Báo cáo thực tập tốt nghiệp tại nhà máy chế biến khí dinh cố

BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
MỤC LỤC
Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY 4
a. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy 4
i. Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas 4
ii. Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam 4
iii. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố 6
iv. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải 8
b. Địa điểm xây dựng 8
c. Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy 8
d. Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy 10
Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT 12
I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy 12
b. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành 12
c. Kiểm tra và xử lý nguyên liệu 13
d. Khả năng thay thế nguyên liệu 14
Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ 15
I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành 15
1. Chế độ AMF 15
ii. Chế độ MF 21
iii. Chế độ GPP 23
iv. Chế độ MGPP (GPP modified) 33
b. Chuyển đổi giữa các chế độ 37
1. AMF  MF 37
ii. MF  GPP 38
iii. GPP  MF 39
iv. MF  AMF 39
c. Vận hành trong điều kiện bất thường 41
1. Expander/ Compressor shutdown 41
ii. K-01 shutdown 41
iii. K-02/03 shutdown 41

iv. Off specification products handling 41
v. Đưa sản phẩm lỏng từ bồn chứa vào đường ống 42
vi. Plant bypass 43
vii. Vận hành với lượng thu hồi nhỏ nhất (Condensate rundown) 43
viii. Vận hành phun methanol 46
ix. Sự cố thiết bị phụ 46
x. Quá trình Blow Down 48
d. Hệ thống phụ trợ, xử lý nước thải, an toàn lao động và PCCC 50
1. Hệ thống an toàn 50
ii. Phương tiện bổ trợ 52
iii. Phương tiện phụ trợ 53
Chương 4. SẢN PHẨM 60
I. Các sản phẩm chính – phụ và phế phẩm. Yêu cầu chất lượng sản phẩm 60
1. Các sản phẩm 60
ii. Đặc tính kỹ thuật LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất 61
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 1
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
b. Phương pháp kiểm tra sản phẩm 62
c. Tồn trữ và bảo quản 62
d. Các nguồn phân phối, tiêu thụ và ứng dụng 63
1. Nguồn phân phối, tiêu thụ 63
ii. Ứng dụng 63
Chương 5. TRẢ LỜI CÂU HỎI CHO ĐỢT THỰC TẬP TỐT NGHIỆP 64

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 2
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 3
LỜI CẢM ƠN
o0o
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố,

chúng em đã được sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán
bộ nhà máy.
Chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến anh Lê
Tất Thắng đã hướng dẫn chúng em hoàn thành quá trình thực
tập.
Chúng em xin gửi đến anh Phan Tấn Hậu, Quản đốc Nhà
máy, lời cảm ơn chân thành đã hỗ trợ và tạo điều kiện cho chúng
em học tập tốt tại nhà máy.
Chúng em xin chân thành cảm ơn anh Hồ Viết Đang, Kĩ sư
Công nghệ, đã nhiệt tình giảng giải và giúp đỡ về mặt chuyên
môn trong thời gian chúng em thực tập tại nhà máy để hoàn
thành báo cáo này.
Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong
Bộ môn Kỹ Thuật Dầu khí, trường Đại học Bách Khoa Đà Nẵng
đã truyền đạt kiến thức, giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với qui
trình sản xuất thực tế.
Cuối cùng, chúng em rất cảm ơn ban lãnh đạo Công ty chế
biến Khí Vũng Tàu, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và
tạo điều kiện cho chúng em hoàn thành tốt đợt Thực tập Tốt
nghiệp này.
Nhóm Sinh Viên Thực Tập
Khoa Hóa - Trường ĐH Bách Khoa Đà Nẵng
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY
a. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy
i. Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas
• Tháng 10 năm 1990, Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản
phẩm khí (PV GAS) được thành lập với 100 nhân viên.
• Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống
dẫn khí Bạch Hổ - Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của

Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt bỏ ngoài khơi khí đồng
hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máy
điện Bà Rịa.
• Tháng 10 năm 1999, PVGas vận hành nhà máy xử lý khí Dinh
Cố và Kho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ Dự
án khí Bạch Hổ. Việc hoàn thành toàn bộ Dự án khí Bạch Hổ
giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và
Condensate cho thị trường nội địa.
• Tháng 11 năm 2002, Dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào
vận hành, làm gia tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách
hàng công nghiệp ở khu vực miền Nam, Việt Nam.
• Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m
3
khí khô được đưa vào
bờ và cung cấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc
quan trọng cho quá trình phát triển của PV GAS nói riêng và
của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.
• Ngày 18/07/2007 Hội động quản trị tập đoàn Dầu Khí quốc gia Việt Nam
quyết định số 2232/QĐ-DKVN về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty
Khí.
- Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở được tổ
chức lại Công ty TNHH một thành viên chế biến và kinh doanh sản phẩm khí và các
đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đang hoạt động trong lĩnh vực vận
chuyển, tồn trữ, chế biến, kinh doanh khí và các sản phẩm Khí.
- Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát
viên, Tổng Giám đốc, Các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng/ban chức
năng và các đơn vị thành viên.
ii. Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam
a. Đông Nam Bộ: Cửu Long và Nam Côn Sơn
+ Bể Cửu Long:

