đồ án kỹ thuật dầu khí Tìm hiểu và tính toán các thông số kỹ thuật của tháp ổn định condensat C-02 tương ứng với lưu lượng khí đầu vào 5,9 triệu m3ngày của nhà máy GPP Dinh Cố

Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
LỜI MỞ ĐẦU
Với nhu cầu sử dụng khí trên thế giới tăng nhanh, sự thăm dò khai thác khí
thiên nhiên ngày càng tăng, bên cạnh đó là sự phát hiện dầu ngày càng giảm thì
ngành công nghiệp khí sẽ ngày càng đóng vai trò quan trọng.
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy xử lý khí đầu tiên ở Việt Nam do
Tập đoàn dầu khí Việt Nam xây dựng, để chế biến các nguồn khí đồng hành, các
nguồn khí tự nhiên dồi dào ở các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ lân cận thành
những sản phẩm khác nhau, nhằm đáp ứng nhu cầu trong nước và xuất khẩu.
Hiện nay sản phẩm của nhà máy GPP Dinh Cố bao gồm khí khô, LPG và
Condensat. Trong đó LPG và Condensat là 2 sản phẩm có giá trị kinh tế cao hơn
nhiều so với khí khô. Nó là nguồn nguyên liệu để sản xuất xăng, các loại dung môi
hữu cơ, nhiên liệu đốt và những nguyên liệu quan trọng cho công nghiệp hoá dầu.
Với nhu cầu lớn về LPG và Condensat nhà máy cần có những giải pháp
nhằm tăng công suất để đáp ứng được nhu cầu của thị trường nhưng vẫn đảm bảo
các chỉ tiêu kĩ thuật của sản phẩm thương phẩm. Tháp ổn định condensat C-02 là
tháp chưng cất phân đoạn có nhiệm vụ phân tách LPG và Condensat để các sản
phẩm này đáp ứng đủ các tiêu chuẩn thương mại quy định. Tháp C-02 là cụm thiết
bị quan trọng không thể thiếu trong dây truyền công nghệ của nhà máy GPP Dinh
Cố. Khi tiếp nhận thêm các nguồn khí từ các mỏ lân cận, lưu lượng khí vào nhà
máy sẽ liên tục thay đổi, để khảo sát tháp khả năng đáp ứng của tháp C-02 nên em
chọn đề tài: “Tìm hiểu và tính toán các thông số kỹ thuật của tháp ổn định
condensat C-02 tương ứng với lưu lượng khí đầu vào 5,9 triệu m
3
/ngày của nhà
máy GPP Dinh Cố ”
Trong phạm vi một đồ án tốt nghiệp, trình độ bản thân còn nhiều hạn chế,
chưa được làm quen nhiều với việc tính toán thiết kế nên đồ án hẳn còn nhiều
thiếu sót. Rất mong nhận được những nhận xét, góp ý của các thầy cô cùng bạn
bè đồng môn.
Nhân dịp này em xin chân thành cảm ơn thầy giáo Nguyễn Danh Nhi, cô

Nguyễn Thị Bình, các thầy cô giáo trong bộ môn Lọc-Hoá Dầu và bạn bè đồng môn
đã giúp đỡ em trong quá trình học tập, rèn luyện tại trường trong thời gian qua.
Đặc biệt em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc đến thầy giáo Dương Viết Cường đã tận
tình chỉ bảo, hướng dẫn em hoàn thành đồ án này.Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nôi, tháng 06 năm 2009
Sinh viên thực hiện: Hoàng Văn Tuân
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
1
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN
1.1. Khái niệm về khí tự nhiên [2,4,5]
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[2,4,5]
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.
Các giai đoạn hình thành dầu khí:
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
2
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
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 [2,4,5]
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.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
3
Đồ án tốt nghiệp Trường 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.

