lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí nam côn sơn nhằm thu hồi c3+ (109 trang)

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

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

Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
2
Trêng §¹i Häc Má - §Þa ChÊt Khoa DÇu KhÝ
Ch¬ng 1
Tæng quan vÒ khÝ
Sinh viªn: §ång ThÞ Thu HuyÒn Líp: Läc-Ho¸ dÇu K47
3
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
1.1. Khái niệm,và thành phần của khí.
1.1.1. Khái niệm.
Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH
4
, C
2
H
6
, C
3

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

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

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

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


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

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

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


=

V
=

V
Trong đó:

: Nhiệt chuyển pha.
V

: Biến thiên thể tích trong quá trình chuyển pha.
S

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

+ Nhiệt trị dới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nớc sinh ra
tồn tại ở thể hơi.
1.3.5. Các đại lợng tới hạn:
- Nhiệt độ tới hạn (Tc): nhiệt độ tới hạn của một chất là nhiệt độ mà ở nhiệt
độ cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ áp suất nào.
Nhiệt độ tới hạn đợc xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức:
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
7
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
T
c
=
7,190
)1(645,2
)1(7,391
785,0
+
+

n
n
Trong đó:
n: Là số nguyên tử cacbon.
- áp suất tới hạn (Pc): áp suất tới hạn của một chất là áp suất mà ở áp suất
cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ nhiệt độ nào.
áp suất tới hạn cũng đợc xác định bằng thực nghiệm và đợc xác định
theo công thức:
P
c
=

2,1
977,7
51,49
n+
- Thể tích tới hạn (Vc):
Thể tích tới hạn đợc xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức có
thể sai lệch 4 cm
3
/mol:
V
c
= 58,0 n + 22
1.3.6. Độ ẩm và điểm sơng của khí hydrocacbon
- Độ ẩm của khí là lợng nớc chứa trong khí
Có hai khái niệm đợc đa ra để đánh giá độ ẩm trong khí là độ ẩm tơng
đối và độ ẩm tuyệt đối.
+ Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lợng hơi nớc có trong khí ở điều kiện
nhiệt độ và áp suất xác định đợc tình bằng kg H
2
O/m
3
khí hoặc g
H
2
O/lít khí.
+ Độ ẩm tơng đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở
cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất.
- Điểm sơng:
Có hai phơng pháp tính điểm sơng của khí:
+ Điểm sơng theo nớc: là nhiệt độ tại đó hơi nớc bắt đầu ngng tụ tạo

thành sơng mù ở áp suất nhất định.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
8
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
+ Điểm sơng theo hydrocacbon: là nhiệt độ tại đó hydrocacbon bắt đầu
suất hiện ở thể lỏng ở áp suất nhất định.
1.4. Các sản phẩm của quá trình chế biến khí.
1.4.1. Khí khô thơng phẩm.
Khí khô thơng phẩm đợc bảo quản và vận chuyển trong đờng ống dẫn khí cao
áp đến 50 bar. Khí khô thơng phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần đợc bảo
quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-86.
Đặc tính của khí khô thơng phẩm.
Bảng 1.1: Yêu cầu kỹ thuật cần đạt đợc của khí khô thơng phẩm.
Tên chỉ tiêu
Đơn vị
tính
Mức chất l-
ợng
Phơng pháp phân
tích
Điểm sơng của nớc ở 45bar
0
C <5 ASTM D1142-95
Điểm sơng của hydrocacbon
ở 45 bar
0
C <5 Tính theo thành
phần khí
Hàm lợng tạp chất có đờng
kính không lớn hơn 10

m
à
Ppm

30 Phơng pháp trọng l-
ợng
Hàm lợng H
2
S Ppm

24 ASTM D2385-81
Hàm lợng lu huỳnh tổng
(H
2
S và mercaptan)
Ppm

36 ASTM D2385-81
Nhiệt trị toàn phần (GHV) MJ/m
3
37<GHV<47 ASTM D3588-91
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
1.4.2. LP G (Liquied Petrolium Gas).
Khí hoá lỏng: là hỗn hợp của các hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propan, propen,
butan và buten, có thể bảo quản và vận chuyển dới dạng lỏng trong điều kiện
áp suất trung bình ở điều kiện nhiệt độ môi trờng.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
9
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Đặc tính kỹ thuật của LPG:
Bảng 1.2: Yêu cầu kỹ thuật đối với LPG
Tên chỉ tiêu
Mức chất lợng Phơng
pháp phân
tích