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 4
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Bể Cửu Long có nhiều mỏ dầu được phát hiện trong đó có các mỏ đang khai thác như: Bạch
Hổ, Rồng, Rạng Đông, Rubi, Sư tử đen. Hai mỏ đang khai thác được thu gom khí đồng hành
là Bạch Hổ và Rạng Đông cung cấp khí cho các nơi tiêu thụ thông qua đường ống Bạch Hổ -
Dinh Cố -Phú Mỹ. Ngoài ra còn có các mỏ có khả năng cung cấp khí bổ sung như Sư Tử đen,
Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá ngừ Vàng, Rubi, Phương Đông, Emeral…
Đề án sử dụng khí theo thiết kế tổng thể của SNC-Lavalin gồm:
- Dàn nén khí ngoài biển với 5 tổ nén khí tổng công suất 8.1 tỷ m
3
/năm (vốn đầu tư 140
triệu đô)
- Hệ thống đường ống dài 195 Km gồm 115 Km từ Bạch Hổ đến Dinh cố và 84 Km từ
Dinh Cố về Thủ Đức
- Nhà máy chế biến khí hóa lỏng (LPG) tại Dinh Cố (tổng vốn đầu tư 80 triệu đô)
- Hệ thống cảng xuất khí hóa lỏng và khí ngưng tụ Thị Vải (tổng vống đầu tư 46 triệu
đô)
+ Bể Nam Côn Sơn:
Cùng với hệ thống khí Bạch Hổ, sự hình thành hệ thống khí Nam Côn Sơn trở thành trụ cột
của nên công nghiệp Khí Việt Nam, với khả năng cung cấp 6 – 8 tỉ m
3
khí/năm trong những
năm 2006 – 2010 ở khu vực miền Đông Nam Bộ.
Ngày 15/12/2000, hệ thống khí Nam Côn Sơn đã chính thức triển khai. Đường ống dẫn khí
Nam Côn Sơn chính thức được đưa vào chương trình Khí – Điện – Đạm. Các bên hợp đồng
hợp tác kinh doanh như sau: PV Việt Nam 51%, BP Pipelines Việt Nam (BV) 32.67% và
Statoil Việt Nam (AS) 16.33%.
Tháng 3/2001 Statoil tuyên bố bán hết cổ phần của mình trong dự án khí đốt Nam Côn Sơn để
rút ra khỏi Việt Nam.
Tháng 5/2001, Dự án xây dựng Nhà máy Điện Phú Mỹ 3 do BP làm chủ đầu tư được cấp giấy

phép.
Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn bao gồm:
• Hệ thống đường ống dẫn khí ngoài khơi: Đường ống Rồng Đôi – Mỏ Lan Tây dài
60km, Đường ống mỏ Lan Tây (lô 06-1) – trạm xử lý khí Dinh Cố dài 370km (đoạn
trên bờ dài 8.5km), đường kính ống 26” 2 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu
m
3
/ngày, công suất tối đa 6 -7 tỉ m
3
khí/năm.
• Trạm xử lý khí Dinh Cố: gồm hệ thống thiết bị công nghệ xử lý khí, thiết bị đo lường,
điều khiển tự động, hệ thống điện, cấp thoát nước và một số hạng mục phụ trợ,…
Công suất xử lý khí giai đoạn đầu là 10.4 triệu m
3
khí/ngày, giai đoạn mở rộng là 18.4
– 19.8 triệu m
3
khí/ngày.
• Hệ thống đường ống dẫn khí từ trạm xử lý khí Dinh Cố đến trung tâm phân phối khí
Phú Mỹ dài 28km, đường kính 30”, 1 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu m
3
khí/ngày đêm.
• Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ gồm hệ thống đo lường, kiểm tra giao nhận khí
và một số hạng mục phụ trợ. Hoàn thành năm 2003 để đảm bảo tiếp nhận và phân phối
nguồn khí từ hai hệ thống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn.
b. Tây Nam Bộ: Malay-Thổ Chu (đưa khí về Cà Mau)
và Block Ômôn 5.2 (đưa khí về Cần Thơ).
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 5
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Tổ hợp khí - điện- đạm Cà Mau do Petrovietnam làm chủ đầu tư nhằm sử dụng hiểu quả

nguồn khí thiên nhiên ở khu vực chồng lấn giữa Malaysia và VN đã được xây dựng.
Các công trình này gồm:

Đường ống dẫn khí PM3- Cà Mau: công suất thiết kế 2 tỷ m
3
/năm, dài 332 km. Gồm
các hạng mục:
- Đường ống ngoài khơi: từ điểm giao nhận khí trên giàn công nghệ trung tâm (PM3)
đến điểm tiếp bờ, dài 289km, đường kính 18”
- Đường ống trên đất liền: từ điểm tiếp bờ đến cụm dự án Khí – Điện – Đạm Cà Mau,
dài 43 km, đường kính 18”
- Trạm tiếp nhận khí, xử lý khí và trạm phân phối khí cùng các công trình phụ trợ …

Dự án nhà máy điện Cà Mau: công suất thiết kế 720 MW, sử dụng 750- 800 triệu m
3

khí/ năm

Dự án nhà máy đạm Cà Mau: sử dụng khoảng 500 triệu m
3
khí/ năm, công suất thiết
kế 800 ngàn tấn / năm, gồm 2 dây chuyển sản xuất: dây chuyền sản xuất amoniac
(công suất 1350 tấn/ ngày), dây chuyền sản xuất urê dạng hạt (công suất 800 ngàn tấn/
năm)
• 2/5/2007 dòng khí đầu tiên từ PM3 đến trạm phân phối khí Cà
Mau, chính thức cấp khí cho nhà máy điện Cà Mau vào
6/5/2007
• Với tư cách là tổng thầu, Vietsopetro tham gia bao gồm lắp đặt
298 km đường ống trên biển, 26km đường ống trên bờ và 3
trạm xử lý gồm trạm tiếp bờ, trạm van ngắt tuyến, trạm phân