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
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
4
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
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 [1,2,5,6]
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.
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.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
5
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
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 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.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
6

Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- 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:

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).
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
7
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất

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
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
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
8
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
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
GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY GPP DINH CỐ
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
9
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
2.1. Nguyên liệu vào nhà máy và các sản phẩm chính
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long
Điền, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, cách tỉnh lộ 44 khoảng 1 km, cách Long Hải khoảng 6
km về hướng bắc. Nhà máy có tổng diện tích 89.600 m
2
, dài 329 m, rộng 280 m.
Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP theo
đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG, Condensat và khí
khô. Các sản phẩm lỏng sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn về kho cảng Thị Vải
theo ba đường ống đường kính 16 inch, khí khô được đưa về các nhà máy điện
thông qua hệ thống đường kính 16 inch để dùng làm nguyên liệu. Nhà máy chế biến
khí được xây dựng theo thiết kế bước sử dụng nguyên liệu với lưu lượng là 4,3 triệu
m

3
khí/ngày đêm. Hiện nay, do mỏ Rạng Đông đã đi vào khai thác dầu và Tập đoàn
Dầu Khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông về mỏ
Bạch Hổ. Do đó, hiện nay toàn bộ lượng khí của mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch Hổ
được nén và dẫn vào bờ, do đó hiện tại tổng lưu lượng khí cung cấp cho nhà máy
khí Dinh Cố là khoảng 5,7 triệu m
3
khí/ngày.
Sản phẩm của nhà máy hiện nay bao gồm :
+ Khí khô thương phẩm với thành phần chủ yếu là metan và etan, được cung
cấp cho nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện Phú Mỹ.
+ Condensat hay còn gọi là khí ngưng tụ, là một hỗn hợp hydrocacbon ở
dạng lỏng trong điều kiện thường (1atm, 25
0
C), thành phần chủ yếu là C
5
+
. Dòng
condensat được dẫn đến nhà máy chế biến condensat để pha chế thành xăng.
+ Bupro là hỗn hợp của butan và propan, hỗn hợp lỏng này được dẫn về
kho cảng Thị Vải, tại đây nó được đưa ra thị trường.
2.2. Các chế độ vận hành của nhà máy GPP Dinh Cố
− Chế độ vận hành AMF
− Chế độ vận hành MF
− Chế độ vận hành GPP
2.2.1 Chế độ vận hành AMF (Absorluted 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 được hoạt động với mục đích cung cấp khí thương
phẩm gia dụng cho các nhà máy điện, đồng thời cũng thu hồi một lượng tối thiểu
condensat với sản lượng 340 tấn/ngày. Chế độ AMF là chế độ dự phòng cho chế độ

MF trong trường hợp chế độ MF, GPP và GPP chuyển đổi không hoạt động được
như: xảy ra sự cố, sửa chữa, bảo dưỡng.
● Chế độ vận hành AMF
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
10
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Dòng khí nguyên liệu từ ngoài khơi được vận chuyển theo đường ống đường
kính 16 inch vào nhà máy với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6
0
C đi qua thiết bị Slug-
Catcher, dòng khí và dòng lỏng được tách ra theo các đường riêng biệt, phần lớn
nước lẫn trong hydrocacbon được tách và thải ra từ thiết bị này.
Dòng hydrocacbon từ Slug-Catcher được giảm áp và đưa vào bình tách V-03
hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 20
0
C để tách thêm phần nước vẫn còn lẫn lại
trong hydrocacbon lỏng. Khi giảm áp suất từ 109 bar xuống còn 75 bar một phần
hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng được tách ra nhưng do hiệu ứng Joule-
Thomson đồng thời với việc giảm áp suất, nhiệt độ sẽ giảm xuống thấp hơn nhiệt độ
tạo thành hydrat nên để tránh hiện tượng tạo hydrat này bình được gia nhiệt đến
20
0
C bằng dầu nóng ra từ thiết bị E-07. Dòng hydrocacbon lỏng ra khỏi V-03 được
gia nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B trước khi đưa vào tháp C-01.
Dòng khí thoát ra từ Slug-Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để tách
triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí, Khí thoát ra ở đầu V-08 được dùng
để hút khí từ C-01 thông qua các bơm hoà dòng EJ-01A/B/C. Đầu ra của các bơm
hòa dòng EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 21
0
C, dòng hai