Propan Butan Bupro
áp suất hơi ở 37,8
0
C, max (KPa) 1430 485 1430
ASTM
D1267-87
Hàm lợng lu huỳnh (max), (ppm)
185 140 140
ASTM
D2784-89
Hàm lợng nớc 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 lợng etan (%mol) - -
ASTM
D2158-97
Hàm lợng butan và các chất nặng
hơn, max, (%mol)
2,5 - -
Hàm lợng pentan và các chất
nặng hơn, max, (%mol)
- 2 2
Hydrocacbon không bão hoà,
(%mol)
-
Số liệu báo cáo
Đặc tính kỹ thuật của propan thơng phẩm:
- áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7
0
C.
- Hàm lợng etan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lợng butan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lợng propan: Tối thiểu là 96% thể tích.
Đặc tính kỹ thuật của butan thơng phẩm:
- áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7
0
C.

- Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1
0
C ở 1 bar.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
10
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Hàm lợng propan: Tối đa là 2% thể tích.
- Hàm lợng butan: Tối thiểu là 96% thể tích.
- Hàm lợng C
5
+
: Tối đa là 2% thể tích.
1.4.3. Condensate thơng phẩm.
Condensate thơng phẩm: là sản phẩm thu đợc sau quá trình chng cất phân đoạn
trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate thơng phẩm bao gồm chủ
yếu là các hydrocacbon C
5
+
.
Đặc tính kỹ thuật của condensate thơng phẩm:
Bảng 1.3: Yêu cầu kỹ thuật đối với condensate thơng phẩm
Các chỉ tiêu
Mức chất lợng
đăng ký
Phơng 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 lợng lu huỳnh (% kl, max) 0,25 ASTM D1552-95
Hàm lợng nớc (% tt) 0,1 ASTM D95-90
Hàm lợng 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
An mòn tấm đồng trong 3h ở
50
0
C
Loại 1 ASTM D130-94
Hàm lợng tro (% kl) 0,005 ASTM D482-94
Hàm lợng mối (mg/l) < 10 ASTM D3230-89
Hàm lợng mercaptan (ppm, max) 40 ASTM D3227-96
Chỉ số octan (RON) (min) 45 ASTM D2699-95a
Chng cất (
0
C, min)
IBP
50%
FGP
Phần cất sau 270
0
C (% tt, max)
Hàm lợng C
1

-C
4
(% tt, max)
Hàm lợng cặn (% tt, max)
10
65
130
20
2
2
ASTM D86-96
1.5. Thị trờng khí hoá lỏng, trữ lợng và tiềm năng về khí ở Việt Nam
1.5.1. Thị trờng khí hoá lỏng trong nớc.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
11
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Tình hình sử dụng khí hoá lỏng trong nớc:
ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên
liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao.
Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt
Nam có sản xuất LPG nhng không đủ cung cấp cho thị trờng Việt Nam.
Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn).
LPG 1992 1995 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Nhu cầu 0,4 55 170 202 323 404 518 622 751
Sản xuất - 1 140 268 298 347 363 366
Nhập khẩu 0,4 50 169 80,7 55 106 171 259 336
Sản xuất/tiêu
thụ (%)
0 0 0,6 69 83 74 67 58 49
*Nguồn: Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam.

Nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Na liên tục tăng nhanh. Tốc độ tăng trởng
trung bình giai đoạn 1998-2002 đạt 30%/năm. Từ năm 2003, tốc độ còn 20%
và năm 2003 là 13%.
Qua số liệu sự báo tốc độ gia tăng nhu cầu LPG của Việt Nam từ năm nay
đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm. Sau năm 2010, tốc độ này có thể tăng
trên dới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽ phát
triển. Nh vậy, tổng nhu cầu ớc khoảng 1,3-1,4 triệu tấn vào năm 2010 và lên
đến khoảng 2,8 triệu tấn vào năm 2015.
Khả năng cung cấp LPG trong tơng lai:
Trong khi đó, khả năng cung cấp LPG nội địa trong tơng lai sẽ không chỉ
có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lợng LPG còn đợc bổ sung bởi hai nhà máy:
lọc dầu Dung Quất và khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn.
Nhà máy Dinh Cố có khả năng cung cấp khoảng 350 nghìn tấn/năm từ
nay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trong
vòng 5 năm tiếp theo nếu không có điều chỉnh gì về nguồn khí.
Nhà máy lọc dầu Dung Quất: Dự kiến sẽ đi vào hoạt động năm 2008,
cung cấp sản lợng LPG khoảng 348 nghìn tấn/năm.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
12
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn dự kiến khoảng 494 nghìn tấn
LPG/năm.
Bảng 1.5: Dự báo nhu cầu tiêu thụ - khả năng cung cấp LPG giai đoạn
2006-2015 (nghìn tấn)
Năm
Khả năng cung cấp
Tổng khả
năng cung
cấp
Nhu cầu

tiêu thụ
Chênh lệch
tiêu thụ-
cung cấp
Dinh
Cố
Dung
Quất
Nghi
Sơn
2006 350 0 0 350 980 630
2007 350 0 0 350 1000 650
2008 350 348 0 698 1150 452
2009 300 348 0 698 1345 697
2010 300 348 436 1084 1550 466
2011 300 348 494 1142 1650 508
2012 300 348 494 1142 1850 708
2013 280 348 494 1122 2300 1178
2014 280 348 494 1122 2500 1378
2015 280 348 494 1122 2900 1778
Nhận xét: Khả năng sản xuất LPG trong nớc để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chỉ
đạt 50% và trong tơng lai có xu hớng ngày càng giảm dần kể cả khi có nhà
máy lọc đi vào hoạt động.
1.5.2. Trữ lợng và tiềm năng khí ở Việt Nam
Theo kết quả đánh giá khảo sát, thăm dò, trữ lợng khí xác định của Việt Nam
đang đợc đánh giá khoảng 1500 tỷ m
3
khí. Đợc phân bố chủ yếu ở bốn bể:
Nam Côn Sơn, Cửu Long, Sông Hồng, Thềm Tây Nam. Trữ lợng đã phát hiện
hiện nay chỉ chiếm khoảng 30% tổng trữ lợng tiềm năng.

Trữ lợng của các bể nh trong bảng 1.6
Bảng1.6: Trữ lợng khí tiềm năng (nguồn PetroVietnam).
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
13
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Bể
Trữ lợng, tỷ m
3
Đã phát hiện Tiềm năng
Nam Côn Sơn 140 196 532 700
Cửu Long 42 70 84 140
Malay - Thổ Chu 14 42 84 140
Sông Hồng 5.6 - 11.2 28 56
Bể khác - 532 700
Tổng 201.6 - 319.2 1260 1736
*Nguồn: Petro Vietnam Gas.co, 04/2001
1.6. Các nguồn và hệ thống đờng ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện tại
và trong tơng lai.
Hiện nay, Việt Nam đang khai thác khí thơng mại từ bố mỏ khí: Mỏ khí ở
trên bờ (Tiền Hải - Thái Bình) và ba mỏ khí ở ngoài khơi (Bạch Hổ, Rạng
Đông và Lan Tây).
1.6.1. Mỏ khí Tiền Hải
Đợc khai thác thơng mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày
03/07/1981, với lu lợng 100 nghìn m
3
/ngày. Mỏ Tiền Hải đợc với trữ lợng còn
lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ công nghiệp sẵn
có ở địa phơng tiêu thụ.
1.6.2. Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long
Hiện nay, chúng ta đang vận chuyển tuyến ống dẫn khí Rạng Đông -

