,
C

3
H
8 ,
C
4
H
10…
có
trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong các mỏ riêng rẽ hoặc tồn tại trong các
lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N
2 ,
H
2
S, CO
2,
khí trơ,
mercaphtan và hơi nước.
Trong nghĩa hẹp, khí tự nhiên được hiểu là khí trong các mỏ khí ở đó gần
như chỉ có khí mà không có dầu. Metan chiếm 70 – 80% thể tích khí tự nhiên .
Theo nghĩa rộng, khí tự nhiên gồm cả khí đồng hành đó là khí hòa tan trong
dầu mỏ hay lượng khí trong các mỏ khí ỏ trên cùng các mỏ dầu. Metan chiếm từ 48-
80% thể tích khí đồng hành.
5
6
Cũng như dầu mỏ, khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu của con
người trong thời đại văn minh hiện nay.
1.2. Phân loại khí
1.2.1. Phân loại theo nguồn gốc khai thác.
Theo cách phân loại này, người ta phân thành 2 loại:
Khí tự nhiên: các khí chứa trong các mỏ riêng biệt mà thành phần chủ yếu là

metan(80-95% có mỏ lên đến 99%) còn lại là các khí như êtan, propan, butan…
Khí đồng hành: khí nằm trong dầu khi khai thác dầu có sự giảm áp ta sẽ thu
được khí này. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu từ nặng
hơn (C
2
+
) tăng lên đáng kể.
1.2.2. Phân loại theo hàm lượng axit
Theo cách phân loại này, ta có 2 loại khí sau:
Khí chua: khí có hàm lượng H
2
S>5,7mg/m
3
, và/hoặc hàm lượng CO
2
>2% thể
tích.
Khí ngọt: khí có hàm lượng các khí axit H
2
S<5,7mg/m
3
, và hàm lượng
CO
2
<2% thể tích.
1.2.3. Phân loại theo hàm lượng C
3
+
Theo cách phân loại này thì có 2 loại khí: khí béo và khí gầy
Khí béo: khí có hàm lượng C

3
+
>50g/cm
3
, có thể sản xuất ra loại khí tự nhiên
hóa lỏng LNG(Liquefied Natral Gas), khí dầu mỏ hóa lỏng LPG và sản xuất một số
hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ hóa dầu.
Khí gầy: khí có hàm lượng C
3
+
< 50 g/cm
3
dùng làm nhiên liệu cho công
nghiệp và sưởi ấm.
1.2.4. Phân loại theo hàm lượng C
2
+
Theo phân loại này có 2 loại khí khô và khí ẩm
Khí khô: khí có hàm lượng C
2
+
<10% thể tích
Khí ẩm: khí có hàm lượng C
2
+
>10% thể tích
6
7
1.3. Các tính chất hóa lý quan trọng của hydrocacbon
1.3.1. Nhiệt độ tới hạn

Mỗi chất khí có một nhiệt độ mà ở trạng thái cao hơn nhiệt độ đó, chất khí
này không thể hóa lỏng ở bất kì áp suất nào. Nhiệt độ này gọi là nhiệt độ tới hạn
(T
c
) tương tự T
c
ta cũng có khái niệm áp suất tới hạn P
c
, tại điểm tới hạn (T
c
, P
c
)
không còn khái niệm lỏng hay hơi, sôi hay ngưng tụ.
Đối với hỗn hợp khí nhiệt độ tới hạn và áp suất tới hạn phụ thuộc vào thành
phần hỗn hợp, ứng với mỗi thành phần khí sẽ tồn tại đại lượng nhiệt độ giả tới hạn
T
pc
và áp suất tới hạn P
tc
có thể tính gần đúng theo công thức:
T
pc
= ∑ T
ci
Y
i
( [1]- 51)
P
pc

= ∑P
ci
Y
i
( [1]- 51)
Trong đó: T
ci ,
P
ci
lần lượt là nhiệt độ tới hạn, áp suất tới hạn của cấu tử i.
Y
i
là phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp khi biết nhiệt độ và áp suất
giả tới hạn của các cấu tử xác định được nhiệt độ giả rút gọn T
pr
và áp suất
giả rút gọn P
pr
T
pr
= ( [1]- 49 )
Với:
P
pr
= ( [1]- 49 )
Trong đó:
T,P là nhiệt độ và áp suất làm việc. Hệ số nén Z của hỗn hợp khí được xác
định dựa vào đồ thị tương quan giữa T
pr
,P

