tìm hiểu quá trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng mea

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
KHOA: DẦU KHÍ
BỘ MÔN: LỌC HÓA DẦU
BÀI TẬP LỚN
MÔN:
KĨ THUẬT ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
CÁC QUÁ TRÌNH
VŨNG TÀU – 22/11/2010
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
KHOA: DẦU KHÍ
BỘ MÔN: LỌC HÓA DẦU
BÀI TẬP LỚN
MÔN:
KĨ THUẬT ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
CÁC QUÁ TRÌNH
GVHD: Ks.Phạm Trung Kiên

SVTH: 1.Ninh Thị Ngà
2.Đồng Bích Ngọc
3.Nguyễn Hữu Thiên
4.Nguyễn Viết Thọ
5.Vũ Đông Hưng
6.Nguyễn Hữu Nam
7.Nguyễn Đình Tự
8.Nguyễn Xuân Tăng
VŨNG TÀU – 22/11/2010
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU 2

CHƯƠNG 1 3
1.1 Khái niệm về khí tự nhiên 3
1.2 Nguồn gốc của dầu và khí tự nhiên 3
1.3. Thành phần và phân loại khí tự nhiên 4
1.4 Một số tính chất cơ bản của khí tự nhiên 6
CHƯƠNG 2 10
CHƯƠNG 3 14
1. SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ : 15
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 1 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
LỜI NÓI ĐẦU
Khí là nguồn nguyên liệu vô cùng quý hiếm gần như không thể thay thế và
tái sinh được, nó đóng vai trò cực kỳ quan trong nếu không muốn nói là quyết định
trong thời đại văn minh hiện nay và trong nhiều năm nữa khi mà những nguồn
năng lượng khác chưa thể thay thế được. Mọi sự biến động của cán cân cung và
cầu của dầu khí đều lập tức ảnh hưởng tới mọi lĩnh vực kinh tế, đến chính sách xã
hôi, thậm chí có thể dẫn đến xung đột vũ trang. Con người không dùng trực tiếp
khí thiên nhiên mà chế biến chúng thành các sản phẩm có tính chất kỹ thuật được
chuẩn hóa.

Khí đồng hành và khí thiên nhiên ngoài chứa các hydrocacbon còn chứa
các khí acid dioxitcacbon (CO
2
), hidrosunlfua(H
2
S), cũng như các hợp chất hữu cơ
chứa lưu huỳnh như oxit lưu huỳnh cacbon (COS), disulfua cacbon(CS
2
),
mercaptan(RSH) và các hợp chất khác. Những chất kể trên sẽ gây khó khăn cho sự

vận chuyển và sử dụng khí. Các chất dioxyt cacbon, H
2
S và mercaptan tạo điều
kiện thuận lợi cho sự ăn mòn kim loại, làm giảm hiệu quả của các chất xúc tác.
H
2
S , mercaptan, COS là những chất rất độc hại. Sự tăng hàm lượng các dioxyt
cacbon là không có lợi, đôi khi là không cho phép vì trong trường hợp này sẽ làm
giảm nhiệt, đốt cháy của nhiên liệu khí làm giảm hiệu quả sử dụng các đường ống
dẫn khí do đó các hợp chất chứa oxy và chứa lưu huỳnh thuộc loại không mong
muốn đối với quá trình chế biến khí. Vì vậy chúng ta cần loại bỏ chúng hay còn gọi
là làm ngọt khí. Để hiểu rõ về vấn đề này chúng em đã chọn đề tài: “Tìm hiểu quá
trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng
MEA.”
Chúng em xin chân thành cám ơn thầy giáo Phạm Trung Kiên đã giúp đỡ
chúng em hoàn thành bài tập này !
Trong quá trình làm bài mặc dù chúng em đã cố gắng hết sức nhưng cũng
không thể tránh khỏi những thiếu sót và sai lầm. Mong thầy có ý kiến chỉnh sửa
giúp chúng em.
Chúng em xin chân thành cám ơn thầy !

Vũng Tàu, ngày 22 tháng 11 năm 2010.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 2 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN
1.1 Khái niệm về 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
v.v
có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong những mỏ khí riêng rẽ hoặc tồn tại ở
trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên còn được hiểu là khí trong các mỏ khí. Khí tự
nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N
2
, H
2
S, CO
2
, khí trơ, hơi nước.
Người ta phân loại khí tự nhiên làm hai loại: khí không đồng hành (còn gọi
là khí thiên nhiên) và khí đồng hành. Khí thiên nhiên khai thác được từ mỏ khí, còn
khí đồng hành khai thác được trong quá trình khai thác dầu mỏ ở trong mỏ dầu.
Trong lòng đất, dưới áp suất và nhiệt độ cao, các chất hydrocacbon khí như CH
4
,
C
2
H