Bạch Hổ - Phú Mỹ cung cấp khí đồng hành Cửu Long vào bờ. Công suất vận
chuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đa sang
trộn với mỏ Bạch Hổ) lên tời khoảng 2,1 tỷ m
3
/năm (tơng đơng 5,8 triệu
m
3
/ngày). Công suất của nhà máy Dinh Cố hiện nay có thể cung cấp đợc 1,68
tỷ m
3
thơng phẩm một năm (tơng đơng 4,6 triệu m
3
/ngày).
Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây
đợc cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa
của đờng ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m
3
/ngày (tơng đơng 7 tỷ m
3
/năm). Hiện
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
14
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m
3
/ngày (tơng đơng
4,0 triệu m
3
/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ.
1.6.3. Tuyến ống khí Tây Nam

Tuyến ống này bao gồm hai hệ thống đờng ống dẫn khí:
- Đờng ống dẫn khí thứ nhất: Có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ khu
vực mỏ PM 3-CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữa Việt
Nam và Malaysia) về khu liên hợp Khí - Điện - Đạm Cà Mau. Đờng ống
này có đờng kính 18 inch, phần ngoài biển dài 298 km và phần trên bờ
dài 41 km.
- Đờng ống dẫn khí thứ hai: Dẫn khí từ khu vực các lô B, 48/95 và 52/97
(vùng Vịnh Thái Lan) có đờng kính 24 inch, phần ngoài biển dài 230
km, phần trên bờ đợc nối chung với đờng ống thứ nhất,
Dự kiến đờng ống dẫn khí Tây Nam sẽ đợc khởi công xây dựng vào tháng
11 năm 2005, với công suất trong gia đoạn đầu khoảng 1,25
ữ
1,50 tỷ m3
khí/năm.
1.7. Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới.
Bảng 1.7: Kế hoạch cấp khí vào bờ giai đoạn 2006 2020 (tỷ m
3
)
Năm I II III IV V VI VII VIII IX X XI
2006 1,45 0,46 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,91
2007 1,30 0,79 3,10 0,00 0,00 5,19
2008 0,92 0,30 3,10 0,00 0,00 5,32
2009 0.64 0.37 3,00 0,37 0,00 0,00 5,68
2010 0.47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,00 0,60 0,00 8,03
2011 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 0,00 1,00 0,00 9,56
2012 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 0,00 1,00 0,00 8,00
2013 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2014 0,12 0,19 0,70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,70
2015 0,07 0,14 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 0,956
2016 0,04 0,10 0.70 0,19 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,47

2017 0,47 0,31 0,70 0,25 0,50 2,70 1,00 0,60 0,20 8,03
2018 0,07 0,14 0,70 0,15 1,50 2,70 1,50 1,00 0,50 9,130
2019 0,56 0,07 1,50 2,70 1,50 1,30 1,00 0,50 9,13
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
15
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
2020 0,00 0,00 0,29 0,05 1,50 1,86 1,50 1,00 0,50 8,00
*Nguồn: Hội nghị khách hàng PVGAS 2005
Trong đó:
I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long).
II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long).
III: Mỏ Emerald (Cửu Long).
IV: S Tử Đen và S Tử Vàng.
V: S Tử Trắng/
VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn).
VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn).
VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn).
IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn).
X: Lô 12W.
XI: Tổng sản lợng.
1.8. Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn
Ngày 31/05/2001 tại xã An Ngãi huyện Long Đất tỉnh Bà Rịa-Vũng
Tàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi
công cho dự án đờng ống dẫn khí Nam Côn
Sơn.
Ngày 26/11/2002, PetroVietnam, BP
và ONGC Videsh đã đón dòng khí đầu tiên
vào bờ với thời gian sớm hơn dự định. Từ
dòng khí này có thể cung cấp 3 tỉ m
3