phối khí.
iii. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố
Nhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng công ty khí Việt Nam (Petro Việt Nam gas). Được xây
dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC (Samsung Engineering Co Ltd
và NNK. Công suất thiết kế ban đầu của nhà máy này là 1.5 tỷ m
3
/năm và công suất sau khi
lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) là khoảng 2 tỷ m
3
/năm.
• Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch
Hổ được dẫn vào bờ theo đường ống 16”. Công suất ở giai đoạn
này là 4,7 triệu m
3
/ngày, áp suất đầu vào là 109 Barg.
• Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với
công suất 5,9 triệu m
3
/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống
khoảng 85 Barg  04 máy nén đầu vào được lắp đặt để nâng áp
suất lên 109 Barg.
• Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng
540 tấn propane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn
Condensate/ngày (công suất thiết kế).
• Công suất hiện tại:
• Khí đầu vào: 4 triệu Sm
3
/ ngày
• LPG: 750 – 850 tấn / ngày
• Condensate: 200 - 240 tấn / ngày

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 6
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Khí khô: 3.5 - 3.6 triệu m
3
/ngày
• Nguyên tắc ưu tiên:
• Tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm, tránh đốt bỏ khí
• Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24
• Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa.
• Nhà máy có các chế độ vận hành sau:
• Chế độ AMF: sản phẩm là khí khô và Condensate
• Chế độ MF: sản phẩm là khí khô, Condensate và bupro
• Chế độ GPP: sản phẩm là khí khô, Condensate, Butane và propane
• Chế độ GPP modified.
• Chức năng - nhiệm vụ:
• Tiếp nhận và xử lý nguồn khí từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ khác
trong bể Cửu Long.
• Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ
công nghiệp.
• Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau chế biến đến Cảng PV Gas Vũng Tàu để
tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa.
• Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 7
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
iv. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải
Công trình khởi công 4/10/1997 và hoàn thành 15/4/2001 được xây dựng theo các giai đoạn
tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồm đường ống Butan và
đường ống Propan. Ngoài ra còn có kho chứa và cảng xuất LPG. Các bồn chứa LPG và
Condensate được thi công đúng thiết kế. Hệ thống kết cấu của cảng hoạt động an toàn và ổn
định.

Đường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứng tiến độ xây
dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:
• Giai đoạn 1 (AMF): hoàn thành kho chứa Condensate.
• Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa
LPG với sức chứa 463 m
3
/bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa
Condensate dung tích 6500 m
3
/bồn và 2 bồn chứa xăng A83
dung tích 5000m
3
/bồn, cầu cảng xuất LPG số 1 và 3 máy bơm
công suất 250m
3
/h/máy cho phép tàu 10000 tấn nhập cảng,
trong trường hợp nhà máy chế biến Condensate chưa được xây
dựng hàng năm phải nhập reformat để sản xuất xăng.
• Giai đoạn 3 (GPP): hoàn thành các hạng mục: 17 bồn chứa LPG
với sức chứa 463 m
3
/bồn, cầu cảng xuất số 2 với 3 máy bơm
công suất 250m
3
/h/máy cho phép tàu 2000 tấn cập cảng.
b. Địa điểm xây dựng
• Địa điểm xây dựng: Tỉnh lộ 44 An Ngãi, Long Điền, Bà Rịa
Vũng Tàu.
• Tổng diện tích là 89600 m
2

.
c. Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy
• Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự: tổng nhân sự: 99
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 8
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Chức năng của các bộ phận:
 Ban quản đốc: quản lý và điều hành mọi hoạt động của nhà máy.
 Văn thư – tạp vụ: quản lý hồ sơ tài liệu, giấy tờ, công văn, phụ trách công tác hậu cần
(điều xe, chấm công, lên lịch làm việc, …)
 Đội bảo vệ:
• Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy.
• Bảo vệ an ninh, an toàn khu vực hành lang nhà máy.
• Bảo vệ an ninh, an toàn tuyến ống nằm trong vòng bán kính 1km từ hành lang
an toàn nhà máy.
 Tổ hỗ trợ sản xuất:
• Theo dõi, đánh giá chế độ vận hành, thiết bị, công nghệ
• Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng
• Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 9
Ban quản đốc
(2)
Văn thư-tạp vụ
(2)
01 đội trưởng
bảo vệ
Tổ HTSX
(14)
02 Cán bộ an toàn
01 Kỹ sư cơ khí
03 Kỹ sư điều khiển

01 Kỹ sư hóa
01 Kỹ sư điện
01 Kỹ sư xây dựng
01 KTV PTN
04 KTV BDSC
Kíp 1 Kíp 2 Kíp 3 Kíp 4
01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20
01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20
01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Làm việc 2 ca, 4 kíp với chức năng:
• Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của toàn bộ
quá trình
• Giám sát công tác bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị theo định kì hoặc đột xuất
• Là lực lượng phòng cháy chữa cháy tại chỗ