6
, C
3
H
8
phần lớn hòa tan trong dầu, khí bơm lên mặt đất, do áp suất giảm nên
chúng tách ra khỏi dầu tạo thành khí đồng hành.
Thành phần định tính, định lượng của khí tự nhiên rất giống nhau ở các mỏ
khác nhau, có thể khác nhau đáng kể ở các tầng trong cùng một mỏ. Giữa khí tự
nhiên và khí đồng hành không có sự khác biệt lớn về thành phần định tính, nhưng
về mặt định lượng thì khí đồng hành nghèo CH
4
, hơn và giàu C
4
+
hơn so với khí
thiên nhiên.
Khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quý giá, gần như
không tái sinh, đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong hoạt động kinh tế, trong cuộc
sống của con người. Một sự biến động trong cán cân cung cầu dầu khí đều lập tức
ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực kinh tế, đến chính sách kinh tế, xã hội. Ngày nay, dầu
khí được coi là tài nguyên chiến lược, chịu sự kiểm soát trực tiếp hoặc gián tiếp của
các quốc gia.
1.2 Nguồn gốc của dầu và khí tự nhiên.
Nguồn gốc hình thành dầu mỏ được các nhà khoa học giải thích theo nhiều
chiều hướng khác nhau, tuy nhiên giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu
mỏ là có nhiều cơ sở khoa học nhất. Các vật liệu hữu cơ tạo ra dầu mỏ có nhiều
nguồn gốc khác nhau, trong đó quan trọng nhất là các sinh vật đồng thời cũng có
một phần xác động thực vật hình thành nên.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 3 Lọc – Hóa Dầu - K53

BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Các giai đoạn hình thành dầu khí:
Quá trình hình thành dầu khí xảy ra trong một thời gian dài và liên tục. Sự
hình thành này xảy ra hàng triệu năm và có thể chia thành 4 giai đoạn sau:
● Giai đoạn 1: Giai đoạn này bao gồm các quá trình tích tụ vật liệu hữu cơ
ban đầu. Xác động thực vật được lắng đọng lại. Chúng được các vi sinh vật phân
huỷ thành khí và các sản phẩm tan trong nước, phần bền vững nhất không tan sẽ
lắng đọng lại thành các lớp trầm tích dưới đáy biển. Quá trình này diễn ra trong
khoảng vài triệu năm.
● Giai đoạn 2: Giai đoạn này bao gồm các quá trình biến các chất hữu cơ
thành các phân tử hydrocacbon ban đầu. Những hợp chất hữu cơ ban đầu không bị
phân huỷ bởi vi khuẩn là nhóm hợp chất béo. Qua hàng triệu năm, những hợp chất
này lắng sâu xuống đáy biển. ở độ sâu càng lớn, áp suất và nhiệt độ càng cao (t
0
:
100-200
0
C, p: 200-1000 atm). ở điều kiện này, các thành phần hữu cơ trên bị biến
đổi do các phản ứng hóa học tạo ra các cấu tử hydrocacbon ban đầu của dầu khí.
● Giai đoạn 3: Giai đoạn này bao gồm các quá trình di cư các hydrocacbon
ban đầu đến các bồn chứa thiên nhiên. Chúng được phân bố rải rác trong các lớp
trầm tích. Do áp suất trong các lớp đá trầm tích rất cao nên các hydrocacbon ban
đầu bị đẩy ra và di cư đến nơi khác. Quá trình di cư diễn ra liên tục cho đến khi các
hydrocacbon ban đầu đến được các lớp sa thạch, đá vôi, nham thạch có độ rỗng xốp
cao được gọi là đá chứa, từ đó hình thành nên các bồn chứa tự nhiên. Tại các bồn
chứa này, các hydrocacbon không thể di cư được nữa. Trong suốt quá trình di cư
ban đầu, các hydrocacbon luôn chịu các biến đổi hóa học và dần nhẹ đi.
● Giai đoạn 4: Giai đoạn này gồm các quá trình biến đổi dầu mỏ trong các
bồn chứa tự nhiên.
1.3. Thành phần và phân loại khí tự nhiên.

1.3.1. Thành phần của khí thiên nhiên
Khí tự nhiên là sản phẩm cuối cùng của quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ
của thế giới sinh vật thành dầu khí trong lòng đất. Về mặt hóa học, CH
4
là
hydrocacbon bền nhất, nên nó là hợp phần cơ bản của khí tự nhiên. Bên cạnh CH
4
khí tự nhiên còn chứa các hydrocacbon khí nặng hơn: C
2
H
6
, C
3
H
8
, C
4
H
10
, C
5
H
12
,
C
6
H
14
, C
7

H
16
Ngoài các hydrocacbon, khí tự nhiên còn chứa các khí vô cơ: N
2
,
CO
2
, H
2
S và hơi nước bão hòa với hàm lượng không cố định. Bảng 1.1 trình bày
thành phần của một số mỏ khí ở Việt Nam.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 4 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Bảng 1.1: Thành phần khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu
Long-Việt Nam (% theo thể tích).
Công thức
Rạng Đông
(chưa xử lý)
Bạch Hổ
(chưa xử lý)
Cửu Long
(đã xử lý)
CO
2
0,130 0,109 0,042
N
2
0,180 0,327 0,386
CH
4

78,042 74,672 83,573
C
2
H
6
11,109 12,218 12,757
C
3
H
8
6,947 7,176 2,438
i-C
4
H
10
1,208 1,548 0,301
n-C
4
H
10
1,648 2,221 0,371
i-C
5
H
12
0,258 0,548 0,061
n-C
5
H
12