khí/năm, đủ để sản xuất lợng điện năng 12 tỉ
KWh, có thể đáp ứng 40% nhu cầu điện
năng cả nớc.Hiện tại, dự án bắt đầu hoạt
động trong giai đoạn đầu với lợng khí
2.7 tỉ m
3
/năm và sẽ đạt 6 tỉ m
3
/năm vào giai đoạn 2 (2005-2010). Khí khai thác
từ mỏ sẽ đợc xử lý sơ bộ tại giàn xử lý đặt tại mỏ Lan Tây, giàn xử lý này cao
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
16
Hình 1.1 : Dự án Nam Côn Sơn
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
190m có nhiệm vụ tách nớc lẫn vào khí trong quá trình khai thác. Dòng khí
khô 2 pha từ ngoài khơi đợc dẫn đến trạm xử lý khí Dinh Cố (Nam Côn Sơn
Pipeline Terminal) theo đờng ống 26. Tại đây, khí sẽ đợc tách lỏng và đợc
vận chuyển đến Phú Mỹ thông qua hệ thống đờng ống 30. Lợng Condensate
sẽ đợc nhập vào cùng với Condensate của GPP Dinh Cố vận chuyển đến kho
cảng Thị Vải theo đờng ống 6. Nh vậy hiện nay, khí chỉ mới đợc xử lý sơ bộ
và mục tiêu cung cấp chủ yếu cho sản xuất điện, lợng lỏng cha đợc chế biến
mà chỉ bán thô trong khi thị trờng rất cần sản phẩm lỏng cung cấp cho nhu cầu
nhiên liệu dân dụng. Trong tơng lai khi lợng khí đợc đa vào bờ với năng
suất lớn, cần thiết có một trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị tr-
ờng đồng thời thu đợc hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn.
Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khí
khác với trữ lợng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năng
suất 2-3 tỉ m
3
khí/năm.

1.9. Kết luận.
- Nớc ta có nguồn khí với trữu lợng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khí đồng
hành. Việc khai thác khí cũng đang đợc tiến hành nhng cha đi vào chế
biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị.
- Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàm l-
ợng lu huỳnh tổng, H
2
S, CO
2
dới điều kiện cho phép). Do đó, có thể
chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà không phải
đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H
2
S, CO
2
), giảm
đáng kể chi phí đầu t xây dựng nhà máy.
- LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn. Việc chế biến khí để thu triệt
để LPG là việc nên làm. Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khả
năng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nớc ta hiện nay.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
17
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Chơng 2
Nhà máy chế biến khí dinh cố
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
18
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
2.1 Mục đích, ý nghĩa của việc xây dựng nhà máy
Trớc khi nhà máy xử lý khí Dinh Cố đợc xây dựng chúng ta đã phải đốt

bỏ khoảng 91,5% lợng khí đồng hành khai thác đợc từ mỏ Bạch Hổ, điều này
không chỉ gây lãng phí nguồn tài nguyên thiên nhiên mà còn gây ô nhiễm môi
trờng rất nghiêm trọng.
Bên cạnh đó, nhu cầu trong nớc 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 lới quốc gia. Trớc đó ta
phải nhập một lợng lớn LPG, Condensate để pha xăng. Khi nhà máy đi vào
hoạt động, mặc dù cha giải quyết hết những khó khăn mà nớc ta đang gặp phải
nhng nhìn chung nhà máy đã cung cấp đợc một lợng khá lớn các sản phẩm để
đáp ứng nhu cầu của đất nớc. Ngoài ra nó còn tiết kiệm một lợng khí tơng đối
lớn mà ta phải đốt bỏ trớc đó, và đa lại nguồn doanh thu khổng lồ cho đất nớc.
Mục đích chính của nhà máy là:
- Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom trong quá trình khai thác
dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông.
- Cung cấp khí thơng phẩm là nguyên liệu cho các nhà máy điện Bà
Rịa, Phú Mỹ 1 và là nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác.
- Thu hồi tối đa các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao nh LPG,
Condensate.
2.2 Nguyên liệu và các sản phẩm của nhà máy
2.2.1 Nguyên liệu
Khí đồng hành thu gom đợc từ mỏ Bạch Hổ đợc dẫn về nhà máy GPP
theo đờng ống ngầm đờng 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
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
19
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Đông và mỏ Bạch Hổ. Thành phần nguyên liệu vào nhà máy đợc thống kê
trong bảng 2.1:
Bảng 2.1: Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol)