• Sơ đồ mặt bằng nhà máy (Trang sau)
• Các thiết bị trong nhà máy được thiết kế có xem xét đến các yếu
tố sau:
• Khoảng cách an toàn giữa các thiết bị theo các tiêu chuẩn IP tương ứng.
• Khả năng bố trí và vận hành các thiết bị PCCC.
• Phân vùng nguy hiểm.
• Mức độ vận hành
• Các công việc bảo dưỡng sửa chữa
• Bố trí hệ thống đường ống và cáp
• Công tác xây dựng
• Ba chế độ vận hành
• Hệ thống xả
• Mức độ tiếng ồn.
• Nhu cầu lắp đặt mở rộng.
• Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí
theo 6 khu vực sau:
• Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)
• Khu vực công nghệ (Process Area)
• Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)
• Khu vực Flare (Flare Area)
• Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)
• Khu vực xuất sản phẩm (Export Area)
• Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng
chế độ vận hành được bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm
bảo nhà máy vẫn có thể vận hành trong khi các thiết bị của chế
độ khác đang được lắp đặt.
d. Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy
• Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí
đồng hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ
học, tách khí hóa lỏng và ngưng tụ tại nhà máy xử lý khí. Thành

phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn
có propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ,
cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng nhỏ.
• Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là
propane, propene, Butane và butene, có thể bảo quản và vận
chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở
nhiệt độ môi trường.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 10
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30-
35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. Trong đó, 2/3 sản lượng LPG được đưa đến kho cảng
Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trung bằng tàu; 1/3 sản lượng LPG
được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vực lân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…).
• Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất
phân đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate
bao gồm chủ yếu là Hydrocacbon C
5+
.
Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là một sản phẩm mà Nhà
máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000 tấn/năm. Hiện nay, Condensate được
sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính chất đặc thù của Condensate.
PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng, với công suất khoảng 350.000 tấn/năm.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 11
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT
I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy
Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hành khai thác từ mỏ
Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông nên theo thời gian thì các thông số vật lý, thành phần cấu tử cũng
như lưu lượng sẽ có sự thay đổi. Vì vậy ở đây ta chỉ xét đến nguồn nguyên liệu hiện tại.
• Áp suất: 75 Bar.

• Nhiệt độ: 27
0
C
• Lưu lượng: 5,9 triệu m
3
khí/ngày.
• Hàm lượng nước: Bão hòa tại điều kiện nhập liệu. Trên thực tế
thì hàm lượng nước trong khí đã được xử lý tách sơ bộ tại giàn,
sử dụng tách loại nước bằng Glycol (DEG)
• Thành phần khí:
Thành phần Nồng độ (phần mol)
N
2
2.0998E-3
CO
2
5.9994E-4
C
1
0.7085
C
2
0.1341
C
3
0.075
iC
4
0.0165
nC

4
0.0237
iC
5
6.2994E-3
nC
5
7.2993E-3
C
6
5.0995E-3
C
7
2.5997E-3
C
8
1.7998E-3
C
9
7.9992E-4
C
10
2.9997E-4
CycloC
5
4.9995E-4
McycloC
5
4.9995E-4
CycloC

6
3.9996E-4
McycloC
6
4.9995E-4
Benzene 3.9996E-4
Nước 0.013
Tổng 1.000
b. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành
• Do đầu năm 2002 khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa
vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16” dài khoảng 40km thì
thành phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:
N
o
Tên mẫu Khí Rạng Đông Khí Bạch Hổ Khí về bờ
Tên cấu tử % mol % mol % mol
1 N
2
0.144 0.129 0.123
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 12
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
2 CO
2
0.113 0.174 0.044
3 C
1
78.650 74.691 74.430
4 C
2
10.800 12.359 12.237

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

2
S (ppm) 16 10.0 10.0
15 Tổng 100.000 100.000
• Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm
cũng tăng từ 4,7 triệu m
3
/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên
khoảng 6 triệu m
3
/ngày. Trong đó bao gồm từ 1.5 – 1.8 triệu
m
3
/ngày khí từ mỏ Rạng Đông và 4.2 – 4.8 triệu m
3
/ngày khí từ
mỏ Bạch Hổ.
Ưu tiên hàng đầu của nhà máy chế biến khí là phải tiếp nhận toàn bộ lượng khí từ giàn đưa
vào.
c. Kiểm tra và xử lý nguyên liệu
• Các thông số cần kiểm soát:
• Hàm lượng hydrocarbon
• Các tạp chất có hại: H
2
O, S, Hg …
• Khí trơ: CO, N
2
…
• Áp suất & lưu lượng dòng khí.
• Các thông số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ
thống Analyzer online. Đại diện của PV Gas làm việc tại hệ

thống Analyzer online có nhiệm vụ theo dõi các thông số và cập
nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để có khuynh
hướng xử lý các thông số vận hành.
• Thành phần khí được cập nhật 3 phút/lần & tương đối ổn định.
• Kiểm soát hàm lượng H
2
O bằng đồng hồ đo điểm sương được
lắp đặt tại giàn, thông thường sau 2h kiểm tra một lần.
• Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng Hg
được thực hiện hàng tháng & hàm lượng S được thực hiện hàng
quý.
Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mô hình mô phỏng,
đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa.
Ví dụ: khi hàm lượng nước cao, phải theo dõi hoạt động của tháp V-06, thay đổi chu kỳ hấp
phụ của tháp.
Đặc biệt lưu ý kiểm soát hàm lượng Condensate trắng trong đường ống.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 13
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
d. Khả năng thay thế nguyên liệu
• Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí
đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu
m
3
/ngày. Sau khi tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Rạng Đông, công
suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu m
3
/ngày, nhà máy hoạt
động chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified).
• Cùng với tốc độ khai thác thì nguồn khi từ mỏ ngày càng giảm,
do đó cần phải tìm kiếm những mỏ khí bổ sung cho đề án khí