0,207 0,589 0,059
C
6
H
14
0,112 0,390 0,012
C
7
H
16
0,134 0,165 0,000
C
8
H
18
0,025 0,036 0,000
Điểm sương của
hyđrocabon
30
0
C
Tại 45 bar
44
0
C
Tại 45 bar
-28
0
C
Tại 45 bar

Điểm sương của
nước
-
-30,10
0
C
Tại 57 bar
-1,10
0
C
Tại 45 bar
Hàm lượng nước
(g/m
3
)
- 0,102 Vết
Tổng hàm lượng
lưu huỳnh
17 (ppmv) 10 (ppmv)
16,2 (ppmv)
H
2
S
17 (ppmv) 10 (ppmv) 8,7 (ppmv)
RHS - - 7,5 (ppmv)
* Nguồn Petrovietnam Gas.Co, 11/2
1.3.2 Thành phần hóa học và phân loại khí tự nhiên
Hợp phần cơ bản của khí tự nhiên là CH
4
, khí càng nặng thì hàm lượng CH

4
càng ít. Nhiệt độ ở các mỏ khí tự nhiên thường là một vài trăm độ do đó khí tự
nhiên luôn chứa cả những hydrocacbon C
5
+
, những chất ở thể lỏng ở điều kiện
thường. Lượng hydrocacbon C
5
+
có thể khá lớn đặc biệt là ở trong các mỏ ngưng tụ,
đôi khi đạt đến bốn trăm gam/m
3
khí.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 5 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Khí tự nhiên bao giờ cũng chứa các khí vô cơ với hàm lượng thường giảm
theo thứ tự N
2
, CO
2
, H
2
S, khí trơ (He, Ne), COS
Khí tự nhiên ở trong mỏ luôn luôn chứa hơi nước bão hòa, khí khai thác
được cũng thường bão hòa hơi nước nhưng cũng có thể chứa ít hơi nước hơn. Việc
khí khai thác có bão hòa hơi nước hay không là phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ
áp suất trong suốt quá trình khai thác.
Ở các mỏ khác nhau thành phần định tính và định lượng của khí tự nhiên
khác nhau.
Phân loại khí thiên nhiên.

Khí thiên nhiên có thể phân thành các loại sau:
● Theo nguồn gốc:
+ Khí đồng hành: Khí đồng hành là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu
trong quá trình khai thác và sau đó được tách ra khỏi dầu. Khí đồng hành được khai
thác từ các giếng dầu hoặc giếng dầu khí (chủ yếu là dầu).
+ Khí không đồng hành: Khí không đồng hành là khí khai thác từ mỏ khí và
mỏ khí ngưng tụ Condensat.
● Theo thành phần:
- Khí khô: Là khí có hàm lượng C
2
+
<10%.
- Khí ẩm: Là khí có hàm lượng C
2
+
≥ 10%.
- Khí chua là khí chứa H
2
S ≥ 5,8mg/m
3
khí hoặc nhiều hơn 2% thể tích CO
2
.
- Khí ngọt là khí có hàm lượng H
2
S và CO
2
thấp hơn các giới hạn của khí chua.
- Khí nghèo (khí gầy) là khí có hàm lượng C
3

+
nhỏ hơn 50g/m
3
khí.
- Khí béo (khí giàu) là khí có hàm lượng C
3
+
lớn hơn 400g/m
3
khí.
1.4 Một số tính chất cơ bản của khí tự nhiên.
Tính chất hóa lý của khí được quyết định bởi thành phần định tính và định
lượng. Tùy theo mục đích sử dụng cụ thể người ta thường quan tâm đến một số
trong các tính chất của khí. Sau đây là các tính chất tiêu biểu của khí và sản phẩm
của khí.
1.4.1. Áp suất hơi bão hòa
Áp suất hơi bão hòa là áp suất ở trạng thái bay hơi cực đại, khi tốc độ bay
hơi và tốc độ ngưng tụ trên bề mặt chất lỏng bằng nhau. Ta có thể coi gần đúng áp
suất hơi bão hòa P của một dung dịch lỏng tuân theo công thức:
P =
i
n
i
i
xP .
1
∑
=
Với P
i

, x
i
lần lượt là áp suất hơi bão hòa và nồng độ phần mol của cấu tử i
trong lỏng.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 6 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Vậy hợp phần i có nồng độ càng lớn, có áp suất hơi bão hòa càng lớn sẽ gây
ra một áp suất hơi bão hòa riêng phần càng lớn. áp suất hơi bão hòa của dung dịch
càng lớn khi chứa càng nhiều chất để bay hơi.
1.4.2. Khối lượng riêng và tỉ khối.
Khối lượng riêng của khí lý tưởng:
Lý thuyết về khí lý tưởng cho ta mối liên hệ sau:
P.V = n.R.T (1.1)
Trong đó:
P: Áp suất (Bar)
V: Thể tích (m
3
)
T: Nhiệt độ (
0
K)
n : số mol (mol)
R : Hằng số của khí tưởng = 0,08314 (m
3
.bar/ (mol.
0
K))
Khối lượng riêng của khí lý tưởng:
gp
M.P M.P