Tên mẫu
Khí Rạng
Đông
Condensate
trắng
Khí sau
làm khô
Khí về bờ
Tên cấu tử % mol % mol % mol % mol
N
2
0,243 0 0,213 0,233
CO
2
0,022 0 0,026 0.033
Metan 79,52 7,919 75,472 75,873
Etan 10,469 8,523 10,574 11,97
Propan 6,366 14,426 6,383 6,671
I-Butan 1,091 6,038 1,556 1,454
N-Butan 1,518 11,73 2,333 2,074
I-Pentan 0,257 6,624 0,679 0,526
N-Pentan 0,213 9,128 0,777 0,57
Hexan 0,138 13,91 0,618 0,403
Heptan 0,144 11,941 0,982 0,162
Octan (C
8
+
) 0,02 6,145 0,389 0,031
Nonan - 2,795
Đecan - 0,694

Unđecan - 0,121
Đodecan (C
12
+
) - 0,006
H
2
O (g/m
3
) 0,19 - 0,07 0,072
H
2
S (ppm) 12 - 10 10
Tổng cộng 100 100,000 100 100
Khối lợng riêng
(15,5
0
C, 1at), kg/m
3
0,9344 576,92 1,0466 0,9902
Trọng lợng 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
Lu lợng: 5,7 triệu m
3
/ngày
áp suất: 60 - 70 bar
Nhiệt độ: 25
0
C
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
20
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
2.2.2 Yêu cầu kỹ thuật về các sản phẩm
- Khí khô thơng phẩm
Khí khô thơng phẩm đợc bảo quản và vận chuyển trong đờng ống dẫn
khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thơng phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần
đợc bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-
86.
Yêu cầu của khí khô thơng phẩm đợc qui định trong bảng 1.1:
- Khí hoá lỏng LPG
Khí hoá lỏng LPG đợc bảo quản dới dạng lỏng trong các bình chứa hay
bồn chứa áp suất trung bình tại nhiệt độ môi trờng. Khí hoá lỏng đợc vận
chuyển bằng xe bồn chuyên dụng LPG hoặc bằng phơng tiện thuỷ (tàu
LPG). Khí hoá lỏng đợc nạp và bảo quản trong các bình dung tích 26-99,9
lít cho tiêu thụ dân dụng và thơng mại, đợc vận chuyển bằng xe chuyên trở
LPG đến các đại lý và từng hộ tiêu thụ. Khí hoá lỏng là sản phẩm dễ cháy
nổ nên cần đợc bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 6223-96.

Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG thơng phẩm đợc qui định trong
bảng 1.2.
- Condensate thơng phẩm:
Condensate đợc bảo quản trong các bình chứa hay bể chứa chuyên dụng
cho xăng dầu. Condensate đợc vận chuyển bằng xe bồn hoặc bằng phơng
tiện đờng thuỷ nh tàu. Condensate là sản phẩm dễ cháy nên cần đợc bảo
quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 98 và TCVN 3255 - 86.
Yêu cầu về Condensate thơng phẩm đợc qui định trong bảng 1.3:
2.2.1 Các sản phẩm của Nhà máy.
Các sản phẩm thu đợc trong nhà máy gồm có 3 sản phẩm chính là: khí
khô, LPG, và condensate với những chỉ tiêu kỹ thuật đợc đề cập trong bảng
2.1; bảng 2.2; bảng 2.3.
Bảng 2.1: Chỉ tiêu kỹ thuật của khí khô thơng phẩm .
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
21
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Chỉ tiêu
Chế độ vận hành
AMF MF GPP GPP hiện tại
Lu lợng (triệu m
3
/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7
Nhiệt độ (
0
C) 20,3 30,4 60,8 55
áp suất (bar) 45,4 49,5 48,0 52
Nhiệt trị toàn phần (MJ/m
3
) 49,9 45,2 42,7 42,6
Thành phần (%mol)