Bạch Hổ - Dinh Cố.
• Điển hình từ 13h ngày 25/7/2008, nhà máy bắt đầu tiếp nhận
nguồn khí từ mỏ Cá Ngư Vàng với lưu lượng tối đa là 3 triệu
m
3
/ngày. Hiện nay, lưu lượng khí tiếp nhận từ mỏ này khoảng 1
triệu m
3
/ngày.
• Đến 10/2008, nhà máy sẽ tiếp nhận nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử
Đen, Sư Tử Trắng, Phương Đông. Như vậy công suất nhà máy
tại thời điểm đó có thể lên đến 3 tỷ m
3
/năm, vượt 2 lần so với
thiết kế ban đầu (1.5 tỷ m
3
/năm).
• Dự kiến trong khoảng thời gian 2010 – 2025, nhà máy lên kế
hoạch tiếp nhận thêm nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Vàng, Tê
Giác Trắng, Hải Sư Tử Trắng, Hải Sư Tử Đen.
• Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm
gồm 5 máy nén (4 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) với công
suất mỗi máy là 1.67 triệu m
3
khí/ngày. Khi hoạt động hết công
suất cả 5 máy thì có thể đáp ứng được lưu lượng khí khoảng 8
triệu m
3
/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máy vẫn đáp ứng
được khả năng mở rộng công suất theo như đề án khí Bạch Hổ -

Dinh Cố . Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ cao hơn vì
không còn máy dự phòng.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 14
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt (đề phòng một số thiết bị chính của
nhà máy bị sự cố), và hoạt động của nhà máy được liên tục (khi thực hiện bảo dưỡng, sửa
chữa các thiết bị) không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà
máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:
• Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Sản xuất Condensate ổn định với
công suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu Sm
3
khí/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động từ
tháng 10/1998.
• Chế độ MF (Minium Facility) : Sản xuất Condensate ổn định với công suất
380 tấn/ngày, hỗn hợp Butane-Propane (LPG) với công suất 629 tấn/ngày và
3,5 triệu Sm
3
khí khô/ngày, bắt đầu hoạt động 12/1998.
• Chế độ GPP (Gas Processing Plant) : Sản xuất Condensate ổn định, khí khô,
hỗn hợp Butane và Propane được tách độc lập. Giai đoạn này công suất khí
đầu vào là 1,5 tỷ Sm
3
khí/năm, thu hồi Propane : 575 tấn/ngày; Butane 417
tấn/ngày; Condensate: 402 tấn/ngày; khí khô: 3,34 triệu Sm
3
/ngày. Giai đoạn
này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng
cao.
• Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Là chế độ chuyển đổi của

GPP.
Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết kế để vận
hành trong giai đoạn lắp đặt để chạy thử. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít
khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng.
Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế
độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy.
Hiện nay nhà máy đang vận hành ở chế độ GPP chuyển đổi, không tách riêng Butane và
Propane.
I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận
hành
1. Chế độ AMF
Gồm:
• Slug Catcher SC-01/02.
• Thiết bị lọc tách nước sơ bộ V-08.
• Hai tháp chưng cất C-01, C-05.
• Hai thiết bị trao đổi nhiệt E-01, E-04.
• Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09.
• Hai bình tách V-03, V-15.
• Máy nén Jet Compressor EJ-A/B/C.
Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp khí cho các máy phát điện, phần lỏng thu hồi là
ít nhất.
c. Sơ đồ quy trình công nghệ (trang sau)
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 15
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
d. Mô tả sơ đồ dòng
• Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng
4,7 triệu m
3
/ngày được đưa tới Slug Catcher bằng đường ống
16” với áp suất 109 Bar, nhiệt độ 25.6

0
C. Tại đây, dòng khí
nguyên liệu được tách ra thành 2 dòng: dòng khí khô (dòng
upstream) vào V-08 & dòng Condensate (dòng downstream)
vào V-03.
• Tại V-08, dòng khí khô tiếp tục được tách loại những giọt lỏng
bị cuốn theo và lọc các hạt bụi còn lẫn trong khí (nếu có), dòng
khí đi lên được đưa vào Jet Compressor để giảm áp từ áp suất
109 Bar xuống 47 Bar, lỏng tách ra ở V-08 được đưa vàoV-03.
• Dòng khí ra khỏi Jet Compressor đi vào Rectifier (C-05) để tách
lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20
0
C & áp suất 47 Bar. Dòng khí
khô đi ra từ đỉnh C-05 được đưa ra đường ống dẫn khí thương
phẩm để chuyển đến các nhà máy phát điện.
• Bình tách ba pha V-03 có nhiệm vụ tách sản phẩm Condensate,
khí và nước. Áp suất bình tách V-03 được điều khiển ở 75 Bar
bởi các van điều khiển áp suất đặt trên đường ống dẫn khí trước
khi vào tháp C-05, qua van diều khiển áp suất, nhiệt độ của
dòng ra khỏi van nhỏ hơn nhiệt độ tạo thành hidrat. Hydrat
được hình thành ở sau van điều khiển áp suất. Tuy nhiên chúng
sẽ tan ra khi vào tháp Rectifier bởi vì nhiệt độ làm viêc của thiết
bị này cao ( 20
o
C).
• Dòng Condensate ra khỏi V-03 được đưa vào thiết bị trao đổi
nhiệt nhằm tận dụng nhiệt làm mát dòng Condensate thương
phẩm ở 194
o
C đến từ đáy C-01, nâng nhiệt độ từ 20