pr
Z = f (T
pr
,P
pr
).
1.3.2. Áp suất hơi bão hòa
Áp suất hơi bão hòa của một chất lỏng là áp suất hơi riêng phần gây ra bởi
các phần tử hơi chất đó tồn tại trên mặt thoáng khi chất lỏng bay hơi nhiều nhất, hay
nói cách khác khi có cân bằng bay hơi – ngưng tụ.
Nếu dung dịch là chất khí lý tưởng theo định luật Rasult ta có:
P
i
= P
i
0
. X
i
Trong đó: P
i
: áp suất riêng phần của cấu tử i trong pha hơi
7
8
P
i
0
: áp suất hơi bão hòa của cấu tử i nguyên chất ở cùng một nhiệt độ
X
i
: phần mol của cấu tử i trong pha lỏng áp suất hơi bão hòa là đại

lượng đặc trưng quan trọng nhất của các Hydrocacbon, nó có ý nghĩa to lớn trong
việc lựa chọn công việc phục vụ sản xuất, trong việc pha chế ra các sản phẩm phù
hợp với điều kiện khí hậu từng vùng trong việc bảo quản và sử dụng các sản phẩm
khí.
1.3.3. Độ ẩm và điểm sương của khí
Độ ẩm của khí
Là lượng hơi nước có trong khí tại một áp suất và nhiệt độ xác định, nó còn
phụ thuộc vào lượng thành phần hóa học của khí. Người ta chia độ ẩm thành hai
khái niệm sau:
a. Độ ẩm tuyệt đối
Là hơi nước có trong một đơn vị thể tích hoặc một đơn vị khối lượng của khí
đo bằng g/m
3
hoặc H
2
O/kg khí. Hàm lượng độ ẩm phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất
và thành phần của khí.
Nếu khí có H
2
S và CO
2
thì hàm ẩm tăng lên.
Nếu khí có H
2
thì hàm ẩm giảm xuống.
b. Độ ẩm tương đối
Là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hòa ở cùng áp suất nhiệt độ, tại
đó tốc độ bay hơi bằng tốc dộ ngưng tụ.
Điểm sương của khí
Nếu giảm nhiệt độ của khí có chứa hàm lượng ẩm bão hòa và giữ áp suất

không đổi thì một phần hơi nước sẽ ngưng tụ thành giọt lỏng như sương. Nhiệt độ
mà tại đó hơi nước ngưng tụ được gọi là điểm sương. Khí có điểm sương càng thấp
thì hàm lượng nước trong khí càng nhỏ (điểm sương ở đây là điểm sương theo
nước).
1.3.4. Nhiệt dung riêng, nhiệt bay hơi, entanpy
Nhiệt dung riêng
8
9
Nhiệt dung riêng của một chất khí ký hiệu là C là lượng nhiệt cần thiết để
làm tăng nhiệt độ của một đơn vị khối lượng chất đó lên một độ, thường được đo
bằng cal/kg
0
C.
Nhiệt dung riêng là một hàm có giá trị phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ và bản
chất của nó. Nhiệt dung của các hydrocacbon tăng gần như tuyến tính với nhiệt độ,
gảm theo tỷ khối. Nhiệt dung của hỗn hợp khí phụ thuộc mỗi chất khí có một nhiệt
độ mà ở trạng thái cao hơn nhiệt độ đó.
Nhiệt bay hơi
Nhiệt bay hơi là lượng nhiệt cần thiết cung cấp cho một đơn vị khối lượng
chất lỏng để chuyển từ pha lỏng sang pha hơi, thường được tính bằng đơn vị kcal/kg
hoặc kJ/kg.
Nhiệt bay hơi phụ thuộc vào áp suất, nhiệt bay hơi tăng khi áp suất tăng
Entanpy
Trong chế biến khí người ta thường dùng Entanpy H, đây không phải là
entapy tuyệt đối mà là biến thiên entanpy từ nhiệt độ gốc quy ước T
0
đến nhiệt độ T
đang xét.
Đơn vị thường dùng của Entanpy là kcal/kg.
H =

Với L là nhiệt chuyển hóa của pha entanpy của Hydrocacbon ở thể hơi, phụ
thuộc vào áp suất, ở áp suất càng lớn thì entanpy càng bé.
1.3.5. Giới hạn cháy nổ
Giới hạn cháy nổ là phần trăm thể tích của nhiên liệu trong hỗn hợp với
không khí hoặc với oxy nguyên chất có thể bắt cháy khi gặp ngọn lửa.
Giới hạn cháy nổ trên
Là phần trăm thể tích hoặc % mol lớn nhất của một khí với hỗn hợp chứa
không khí hoặc oxy nguyên chất mà nó có thể bắt cháy khi gặp ngọn lửa được gọi là
cháy nổ trên.
Giới hạn cháy nổ dưới
9
10
Là phần trăm thể tích hoặc % mol nhỏ nhất của một khí với hỗn hợp chứa
không khí hoặc oxy nguyên chất mà nó có thể bắt cháy khi gặp ngọn lửa được gọi là
cháy nổ dưới.
Bảng 1.1 Giới hạn cháy nổ ( theo %V) của một số chất khí tại áp suất 1 bar
Chất
Hỗn hợp với không khí Hỗn hợp với oxi
Giới hạn cháy
nổ dưới
Giới hạn cháy
nổ trên
Giới hạn cháy
nổ dưới
Giới hạn cháy
nổ trên
CH
4
5.3 14.0 5.4 61.0
C