12,03
R.T T
ρ = = ×
(1.2)
Trong đó:
gp
ρ
: Khối lượng riêng của khí lý tưởng (kg/m
3
)
M: Khối lượng mol (kg/kmol).
Khối lượng riêng của khí thực:
).(
.
03,12
) (
.
zT
PM
zTR
PM
g
×==
ρ
(1.3)
Trong đó : z : Hệ số nén.
ρ
g
: Khối lượng riêng của khí, [kg/m3].
Tỉ khối của khí A so với khí B là tỉ số giữa khối lượng riêng của khí A và

khí B ở cùng nhiệt độ và áp suất.
1.4.3. Hàm ẩm và điểm sương của khí .
Khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác được từ các mỏ dưới lòng đất luôn
bão hoà hơi nước. Hàm lượng hơi nước có trong hỗn hợp khí phụ thuộc vào áp
suất, nhiệt độ và thành phần khí. Tại mỗi giá trị áp suất và nhiệt độ có thể xác định
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 7 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
được hàm lượng ẩm tối đa của khí. Hàm ẩm tương ứng với trạng thái khí bão hoà
hơi nước được gọi là hàm ẩm cân bằng hay còn gọi là độ ẩm cân bằng.
Để biểu diễn hàm lượng hơi nước có trong khí, người ta sử dụng hai khái
niệm: độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm tương đối.
- Độ ẩm tuyệt đối: là lượng hơi nước có trong một đơn vị thể tích hoặc một
đơn vị khối lượng (được biểu diễn bằng g/m
3
khí hoặc g/kg khí).
- Độ ẩm tương đối: là tỷ số giữa khối lượng hơi nước có trong khí và khối
lượng hơi nước tối đa có thể có trong khí ở điều kiện bão hoà (biểu diễn theo phần
trăm hoặc phần đơn vị).
- Điểm sương: nếu giảm nhiệt độ khí bão hoà hơi nước còn áp suất không
đổi, thì một phần hơi nước bị ngưng tụ. Nhiệt độ tại đó hơi nước có trong khí bắt
đầu ngưng tụ được gọi là điểm sương của khí ẩm tại áp suất đã cho.
1.4.4. Độ nhớt.
Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức cản trở giữa hai lớp chất lưu khi
chúng chuyển động tương đối với nhau. Đơn vị là cSt.
Độ nhớt phụ thuộc rất phức tạp vào bản chất, nhiệt độ, nồng độ, áp suất.
Không có một phương trình toán học nào, dù ở dạng rất phức tạp, cho phép tính độ
nhớt của tất cả các sản phẩm dầu mỏ, mà chỉ có những phương trình gần đúng để
tính độ nhớt cho những phân đoạn rất hẹp. Khác với ở thể lỏng, độ nhớt của
hydrocacbon ở thể khí tăng nhiệt độ tăng, giảm khi phân tử lượng tăng. Độ nhớt
gần như tăng tuyến tính với nhiệt độ, phân tử lượng càng lớn thì độ nhớt càng ít

phụ thuộc nhiệt độ.
Sự tăng áp suất làm tăng độ nhớt của hydrocacbon, đặc biệt khi chúng ở thể
hơi.
Người ta quan tâm đến độ nhớt của khí và sản phẩm của khí khi cần tính
toán công suất bơm, máy nén, trở lực đường ống trên đường ống dẫn khí cũng như
trong các thiết bị, khi tính độ hiệu dụng của tháp chưng cất
1.4.5. Trạng thái tới hạn của khí.
● Nhiệt độ tới hạn T
C
:
Một chất có thể biến từ trạng thái hơi sang trạng thái lỏng khi nhiệt độ giảm,
áp suất tăng trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn một giá trị nào đó. Trên nhiệt độ đó
không thể biến hơi thành lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ đó gọi là nhiệt độ tới
hạn (tới hạn của cân bằng lỏng - hơi).
Đối với các hydrocacbon từ C
1
đến C
5
có thể xác định nhiệt độ tới hạn T
C
(chính xác đến ± 1
0
K) theo phương trình:
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 8 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất

7,190
)1(645,2
)1(7,391
785,0

+
−+
−
=
n
n
T
C
(1.4)
(n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon).
Tương ứng với nhiệt độ tới hạn T
c
ta có các khái niệm áp suất tới hạn P
c
, thể
tích tới hạn V
c
.
● Áp suất tới hạn(P
c
): Đối với các hydrocacbon từ C
1
đến C
20
(trừ C
18
) có thể
xác định chính xác đến ± 0,05 Mpa theo phương trình sau:

2,1

977,7
51,49
n
P
C
+
=
(1.5)
(n: số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon).
● Thể tích tới hạn V
C
: Đối với các hydrocacbon từ C
3
đến C
16
có thể xác
định thể tích tới hạn chính xác đến 4cm
3
/mol có thể áp dụng phương trình:

22.0,58 += nV
C
(1.6)
(n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon)
1.4.6. Nhiệt cháy.
Nhiệt cháy của một chất là hiệu ứng nhiệt của phản ứng đốt cháy chất đó
bằng ôxi tạo thành ôxit cao nhất và các chất tương ứng.
Trong công nghiệp chế biến khí người ta dùng khái niệm nhiệt cháy trên và
nhiệt cháy dưới. Nhiệt cháy trên là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể lỏng bão
hòa CO

2
và các sản phẩm cháy. Như vậy, về mặt thực nghiệm phải xác định nhiệt
cháy trên bằng cách đốt nhờ O
2
bão hòa hơi nước.
Nhiệt cháy dưới, còn gọi là cháy tinh, là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể
hơi. Nhiệt cháy dưới Q
d
bao giờ cũng nhỏ hơn nhiệt cháy trên Q
t
một đại lượng
bằng nhiệt ngưng tụ hơi nước sinh ra.
1.4.7. Giới hạn cháy nổ.
Giới hạn cháy nổ dưới (trên) của một chất khí là phần trăm thể tích lớn nhất
(nhỏ nhất) của khí đó trong hỗn hợp với không khí hoặc với ôxy nguyên chất khi
hỗn hợp có thể cháy nổ.
Công thức tính giới hạn cháy nổ dưới cho hỗn hợp khí:
%100.
1
=








∑
=

n
i
i
i
N
x
y
Với y : là giới hạn cháy nổ của hỗn hợp khí
x
i
: là nồng độ phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 9 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
N
i
: là giới hạn cháy nổ dưới của cấu tử i.
Bảng 1.2: Một số tính chất hóa lý của hydrocacbon và N
2
, CO
2
, H
2
S
Thành
phần
Nhiệt độ sôi Nhiệt độ tới hạn
Áp suất
tới hạn
Thể tích
riêng tới

hạn
Hệ số
nén tới
hạn
0
C
0
K
0
C
0
K MPa cm
3
/g
CH
4
- 161,4 111,6 - 82,6 90,5 4,6 6,19 0,28
C
2
H
6
- 86,6 184,5 32,2 305,4 4,8 4,55 0,28
C
3
H
8
- 42,6 213,0 96,6 369,8 4,2 4,55 0,28
i- C
4
H

10
- 0,5 272,6 152,0 425,1 3,8 4,39 0,27
n-C
4
H
10
- 11,7 261,4 134,9 408,1 3,6 4,52 0,28
i-C
5
H
12
36,0 309,0 196,5 469,6 3,3 4,30 0,26
n-C
5
H
12
27,8 301,0 187,2 460,3 3,3 4,27 0,27
C
6
H
14
68,7 341,8 234,2 507,3 3,0 4,27 0,26
C
7
H
16
98,4 371,5 267,0 540,1 2,7 4,25 0,26
C
8
H

18
125,6 398,8 295,6 568,7 2,4 4,25 0,25
C
9
H
20
150,7 423,9 321,4 594,5 2,2 4,20 0,25
C
10
H
22
174,1 447,2 344,4 617,5 2,1 4,18 0,24
N
2
- 195,7 77,3 - 149,8 126,2 3,4 3,21 0,29
CO
2
- 78,4 194,6 31,05 304,2 7,3 3,17 1,27
H
2
S - 60,3 312,8 110,4 373,6 9,0 - 0,28
CHƯƠNG 2
TÌM HIỂU QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 10 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Việc lựa chọn các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành
phần của nguyên liệu bao gồm cả những tạp chất mà trong mà trong khi thành
phẩm yêu cầu loại bỏ. Một số tạp chất khi tác dụng với các dung môi khử acide có
thể hình thành các hợp chất mới mà khi đun nóng trong giai đoạn tái sinh sẽ không
bị phân hủy, các phẩn ứng này lại không thuận nghịch ở điều kiện quá trình. Điều

này dẫn đến giảm nồng độ của dung môi và do đó khả năng khử dung môi của
acide giảm dần. Qua kinh nghiệm thực tế cho thấy với những lượng nhỏ tập chất
tưởng như không gây hại gì lại có thể ảnh hưởng rất lớn tới việc lựa chọn dung môi
hoặc công nghệ làm sạch khí. Một điều quan trọng khi xét tới vấn đề này là là tỷ lệ
H
2
S:CO
2
trong khí nguyên liệu, do nồng đọ H
2
S trong các khí acide là yếu tố quyết
định chọn công nghệ, phương pháp làm sạch khí, các phương pháp xử lý chất thải
và làm sạch khí của công nghệ.
Trong công nghiệp chủ yếu dùng phương pháp hấp thụ đề làm sạch khí ra
khỏi H
2
S và CO
2
.Hấp thụ là quá trình hút khí bằng chất lỏng ,khí được hút gọi là
chất bị hấp thụ ,chất lỏng để hút gọi là cung môi (hay chất hấp thụ )khí không bị
hấp thụ là khí trơ. Tùy thuộc vào hàm lượng các tạp chất acide mà người ta sử dụng
các dung môi hấp thụ khác nhau. Các chất hấp thụ còn thỏa mãn các yêu cầu sau:
1. Có tính chọn lọc .đây là tính chất quan trọng nhất(nghĩa là chỉ hòa tan
một cấu tử còn các cấu tử khác không có khả năng hòa tan hoặc hòa tan rất ít
2. Độ nhớt của chất hấp thụ nhỏ để giảm trở lực và tăng hệ số chuyển khồi
3. Nhiệt dung riêng bé tiêu tốn năng lượng cho quá trình tái sinh nhỏ ,tiết
kiệm năng lượng cho quá trình hoàn nguyên dung môi ,
4. Có nhiệt độ sôi khác xa nhiệt dộ sôi của cấu tử hòa tan nhờ vậy dễ dàng
tái sinh dung môi bằng chưng cất
5. Nhiệt độ đóng rắn thấp không bị đóng rắn tại nhiệt dộ làm việc tránh hiện