C
1
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
+
N
2
CO
2
H
2
O
73,36
13,88
7,77
1,70
2,40
0,23

0,24
0,09
0,22
0,06
0,05
79,30
14,88
4,33
0,48
0,54
0,06
0,06
0,01
0,24
0,07
0,03
82,85
15,41
1,23
0,08
0,08
0,006
0,006
0,000
0,250
0,070
0,030
84,8107
13,3255
1,3184

0,0732
0,0671
0,0031
0,0031
0
0,3571
0,0244
-
Bảng 2.2: Chỉ tiêu kỹ thuật của sản phẩm LPG tại nhà máy.
Chỉ tiêu GPP hiện tại
Lu lợng (tấn/ngày) 1000-1100
Nhiệt độ (
0
C) 44
áp suất (bar) 10
Thành phần (%mol)
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
0,316
58,876

14,066
26,188
0,414
0,140
Bảng 2.3: Chỉ tiêu kỹ thuật Condensate tại nhà máy
Chỉ tiêu GPP hiện tại
áp suất hơI bão hoà (psi) 10,4
áp suất (KPa) 200-400
Nhiệt độ (
0
C) 27
Thành phần (%mol)
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
22
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
cyclo-C
5
C
6
Cyclo-C
6
Benzen

C
7
+
1,1
1,0
26,6
30,3
4,0
19,3
3,0
1,4
13,4
2.3 Các chế độ vận hành của nhà máy
Nhà máy khí Dinh Cố thiết kế để vận hành theo ba chế độ là AMF, MF,
GPP. Cả ba chế độ này đều đợc đa vào vận hành theo từng thời kỳ khác nhau.
Nguyên liệu đi vào nhà máy tại từng chế độ hoạt động là nh nhau. Chỉ khác
nhau về quá trình làm lạnh. Do đó các sản phẩm ở từng chế độ vận hành của
nhà máy cũng khác nhau.
- AMF : Asolute Minimum Facility).
- MF : Minimum Facility
- GPP : Gas Process Plant
2.3.1 Chế độ vận hành AMF (Asolute Minimum Facility):
Đây là chế độ hoạt động của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động
là tối thiểu tuyệt đối. Giai đoạn này đợc hoạt động với mục đích cung cấp khí
thơng phẩm gia dụng cho các nhà máy điện với công suất là 3,8 triệu m
3
/ngày.
Đồng thời cũng thu một lợng tối thiểu Condensate với sản lợng 342 tấn/ngày.
Chế độ AMF là chế độ dự phòng trong trờng hợp chế độ MF và GPP không
hoạt động khi xẩy ra sự cố, sửa chữa hoặc bảo dỡng

Sản phẩm của chế độ này là:
- Khí khô
- Condensate
Các thiết bị chính trong chế độ vận hành AMF:
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
23
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
- Slug Catcher (SC-01/02):
Là cụm thu gom chất lỏng, tại đây xảy ra quá trình tách thô lỏng-khí từ
hỗn hợp hai pha của dòng khí từ ngoài khơi vào. SC-01/02 đợc đặt tại
đầu vào của nhà máy với áp suất thiết kế là 109 bar, nhiệt độ phụ thuộc
vào nhiệt độ môi trờng. SC gồm có hai dãy, mỗi dãy có công suất 1400
m
3
. Trong nhà máy hệ thống tuyến ống SC-01/02 đợc đặt nghiêng
150C. Phần lỏng đợc thu gom ở ống có đờng kính 30 inch để chế biến
tiếp.
- Slug Catcher liquid flash drum (V-03):
Là bình tách nằm ngang hoạt động ở áp suất 75 bar và 20
0
C nhận lỏng
từ SC-01/02, tại đây tiếp tục quá trình tách hydrocacbon nhẹ. Để tránh
quá trình tạo hydrat vì giảm áp (từ 109 bar xuống 75 bar) dòng dầu
nóng E-07 đợc dùng để gia nhiệt cho V-03.
- Deethanizer (C-01):
Là một tháp đĩa dạng van có 32 đĩa. Nguyên liệu vào tháp đi theo hai
dòng, một dòng ra từ đáy của tháp Rectifier C-05 đợc đa vào đĩa thứ
nhất. Còn dòng thứ hai vào đĩa thứ 14 từ thiết bị tách V-03. Tháp hoạt
động ở 20 bar, nhiệt độ đỉnh 64
0