2
H
6
3.0 12.5 3.0 66.0
C
3
H
8
2.2 9.5 2.3 55.0
n-C
4
H
10
1.9 8.5 1.8 49.0
i-C
4
H
10
1.8 8.4 1.9 40.0
n-C
5
H
12
1.4 8.3 - -
n-C
6
H
14
1.2 7.7 - -
H

2
S 4.3 45.5 - -
Vùng an toàn
Vùng an toàn là vùng nằm ngoài của cháy nổ trên và cháy nổ dưới. Ta có
biểu thức tính giới hạn cháy nổ:
y=100 ( [1]- 63)
1.3.6. Khối lượng riêng
Khối lượng riêng của một hỗn hợp khí ( khí hiệu ) được tính theo
Phương trình trạng thái cho hệ thức:
=
Trong đó : là khối lượng riêng, kg/m
3
V là thể tích mol: V =
10
11
m là khối lượng khí, kg
hay: =
M là khối lượng mol phân tử trung bình của hỗn hợp
M = ∑x
i
M
i
Trong đó : X
i
là mol cấu tử i
M
i
là khối lượng mol phân tử cấu tử i
Khi áp suất, nhiệt độ thay đổi khi khối lượng riêng của hỗn hợp cũng thay đổi.
1.4. Các ứng dụng của sản phẩm khí

Khí dầu mỏ có ứng dụng rất rộng rãi trong công nghiệp và trong đời sống:
dùng cho sản phẩm xuất điện, cho các hộ công nghiệp, cho sản xuất phân urê, cho
hóa chất, cho tiêu thụ trong gia đình, cho giao thông vận tải.
Với ưu việt như vậy, khí dầu mỏ dùng làm nhiên liệu ở hầu hết các lĩnh vực kinh tế.
1.4.1. Sử dụng làm nhiên liệu
Ở nhiều nước đã dùng khí để phát điện (chiếm 70-80% sản lượng khí) bằng
các nhà máy điện chạy bằng tuabin khí, tuabin khí chu trình hỗn hợp.
Trong các ngành công nghiệp khác có thể sử dụng trong các lò đốt trực tiếp
trong các nhà máy sản xuất vật liệu xây dựng, luyện cán thép, sản xuất đồ gốm,
thủy tinh cao cấp, sản xuất hơi cho các mục đích sấy, tẩy rửa,… và yêu cầu công
nghệ khác của nhà máy chế biến thực phẩm, dệt, sợi,…
Trong giao thông vận tải, LPG có thể thay thế các loại nhiên liệu được sử
dụng trước đây là xăng, diesel cho các loại xe ôtô. Nó là loại nhiên liệu sạch, ít làm
ô nhiễm môi trường.
Ngoài ra khí còn làm chất đốt lý tưởng dùng cho đun nấu trong gia đình và
các dịch vụ ( nhà hàng, khách sạn), khí còn dùng cho các hệ thống sưởi ấm hoặc
điều hòa nhiệt độ ở những trung tâm lớn.
1.4.2. Sử dụng khí làm nguyên liệu
Khí còn có thể dùng làm nguyên liệu trong các ngành công nghiệp khác.
11
12
Sản xuất phân đạm urê cho nông nghiệp, chất nổ cho khai khoáng và quốc
phòng.
Sản xuất Methanol bán sản phẩm, từ đó có thể điều chế MTBE ( là một loại
phụ gia tăng chỉ số octan cho xăng thay cho chì, giảm độc hại môi trường), sợi tổng
hợp. Methanol là nguyên liệu chính để sản xuất nhiều sản phẩm công nghiệp quan
trọng như formalin, axit axêton, metylmetaxylat (MMA), dymethyltelephtalat
(DMT), alefin,…
Sản xuất sắt xốp theo công nghệ hoàn nguyên trực tiếp thay cho phương
pháp cốc hóa than truyền thống.