o
C lên
101
o
C sau đó được đưa vào tháp Deethanizer (C-01). Mục đích
của việc trao đổi nhiệt này là bên cạnh sự thu hồi nhiệt thì còn
tránh sự tạo thành hydrat ở đầu ra của van FV-1701. Qua van
này, áp suất giảm từ 75 Bar xuống còn 20 Bar, nhiệt độ vận
hành được duy trì ở 72
o
C cao hơn nhiệt độ hình thành hydrat
trong điều kiện này là 11,6
o
C
• Dòng sản phẩm đáy của Deethanizer qua thiết bị trao đổi nhiệt
để làm mát, sau đó đưa ra đường ống dẫn Condensate về kho
cảng hoặc vào bồn chứa TK-21.
e. Mô tả các thiết bị chính
 Slug Catcher :
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 16
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Slug Catcher gồm 2 dãy ống, đặt nghiêng khoảng 10
o
so với mặt
phẳng ngang, mỗi dãy có dung tích 1400 m
3
, loại và dung tích
ống đặc trưng bởi công ty sản xuất đủ để tiếp nhận phần bùn
lỏng từ hệ thống ống dẫn ngầm 16 inches.
• Khí phân tách được thu gom ở ống góp khí (gas header) 30 inch

sau đó đưa đến các thiết bị cho quá trình chế biến sâu.
• Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên ở Slug
Catcher (SC-01/02) ở điều kiện áp suất 109 Bar (đối với chế độ
AMF, áp suất biến thiên trong khoảng 65 Bar-109 Bar tùy theo
lưu lượng), nhiệt độ 20 đến 30
o
C (tùy nhiệt độ môi trường).
 Hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor):
• Khí từ Slug Catcher sẽ đi qua V-08 rồi đi tới hệ thống EJ-
01A/B/C (khác với các quá trình khác là không có quá trình
hấp phụ loại nước qua thiết bị V-06A/B). Nhờ có thiết bị này
mà áp suất sẽ giảm từ áp suất vận hành của Slug Catcher 109
Bar xuống 45 Bar. Nhiệm vụ của hệ thống Ejector là nén khí đi
ra từ đỉnh tháp tách etan C-01 từ 20 Bar lên 45 Bar, vì vậy áp
suất của tháp C-01 được giữ ở 20 Bar.
• Hệ thống Jet compressor gồm có 3 ejector, công suất của mỗi
Ejector lần lượt là 50%, 30% và 20% so với tổng dòng tương
ứng.
• Van điều chỉnh áp suất trên đường bypass của Ejector (PV-
0805) có năng suất khoảng 30% tổng thể tích, dùng để điều
chỉnh áp suất của tháp tách etan C-01 ở 20 Bar, bằng cách cho
bypass 1 phần dòng khí qua ejector khi công suất của hệ thống
đủ để duy trì áp suất C-01. Khi công suất của Ejector không đủ,
lượng khí dư từ tháp tách C-01sẽ được xả ra ngoài đuốc đốt qua
van điều chỉnh áp suất (PV-1303B), do đó hệ thống tách etan C-
01 được bảo vệ tránh sự vượt áp.
 Tháp tách C-05 (Rectifier):
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 17
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Từ Jet Compressor, khí được đưa đến mâm thứ 1 của tháp tách

C-05 (Retifier), và dòng khí từ bình tách V-03 cũng được đưa
đến đĩa trên, mục đích để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20
o
C
và áp suất 47 Bar, được điều khiển bởi thiết bị điều chỉnh áp
suất (PIC-1114) đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm. Phần
trên của tháp C-05 lúc này có tác dụng như 1 bình tách khí lỏng.
• Dòng khí từ đỉnh tháp C-05 được đưa thẳng đến hệ thống đường
ống dẫn khí thương phẩm, sau khi được kiểm soát lưu lượng
bằng Senior Orifice Meter của FI-1150A/B, trong đó có 1 cái ở
chế độ dự phòng. Lưu lượng được điều chỉnh dựa vào tín hiệu
nhiệt độ và áp suất. Thông qua van điều áp PV-1114A được lắp
đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm, áp suất đầu ra của nhà
máy được điều chỉnh khoảng 45 Bar.
• Dòng lỏng tháo ra từ đáy tháp C-05 được kiểm soát thông qua
thiết bị điều chỉnh dòng FIC-1201 từng bậc cùng với thiết bị
điều chỉnh mức chất lỏng LIC-1201A, đưa vào mâm thứ 1 của
tháp tách etan C-01.
 Tháp tách etan C-01(Deethanizer):
• Áp suất hoạt động của hệ thống C-01 là 29 Bar.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 18
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Trong chế độ AMF, không có dòng lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt
độ của tháp C-01 cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt
là 64
o
C và 194
o
C (so với chế độ MF: 6 và 120
o

C, chế độ GPP:
14 và 109
o
C).
• Tháp tách etan C-01 gồm 32 đĩa kiểu van:
• 13 mâm ở phần chưng có đường kính 2600mm, 19 mâm ở phần luyện có
đường kính 3050mm.
• Để phát hiện sự chênh áp trong tháp do hiện tượng sủi bọt, người ta lắp đặt bộ
đo chênh áp PDIA-1321 (Pressure Differential Transmitter).
• 4 đồng hồ đo nhiệt độ được lắp trên các mâm 2, 3, 14, 20.
• 2 thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler kiểu kettle E-01A/B được dùng để gia nhiệt
cho tháp, mỗi cái hoạt động 50% năng suất để tránh tình trạng ngưng toàn hệ
thống nếu có sự cố xảy ra. Từ Reboiler, dòng lỏng sẽ đến bình trung gian V-15
(Deethanizer Bottom Buffer), được lưu lại ở đây trong 3 phút để ổn định.
• Trong chế độ AMF, tháp tách etan C-01 có 2 dòng nhập liệu
đầu vào:
• 1 dòng từ bình tách V-03, được đưa vào mâm thứ 14 của tháp, và có thể thay
đổi được bằng tay.
• Dòng còn lại từ đáy tháp Rectifier C-05, được đưa vào mâm thứ nhất của tháp,
gồm 80% mol chất lỏng, được dùng như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình
chưng cất.
• Áp suất hơi của Condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn
áp suất khí quyển để trữ được trong các bồn chứa thông thường. Trong trường
hợp này, tháp tách C-01 có tác dụng như 1 tháp ổn định Condensate, tại tháp
này hầu hết các hydrocarbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate
thông qua cung cấp nhiệt cho các Reboiler E-01A/B lên tới 194
o
C. Dòng khí đi
ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64
o