tượng đóng rắn làm tắc thiết bị
6. Không tạo thành kết tủa khi hấp thụ để tránh tắc thiết bị và thu hồi
7. Ií bay hơi ,mất mát ít trong quá trình tuần hoàn hấp thụ ,tránh tổn thất
8. Không độc không gây ô nhiễm môi trường , không ăn mòn thiết bị
Có hai quá trình hấp thụ cơ bản là quá trình hấp thụ vật lý cơ bản là hấp thụ
vật lý và hấp thụ hóa học. Trong các quá trình hấp thụ vật lý, người ta sử dụng các
dung môi như propylen cacbonat,ete dimetyl plyetylen glycol, N-metylpyrolidon…
Trong quá trình hấp thụ hóa học người ta sử dụng dung dịch nước của các
alkanol amin. Khi áp suất riêng phần ủa khí acide thấp và trung bình khả năng hấp
thụ của ankanolamin tăng theo tỷ lệ H
2
S và CO
2
. Trong phạm vi ứng dụng này chất
hấp thụ hóa học có thể cạnh tranh với các dung môi vật lý. Các tính chất hóa lý cơ
bản của các dung môi alkanolamin được trình bày dưới đây :
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 11 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất

Quá trình tương tác CO
2
và H
2
S với monoetanolamin được mô tả bởi
phản ứng :




Với R_nhóm OHCH

2
CH
2
. Ở nhiệt độ thấp các phản ứng xảy ra từ trái sang
phải ở nhiệt độ cao từ phải sang trái. Trong trương hợp đầu H
2
S và CO
2
liên kết vói
chất hấp thụ, trong trường hợp thứ 2 diến ra sự phục hồi chất hấp thụ và tách các
khí axit được hấp thụ (H
2
S và CO
2
). Hiệu ứng tỏa nhiệt của phản ứng là: khi tương
tác H
2
S và CO
2
với dd MEA tương ứng là 1905 và 1917,6J/kg.
Quá trình làm sạch bằng MEA(2,18,22,26,28,29): dung môi là các dung dịch
nước monoetanolamin. Nồng độ MEA trong dung dịch không vượt quá 15-20% thể
tích. Khi bão hòa các dung dịch có nồng độ cao hơn bằng các khí axit thì vận tốc
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 12 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
ăn mòn kim loại tăng (dung dịch alkanolamin tinh khiết không có tích chất ăn
mòn). Mối liên quan giữa nồng độ dung dịch và vận tốc ăn mòn như vậy làm hạn
chế khả năng tăng hiệu quả của các quá trình hấp thụ bằng amin. Tuy nhiên trong
những năm gần đây nhờ việc nghiên cứu chất ức chế ăn mòn đã xuất hiện khả năng
tăng nồng độ chất hoạt động trong dung dịch đến 30% thể tích, nên quá trình làm

sạch bằng MEA trở thành có lợi và tiến bộ hơn.
Trong thiết kế hệ thống làm sạch bằng MEA thường nhận rằng nông độ khí
axit trong dung dịch đi ra từ mâm đáy của tháp hấp thụ phải lớn hơn 65-70% nồng
độ cân bằng (theo tỷ lệ với khí ban đầu). Khi đó mức độ bão hòa của dung dịch
phải không lớn hơn 0,3-0,4 mol/mol MEA. Trong thời gian gần đây một vài nhà
máy hóa chất khi làm sạch khí tổng hợp khỏi CO
2
(dưới áp suất) mức độ bão hòa
dung dịch đạt 0,6-0,7mol/molMEA. Điều này dẫn đến sự cần thiết sử dụng thép
hợp kim để chế tạo thiết bị hoặc ứng dụng chất ức chế ăn mòn khi vận hành thiết bị.
Quá trình làm sạch khí khỏi H
2
S và CO
2
khi áp suất riêng phần của chúng không
cao hơn 0,6-0,7Mpa.
Ưu điểm của quá trình: làm sạch khí triệt để khỏi H
2
S và CO
2
được bảo đảm
trong khoảng áp suất riêng phần rộng, monoetanolamin có tính ổn định hóa học
cao, dễ tái sinh, có khả năng phản ứng cao công nghệ và thiết bị đơn giản và độ bền
cao khi vận hành đúng, dung dịch monoetanolamin tương đối khó hấp thụ
hidrocacbon, nên có khả năng làm tăng hiệu quả sản xuất lưu huỳnh từ khí axit làm
sạch bằng MEA.
Nhược điểm của quá trình: mức độ bão hòa của dung dịch thấp, lưu lượng
riêng chất hấp thụ và chi phí vận hành cao, một vài tạp chất (CO
2
, COS, CS2,