pha này được nạp vào tháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03.
Tháp tách C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do hệ thống bơm hòa
dòng đưa vào, dòng khí ra khỏi đỉnh tháp là dòng khí thương phẩm dùng để cung
cấp cho các nhà máy điện, hydrocacbon lỏng từ đáy C-05 được đưa sang tháp tách
etan C-01.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
11
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
T
K-
21
V-03
C-
01
C-
05
V-
08
E
J-
01
M
E-
13
E-
04
V-
15
E-

01
A/
B
M
E-
24
E-
09
S
al
e
G
as
D
ầu
N
ón
g
D
ầu
N
ón
g
Hì
nh
2.
1:
Sơ
Đ
ồ

C
ôn
g
N
gh
ệ
A
M
F
C - ThấpTách
Phân Đoạn.
V - Thiết Bị
Tách.
SC- Slug-
Catcher.
E- Thiết Bi Trao
Đổi Nhiệt.
ME- Thiết Bị Đo
S
C-
01
A/
B
K
hí
Đ
ầu
V
ào
N

ướ
c
12
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Như vậy trong chế độ AMF tháp tách C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào,
dòng thứ nhất là hydrocacbon lỏng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14, dòng
thứ hai là dòng hydrocacbon lỏng từ đáy tháp C-05 được đưa vào đĩa trên cùng của
tháp C-01, tại đây hầu hết các thành phần nhẹ C
1
, C
2
được tách khỏi hỗn hợp đầu
vào. Hỗn hợp lỏng từ đáy của tháp C-01 được tận dụng để gia nhiệt cho hỗn hợp
đầu vào của chính nó đến từ tháp V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, sau đó
được làm lạnh tại E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc vào bồn chứa Condensat
TK-21.
2.2.2.Chế độ vận hành MF (Minimum Facility)
Đây là chế độ vận hành của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động tối
thiểu, Chế độ MF được phát triển từ chế độ AMF nhằm mục đích thu hồi sản phẩm
Bupro với sản lượng 630 tấn/ngày và condensat với sản lượng 380 tấn/ngày, đây là
chế độ dự phòng trong trường hợp không thể vận hành nhà máy theo chế độ GPP.
Ngoài các thiết bị trong giai đoạn AMF, trong giai đoạn MF có thêm các
thiết bị chính sau:
- Tháp ổn định condensat (Stabilizer C-02)
- Dehydration and Regeneration V-06A/B
- Các thiết bị trao đổi nhiệt (Exchanger E-14, E-20)
- OFVHD Compressor (K-01): Là thiết bị nén dùng để tăng áp suất khí từ
đỉnh C-01 lên 45 bar để đưa vào dòng khí Sale Gas.
● Chế độ vận hành MF:
Dòng khí ra từ Slug-Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08 để tách nước,

hydrocacbon lỏng, dầu nhờn và các hạt rắn, tác dụng của V-08 là bảo vệ lớp chất
lỏng hấp phụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng và tăng tuổi thọ của chúng. Dòng khí khô
ra khỏi V-06A/B được đưa đồng thời đến hai thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và E-20
với mục đích làm lạnh sâu để hóa lỏng khí. Dòng khí sau khi ra khỏi E-14 và E-20
là dòng hai pha lỏng-khí được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng.
Khí ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -18,5
0
C được đưa đến thiết bị trao đổi
nhiệt nhằm với hai mục đích:
- Làm tác nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại thiết bị trao đổi
nhiệt E-14.
- Nhiệt độ giảm từ 25,6
0
C xuống -17
0
C trước khi được làm lạnh bậc hai tại
van giãn nở FV-1001.
Tăng nhiệt độ cho chính dòng khí ra từ tháp C-05 lên đến nhiệt độ yêu cầu
cần cung cấp cho các nhà máy điện.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
13
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Lỏng ra từ đáy tháp C-05 có nhiệt độ -26,8
0
C đến thiết bị trao đổi nhiệt E-20
để làm lạnh dòng nguyên liệu của tháp C-05 từ nhiệt độ 25,6
0
C xuống còn 19
0
C