C được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ
thống Ejector.
 Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum):
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 19
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Là bình tách 3 pha nằm ngang hoạt động ở 750 Bar và 20
o
C để tách các hydrocarbon
nhẹ bị hấp thụ trong Condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp suất được giảm
từ áp suất của Slug Catcher là 109 Bar xuống 75 Bar, bằng van điều áp PV-1209 được
lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03; kéo theo nhiệt độ hạ xuống thấp hơn nhiệt độ
tạo thành Hydrat (20
o
C), do đó có 2 van điều chỉnh mức được lắp đặt trước đầu vào
bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp Hydrat được tạo thành trong 1
van, có thể bơm Methanol vào hoặc được thay thế bằng van dự phòng. (Trong thực tế
sự hình thành Hydrat rất ít xảy ra bởi vì hiện tại giàn khai thác đã trang bị 1 hệ thống
tách nước bằng glycol hoạt động liên tục).
• Người ta lắp đặt 1 thiết bị gia nhiệt kiểu ống xoắn (E-07) tại V-
03 để gia nhiệt cho Condensate lên cao hơn 20
o
C bằng dầu nóng
để tránh hiện tượng tạo thành Hydrat bên trong bình. Công suất
nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh nhiệt độ
TICA-0303 (Temperature Controller). Sau đó Condensate thông
qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (Flow Controller) và
thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302 (Level Controller) được đưa
tới Rectifier C-05.
 Bình tách V-08:
• Là bình tách lọc dùng để tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn

theo dòng khí do Slug Catcher không tách hết và lọc các hạt bụi
trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 20
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle
ii. Chế độ MF
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy
Gồm các thiết bị như trong chế độ AMF (trừ EJ-A/B/C), ngoài ra còn có thêm:
• Thiết bị khử Hydrat bằng phương pháp hấp phụ : V-06 A/B
• Thiết bị trao đổi nhiệt khí/khí dạng tấm : E-14.
• Thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng : E-20.
• Máy nén : K-01.
• Tháp ổn định Stabilizer : C-02.
• Thiết bị đun sôi lại : E-03
a. Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)
a. Mô tả sơ đồ dòng
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 21
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08,
thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và
các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị
hỏng hoặc giảm hoạt tính hoặc giảm tuổi thọ. Sau khi được loại
nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị
E-14 và E-20 là dòng 2 pha (lỏng-khí) được đưa vào tháp C-05
để tách lỏng. Khí ra từ đỉnh tháp C-05 ở -18,5
o
C được sử dụng
như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14
(nhiệt độ giảm từ 26.5
o

C xuống -17
o
C) dòng nguyên liệu qua E-
14 được làm lạnh bậc 2 tại van FV-1001, nhiệt độ giảm xuống
còn -35
o
C và áp suất từ 109 Bar xuống 47,5 Bar. Dòng còn lại
được trao đổi nhiệt với Condensate lạnh -26,8
o
C từ đáy tháp
C-05 tại E-20 đến 19
o
C, rồi được giảm áp suất từ 109 Bar đến
57,5 Bar qua van FV-0501C. Hai dòng này được nhập lại và
đưa vào đỉnh tháp C-05
• Dòng khí ra từ đỉnh C-05 với nhiệt độ -18,5
o
C dùng để làm
lạnh cho dòng nhập liệu ở E-14, rồi nó được đưa đến đường ống
dẫn khí Sale Gas. Một phần khí được trích cho qua máy nén K-
04A/B và thiết bị gia nhiệt E-18 để làm khí tái sinh cho thiết bị
V-06. Khí sau khi ra khỏi V-06 sẽ được đi qua thiết bị làm
nguội bằng không khí E-15, rồi vào bình tách lỏng V-07 để
tách những hạt lỏng cuốn theo, sau đó về lại ống dẫn khí Sale
gas. Áp suất dòng Sale gas khoảng 47 Bar được điều khiển bởi
van PV-1114A. Dòng lỏng đáy C-05 với nhiệt độ -26,8
o
C
được đưua qua E-20 để làm lạnh dòng nhập liệu, áp suất của nó
sẽ được giảm xuống 47,5 Bar khi qua van FV-0151C, rồi nhập

liệu vào đỉnh tháp C-01.
• 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 dòng khí thương phẩm nâng
nhiệt độ lên 220
o
C, dòng ra khỏi thiết bị V-06A/B được làm mát
tại E-15 và được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí
thương phẩm.
• Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ
AMF, ngoài việc đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05
như chế độ AMF. Do khí này chứa nước, nếu được đưa đến C-
05 thì khí tái sinh ẩm sẽ là nguyên nhân của việc tái sinh không
hoàn toàn. Đó là điều cần tránh.
• Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để
thu hồi Bupro. Nhằm tận dụng Bupro và tách triệt để C2. Dòng
lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi gia nhiệt từ
20
o
C lên 80
o
C tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-
02. Tháp C-01 có 3 dòng nhập liệu:
• 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
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 22
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi lên
đỉnh tháp, sau đó được nén từ 25 Bar lên 47 Bar nhờ máy nén