12
13
CHƯƠNG 2 : GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ
DINH CỐ
2.1. Mục đích và ý nghĩa của việc xây dựng nhà máy
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long Điền,
tỉnh Bà Rịa –Vũng Tàu cách tỉnh lộ 44 khoảng 1km, cách Long Hải khoảng 6km về
hướng bắc. Nhà máy tổng diện tích 89.600m
2
, dài 329m, rộng 280m.
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.
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 mang lại nguồn doanh thu khổng lồ cho đất nước.
Mục đích chính của nhà máy:
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 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 của nhà máy

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:
13
14
Bảng 2.1. Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol) [9]
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
14
15
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
2.3. Các sản phẩm của nhà máy
2.3.1. 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.
15
16
Bảng 2.2. Yêu cầu của khí khô thương phẩm [9]

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
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<4
7
ASTM D3588-91
Thành phần khí (%mol)
O
2
%mol < 7,5
ASTM D1945-96
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
2.3.2. Khí dầu mỏ hóa 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 tàu thủy ( LPG). Khí hoá
16
17
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 chở 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.
Bảng 2.3. Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG thương phẩm [9]
Tên chỉ tiêu
Mức chất lượng Phương
pháp phân
tích
Propa
n
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

D2158-97
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)
-
Số liệu báo cáo
17
18
2.3.3. Condensat
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
+
.
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.
Bảng 2.4. Yêu cầu về Condensate thương phẩm [9]
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
Axit tổng (mg KOH/g mẫu, max) 0,033 ASTM D974-95
Cốc cặn 10% đáy (%kl) 0,01 ASTM D189-95
Ăn 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 muối(mg/l) < 10 ASTM D3230-89
Hàm lượng mercaptan (ppm, 40 ASTM D3227-96
18
19
max)
Chỉ số octan (RON) (min) 45 ASTM D2699-95a

Chưng cất (oC, 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
2.4. Các chế độ vận hành của nhà máy xử lý khí Dinh Cố [9]
+ Chế độ vận hành AMF ( Asolute Minimum Facility).
+ Chế độ vận hành MF ( Minimum Facility )
+ Chế độ vận hành GPP ( Gas Process Plant )
+ Chế độ vận hành GPP chuyển đổi
2.4.1. Chế độ vận hành AMF [10]
2.4.1.1. 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.
2.4.1.2. Các thiết bị chính
Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Nó bao gồm các thiết
bị chính sau:
- Hai tháp chưng cất C-01, C-05.
- Ba bình tách V-06, V-08, V-15.
19
20
- Máy nén Jet Compresser EJ-01 A/B.
- Bồn chứa Condensat TK-21.
2.4.1.3. 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 hydrat 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 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 hóa lỏng 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:
20
21
− 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.
21
C-01
22
22
Dầu nóng
23
2.4.2. Chế độ vận hành MF [10]
2.4.2.1. Mục đích.
Trong chế độ vận hành MF, sản phẩm của nhà máy ngoài lượng khí thương phẩm
cung cấp cho các nhà máy điện, còn thu được lượng Condensat là 380 tấn/ngày và
lượng Bupro là 630 tấn/ngày.
2.4.2.2. Các thiết bị chính.
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. MF là chế độ cải tiến của chế độ
AMF. Nên ở chế độ này nhà máy bao gồm toàn bộ các thiết bị của chế độ AMF (trừ
EJ-A/B/C) cộng thêm các thiết bị chính sau :
− Tháp ổn định Condensat C-02
− Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-14, E-20
− Thiết bị hấp thụ V-06A/B
2.4.2.3. Mô tả chế độ vận hành MF

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08, đây là thiết bị được
thiết kế để tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt rắn. Mục đích của V-08 là
bảo vệ lớp chất hấp thụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm tác dụng và giảm tuổi
thọ của chúng. Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến
hai thiết bị E-14 và E-20 để làm lạnh. Dòng khí sau khi ra khỏi E -14 và E-20 là dòng
hai pha lỏng khí được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng. Khí ra tại đỉnh tháp C-05 làm
tác nhân lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26,5
0
C xuống
-17
0
C) trước khi làm lạnh bậc hai tại van giãn nở, dòng khí thương phẩm ra từ đỉnh C-
05 này sau khi qua E-14 nhiệt độ được tăng lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy
điện.
Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì
tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của một phần
dòng khí thương phẩm được gia nhiệt đến 220
0
C 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 được tách lỏng
ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.
23
TK-21
24
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việc
đưa 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-03 được
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

20
0
C lên 80
0
C 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 C
1
, C
2
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 qua đường 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 60
0
C và nhiệt độ đáy 154
0
C. Tại
đây C
5
+
được tách ra ở đáy tháp, sau đó chúng được dẫn qua thiết bị trao đổi 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 không khí 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.
24
25
25