HCN, SO
2
và SO
3
) chứa trong khí nguyên liệu khi tương tác với dung môi tạo
thành các hợp chất cao phân tử không tái sinh được hoặc khó tái sinh, làm mất hoạt
tính chất hấp thụ, tăng tính tạo bọt và tính ăn mòn của dung môi, khi có COS và
CS
2
trong khí quá trình không được ứng dụng, mức thu hồi mercaptan và các hợp
chất hữu cơ chứa lưu huỳnh thấp, tăng khuynh hướng tạo bọt khi có các
hidrocacbon lỏng, sulfua sắt, thiosulfit và các sản phẩm phân hủy monoetanolamin,
cũng như các tạp chất cơ học và một số dạng chất ức chế ăn mòn rơi vào hệ thống.
Theo số liệu của Kempbeo vận tốc phân hủy MEA do tương tác không thuận
nghịch của monoetanolamin với CO
2
, COS và CS2 có thể nhận 3,35 kg trên 1000
m
3
CO
2
, 1kg trên 1m
3
COS, 1kg trên 1m
3
CS
2
(đối với DEA nó bẳng 3,68 kg trên
1000 m
3

CO
2
; DEA thực tế không phản ứng với COS Và CS2 tạo thành các hợp
chất không được phục hồi). Các hợp chất hữu cơ lưu huỳnh (mercaptan, disulfur,
theofen ) chứa trong khí thiên nhiên và dầu mỏ, không phản ứng với amin. Để loại
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 13 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
ra khổi dung dịch các tạp chất cơ học và sản phẩm của phản ứng không thuận
nghịch người ta sử dụng các phương pháp khác nhau, đặc biệt trong nhiều hệ thống
công nghiệp với mục đích này một phần dung dịch được lọc và bay hơi trong bình
đặc biệt. Nồng độ các sản phẩm này trong dung môi không được vượt quá 0,1 -
0,5%.
Để loại trừ tạo bọt người ta cho thêm vào dung dịch monoetanolamin phụ gia
chống tạo bọt (0,001-0,0015% ). Chất chống tạo bọt thường dùng là huyền phù
nước silicon hoặc rượu có nhiệt độ sôi cao (oleil…). Sự thử nghiệm KE-10-12 trên
một hệ thống công nghiệp cho thấy rằng sự ứng dụng chất chống tạo bọt cho phép
giảm thất thoát dung môi, bảo đảm hệ thống hoạt động ổn định, cũng như tạo điều
kiện tăng năng suất chất hấp thụ và chưng cất. Để hiểu thêm về quá trình chúng ta
sẽ đi tìm hiểu sơ đồ công nghệ và thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình này.
CHƯƠNG 3
THIẾT LẬP SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ, ĐO VÀ ĐIỀUKHIỂN
QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 14 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
1. SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ :
Sơ đồ công nghệ cho quá trình làm sạch khí bằng MEA được minh họa trên
hình 1:
Hình 1:Sơ đồ công nghệ quá trình làm ngọt khí axit bằng (MEA)

Tháp hấp thụ ( 1) có khoảng 20 đĩa ở phần chính. Phần trên của tháp hấp thụ
có tiết diện bé hơn gồm khoảng 4 đĩa ngăn cách với phần chính ở dưới bằng 1 cái
nón. Nước được tưới từ trên đỉnh tháp qua 4 đĩa đó để lôi cuốn các giọt amin có thể
bị kéo theo từ phần dưới hấp thụ. Nước chua chảy trên nón và ra ngoài. Tháp
stripping cũng gồm khoảng 20 đĩa được làm nóng bằng dòng hơi nước quá nhiệt.
Bồn chứa tách khí (2) có tác dụng làm thoát khí hidrocacbon tan trong amin ở điều
kiện áp suất cao trong (1) vì bồn chứa (2) hoạt động ở áp suất thường . Việc loại
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 15 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
hidrocacbon ở (2) có tác dụng ngăn không cho hydrocacbon vào phân xưởng ở đó
chúng có thể biến thành muội than trong quá trình oxy hóa H
2
S bằng không khí.
Thiết bị trao đổi nhiệt giữa dòng amin giàu và amin sạch (3) thiết bị làm sạch (6) có
tác dụng hạ nhiệt độ dòng amin sạch đến nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ trung bình của
tháp hấp thụ dồng thời cấp nhiệt cho dòng amin giàu trước khi vào tháp stripping
(4). Ankanolamin là những chất rất dễ tạo bọt nên dòng amin sạch ra khỏi đáy (4)
được lọc một phần ở thiết bị (5) chứa than hoạt tính (5%). Các đĩa trong 1 được
thiết kế sao cho tốc độ chảy của pha lỏng trong ống chảy chuyền nhỏ hơn 5cm/s.
Trên thực tế ta cũng có thể dùng tháp đệm.
Nhiệt độ ở tháp hấp thụ tăng từ trên xuống dưới vì sự tỏa nhiệt khá nhiều
bởi quá trình hấp thụ hóa học. Nhiệt hấp thụ là 455kcal/kg H
2
S cho trường hợp
MEA, nhiệt độ trong tháp hấp thụ thường là 40-50
0
C.
Tháp tái sinh được gia nhiệt bằng dòng hơi nước quá nóng ở nhiệt độ không
quá 180
0