K-01 trước khi dẫn vào đường 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 tháp 60
o
C và nhiệt
độ đáy tháp 154
o
C. Tại đây C5
+
được tách ra và đi ra ở đáy tháp,
sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt
cho nguyên liệu vào tháp. Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng
này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị quạt làm mát bằng không
khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa Condensate
thương phẩm TK-21.
• Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-
02, một phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt
động của tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG.
b. Mô tả các thiết bị chính:

Tháp tách ethane C-01 trong chế độ hoạt động MF:
• Tháp có 3 dòng đầu vào:
• Dòng khí từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 hoặc đĩa thứ 3
• Dòng lỏng cũng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 20
• Dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh C-05 sau khi đi qua thiết bị trao đổi nhiệt
khí/lỏng E-20 được đưa vào đĩa trên cùng tháp tách ethane,dòng này gồm 75%
mol là lỏng và đóng vai trò dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất.
Trong tháp tách ethane, các hydrocacbon nhẹ như metane, ethane được tách ra khỏi dòng lỏng
và đi lên đỉnh tháp. Nhiệt độ đáy tháp được giữ ở 120
o

C thông qua các reboiler E-01A/B.
Hydrocacbon nhẹ tách ra được nén từ 29Bar lên 47Bar bằng máy nén K-01 và được trộn với
khí thương phẩm.K-01 là máy nén kiểu pittong đơn cấp được dẫn động bằng động cơ khí 766
KW. Inlet Scrubber (V-12) kích thước đường kính 1200mm, cao 3000mm được dùng ngay
trước máy nén để loại tất cả các phần lỏng có trong dòng khí. Phần lỏng ở đáy thiết bị lọc này
được xả vào hệ thống xả kín bộ cảm biến mức LICA-1401.
• Chất lỏng từ đáy tháp tách ethane được chuyển đến tháp ổn định
C-02 để thu hồi bupro (sản phẩm đỉnh) và Condensate (sản
phẩm đáy).
• Áp suất hoạt động của tháp tách ethane được điều chỉnh ở 29
Bar bởi bộ điều áp PICA-1305
• Trong trường hợp máy nén khí K-01 không làm việc thì dòng
khí từ tháp tách ethane sẽ được đưa ra flare tự động thông qua
van PV-1303 để duy trì áp suất vận hành của tháp.
iii. Chế độ GPP
Chế đô này bao gồm các thiết bị của chế độ MF và thêm một số thiết bị chính sau:
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 23
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Tháp tách C3/C4 : C-03
• Tháp Gas Stripper : C-04.
• Máy nén Expander Deethanizer OVHD Compressor (K-02);
máy nén 2
nd
Stage OVHD Gas Compressor ( K-03) : Máy nén
cấp hai.
• Turo-Expander / Compressor (CC-01).
• Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-17; E-11
a. Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)
a. Mô tả sơ đồ dòng


Quá trình tách nước và tái sinh:
Trong chế độ hoạt động này, khí từ Slug Catcher trước tiên được đưa vào V-08, dòng khí ra
khỏi V-08 được đưa vào một trong hai thiết bị hấp phụ hoạt động song song (V-06A/B) để
tách triệt để nước có trong khí. Sau đó, qua hệ thống lưới lọc F-01A/B để loại bỏ các bụi bẩn,
tạp chất cơ học bị cuốn theo rồi đưa vào hệ thống xử lý khí

Quá trình xử lý Condensate:
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 24
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
• Quá trình xử lý dòng Condensate ở chế độ GPP khác với chế độ
AMF & MF vì có thêm 2 thiết bị là C-04 và các máy nén K-03.
Dòng lỏng và khí ra khỏi thiết bị V-03 sẽ lần lượt được đưa vào
hai thiết bị này.
• Áp suất tại V-03 được điều chỉnh ở 75 Bar bằng van điều khiển
PV-2002 lắp đặt trên đường hồi lưu của K-03.
• Condensate từ thiết bị V-03 được điều chỉnh bằng FV-1802
thông qua đĩa trên cùng của C-04 sau khi được gia nhiệt từ 20
lên 41
o
C tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08A/B bằng dòng khí nóng
54
o
C từ máy nén K-01. Khí từ thiết bị trao đổi nhiệt được đưa
xuống đáy của Gas Stripper C-04. Mục đích chính của quá
trình trao đổi nhiệt là để thu hồi nhiệt, tránh tạo thành Hydrat ở
đầu ra của FV-1802, tại đó áp suất hoạt động giảm từ 75 xuống
47.4 Bar, do đó nhiệt độ vận hành có thể được duy trì ở 33
o
C,
cao hơn nhiệt độ hình thành Hydrat trong điều kiện này là 17

o
C.
• Mục đích của Gas Stripper là tách nước từ Condensate bằng
dòng khí nóng. Gas stripper C-04 bao gồm 6 mâm van, dòng
Condensate tiếp xúc với dòng khí nóng đi lên trong tháp, do đó
nước được tách ra khỏi Condensate. Áp suất họat động của Gas
Stripper là 47.5 Bar, được điều chỉnh bởi PICA-1801 & van
hoàn lưu (PV-1801). PV-1801 được lắp đặt để tháo khí dư đem
đốt tránh hiện tượng quá áp.
• Dòng lỏng từ đáy Gas Stripper dưới sự điều khiển của FV-1701
đưa vào đĩa 14 hoặc 20 của Deethanizer sau khi được gia nhiệt
từ 40
o
C lên 86
o
C tại Condensate Cross Exchanger (E-04) bằng
dòng nóng 154
o
C đi ra từ đáy của Stabilizer. Mục đích của trao
đổi nhiệt là thu hồi nhiệt.

Quá trình tách & làm lạnh sâu:
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 25