C và nhiệt độ đáy là 194
0
. Nhiệm vụ
của tháp C-01 là tách lợng C4- ra khỏi Condensate, cung cấp khí khô
cho các nhà máy điện và bớc đầu ổn định nhiệt Condensate.
- Rectifier C-05:
Thiết bị lọc tinh này hoạt động ở nhiệt độ 21
0
C áp suất 45 bar. Tại đây
xẩy ra quá trình tách khí bằng phơng pháp ngng tụ.
- Jet Compressor (bơm hoà dòng EJ-01A/B/C):
Cụm thiết bị dùng để giảm áp suất của khí từ SC-01/02 có áp suất 109
bar xuống còn 45 bar trớc khi đi vào tháp C-05. Ngoài ra nó còn có tác
dụng nén khí từ áp suất 20 bar ra từ đỉnh tháp C-01 lên 45 bar.
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
24
Trờng Đại Học Mỏ - Địa Chất Khoa Dầu Khí
Quá trình vận hành chế độ AMF:
Sơ đồ công nghệ chế độ vận hành AFM (phục lục 1)
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ đợc đa vào bờ qua đờng ống 16 inch với áp
suất 109 bar, nhiệt độ 25,6
0
C đi qua thiết bị SC-01/02. Tại đây dòng khí và
dòng lỏng đợc tách ra theo các đờng riêng biệt, phần lớn nớc lẫn trong
hydrocacbon đợc tách và thải ra từ thiết bị này.
Dòng hydrocacbon từ Slug Catcher đợc giảm áp và đa vào bình tách V-03
hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 20
0
C để tách thêm phần nớc vẫn còn lẫn
lại trong hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng đợc tách ra. Nhng do hiệu ứng

Joule-Thomson đồng thời với việc giảm áp suất thì nhiệt độ cũng giảm theo
dẫn đến quá trình tạo thành hydrat. Để tránh hiện tợng này bình đợc gia nhiệt
đến nhiệt độ 20
0
C bằng dầu nóng từ thiết bị E-07. Dòng hydrocacbon lỏng ra
khỏi V-03 tiếp tục đợc gia nhiệt bằng cách trao đổi nhiệt với dòng ra từ đáy
tháp C-01 (nhiệt độ là 194
0
C) tại thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B. Ngoài việc
tận dụng nhiệt ra, ta còn tránh đợc khả năng tạo hydrat do sự giảm áp từ 75 bar
xuống 20 bar khi đi qua FV-1701. Khi đó nhiệt độ của dòng lỏng sẽ tăng từ
20
0
C đến 101
0
C và đợc đa vào đĩa thứ 14 của tháp C-01.
Dòng khí ra khỏi Slug Catcher (SC) đợc dẫn vào thiết bị tách V-08 nhằm
tách triệt để các giọt lỏng cuốn theo dòng khí do SC không tách đợc và các hạt
bụi trong khí (nếu có) để tránh làm h hỏng các thiết bị chế biến phía sau. Khí
ra khỏi V-08 đợc đa vào bơm hoà dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp suất từ 109
bar xuống 45 bar, việc giảm áp đó sẽ hút khí từ tháp C-01. Dòng ra từ EJ-01
A/B/C là dòng hai pha ở nhiệt độ 21
0
C, áp suất 45 bar đợc dẫn vào tháp C-05
cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03 (áp suất làm việc của tháp C-05 cũng sẽ
bằng 45 bar).
Tháp tách C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngng tụ do hệ thống bơm hoà
dòng đa vào, dòng khí ra khỏi đỉnh tháp là dòng khí thơng phẩm dùng để cung
Sinh viên: Đồng Thị Thu Huyền Lớp: Lọc-Hoá dầu K47
25