C. Dòng amin giàu vào đỉnh tháp tái sinh có nhiệt dộ thấp hơn nhiệt độ ở
đáy tháp tái sinh khoảng 30
0
C. Nhiệt độ ở đáy tháp khoảng 120
0
C. Lượng hơi nước
cần dùng vào khoảng 120kg/m
3
amin.
Áp suất trong tháp hấp thụ khá lớn, luôn lớn hơn chục atm, còn áp suất
tháp tái sinh cần phải nhỏ. Trong trường hợp không cần có dung môi amin rất sạch
thì áp suất đó không nên quá bé để dòng amin sạch ra khỏi đáy tháp có thể tự chảy
qua hệ thống thiết bị nhiệt và bồn chứa.
2. SƠ ĐỒ ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 16 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 17 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Hình 2: Sơ đồ đo và điều khiển quá trình làm ngọt khí bằng MEA

Mục đích điều khiển chính là điều chỉnh sao cho nồng độ H
2
S có trong khí
ngọt đạt mức mong muốn và lượng H
2
S đi ra sao cho MEA tái sinh chứa H
2
S theo
một tỉ lệ nhất định được đưa ra từ trước. Dòng khí chua đi vào, dòng khí ngọt đi ra
từ đỉnh tháp 1 và dòng khí H

2
S đi ra từ đỉnh tháp 4 lần lượt có nhiệt độ và lưu
lượng là : T
GI
, W
GI
; T
GU
, W
GU
; T
H2S
, W
H2S
.
Nồng độ H
2
S trong dòng khí ngọt là X
GU
, nồng độ H
2
S trong dòng khí H
2
S đi
ra từ đỉnh tháp 4 là X
H2S
. X
GU
và X
H2S

có thể được điều chỉnh bằng cách điều chỉnh
lưu lượng các dòng khí ra phụ thuộc theo áp suất đỉnh tháp và áp suất đặt trước.
X
GU
≥ P
H2S
/P
Với P
H2S
là áp suất hơi bão hòa của H
2
S trên dung dịch amin sạch, P là áp suất
tại đỉnh tháp.
Trong quá trình làm ngọt ta cần phải gia nhiệt cho amin lỏng trong tháp 4 để
thúc đẩy quá trình bay hơi của H
2
S. Làm lạnh và lọc dòng amin hồi lưu trở lại tháp
1 để dòng này trở thành dòng amin sạch tiếp tục cho quá trình. Dòng khí H
2
S bay
hơi cũng phải được làm sạch và cho ngưng tụ các HC và tạp chất còn lẫn. Ngoài ra
các cảm biển điều khiển sẽ điều khiển mức chất lỏng có trong 2 tháp 1 và 4 tránh
tình trạng tháp quá cạn hoặc đầy tràn gây nguy hiểm cho người và thiết bị. Thiết bị
trao đổi nhiệt 3 chỉ có tác dụng tận dụng nhiệt của dòng amin hồi lưu để làm tăng
nhiệt độ đầu vào dòng amin giàu vào tháp 4 nên ta không phải điều khiển quá trình
trao đổi nhiệt này.
KẾT LUẬN
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 18 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Qua quá trình làm đề tài: “Tìm hiểu quá trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển

quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng MEA.” Nhóm chúng em đã thu được kết
quả sau:
1. Nắm rõ hơn về bản chất, thành phần, cách phân loại và các tính chất lý hóa
của khí tự nhiên
2. Hiểu rõ hơn về các công nghệ làm ngọt khí trong thực tế đặc biệt là công
nghệ làm ngọt khí bằng MEA.
3. Vận dụng được những kiến thức đã học để giải thích và thiết lập sơ đồ đo và
điều khiển quá trình làm ngọt khí bằng MEA.
4. Tạo được khả năng làm việc theo nhóm, biết tìm và tham khảo tài liệu.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Alexandre ROJEY, Traitement de gaz naturel, Technip, 1998.
2. John M. CAMPBELL, Gas conditioning and processing, Volume 1 and 2, John
M. Campbell and Company, 1998.
3. Donald L. Katz & Robert L. Lee, Natural gas engineering - Production and
Storage, McGraw-Hill, 1990.
4. Hóa học dầu mỏ và khí tự nhiên, Phan Tử Bằng, NXB Giao thông vận tải, Hà
Nội,199
5. Đỗ Văn Đài – Nguyễn Trọng Khuôn - Trần Quang Thảo – Võ Thị Ngọc Tươi –
Trần Xoa; Cơ sở các quá trình và thiết bị công nghệ hóa dầu, Tập 1 & 2, NXB Đại
Học và Trung học chuyên nghiệp
6. Công nghệ lọc dầu, Phan Tử Bằng, NXB Xây Dựng, Hà Nội, 2002
7. Petrovietnam Gas.Co, 11/2
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 19 Lọc – Hóa Dầu - K53