đồng thời cũng gia nhiệt cho chính dòng lỏng từ C-05 trước khi được nạp vào đĩa
trên cùng của tháp C-01.
Hai tháp hấp phụ V-06A và V-06B được sử dung luân phiên, khi tháp này
làm việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cấp nhiệt của
dòng khí thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 220
0
C bằng dòng dầu nóng tại E-
18, dòng khí này sau khi ra khỏi V-06A/B được tái làm nguội tại E-14 và tách lỏng
ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF tương tự như ở chế độ AMF chỉ khác ở
chỗ khí ra ở V-03 được đưa đến tháp C-01 thay vì đưa vào tháp C-05 như chế độ
AMF. Ngoài ra trong chế độ độ MF, tháp C-02 được thêm vào để thu hồi Bupro,
đồng thời tách một phần C
1
, C
2
còn sót lại. Kết quả chúng ta thu được nhiều Bupro
hơn và sản phẩm lỏng có chất lượng tốt hơn.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
14
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
Kh
í
Đầ
u
Và
o
V-
06

V-
08
E-
20
Hì
nh
2.2
:
Sơ
Đồ
Cô
ng
Ng
hệ
M
F
15
V-03
Bu
pr
o
Bu
pr
o
T
K-
21
M
E-
26

M
E2
5
Nư
ớc
E-
01
A/
B
M
E-
24
E-
05
E-
04
V-
15
C-
01
PV
-
13
01
PV
-
17
01
K-
01

F-
01
E-
14
FV
-
10
01
C-
05
M
E-
13
S
al
e
G
as
E-
02
V-
02
P-
01
A/
B
C-
02
E-
03

Dầ
uN
ón
g
Dầ
uN
ón
g
No
ựn
g
V-
12
V-
07
K-
04
E-
18
E-
15
SC
-01
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Trong chế độ MF tháp C-01 có ba dòng nguyên liệu được đưa vào:
- Dòng lỏng đến từ V-03 được gia nhiệt từ 20
0
C lên 80
0
C tại thiết bị trao đổi

nhiệt E-04A/B nhờ dòng lỏng nóng ra từ tháp ổn định C-02.
- Dòng lỏng đến từ đáy tháp C-05 được đưa vào đĩa trên cùng.
- Dòng khí từ đỉnh V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 và thứ 3.
Tại tháp C-01 các hydrocacbon nhẹ C
1
, C
2
được tách ra và đi lên đỉnh tháp,
sau đó được nén từ áp suất 25 bar lên 75 bar nhờ máy nén K-01 trước khi đưa vào
đường khí thương phẩm. Phần lỏng ra từ C-01 được đưa vào đĩa thứ 11 của tháp C-
02. Tháp C-02 làm việc ở áp suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 60
0
C, nhiệt độ đáy là 154
0
C,
tại đây C
5
+
được tách ra và đi ra ở đáy tháp, sau đó chúng được dẫn qua bộ trao đổi
nhiệt E-04 để gia nhiệt cho hỗn hợp đầu vào của tháp. Sau khi ra khỏi E-04 lượng
lỏng này được đưa đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-09 để làm lạnh trước khi
đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensat thương phẩm TK-21.
Hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là Bupro, hơi Bupro được ngưng tụ tại thiết bị
làm mát bằng không khí E-02, một phần được hồi lưu lại tháp C-02, phần còn lại
được đưa đến bồn chứa V-21A/B hoặc đưa vào đường ống vận chuyển Bupro đến
kho cảng Thị Vải.
2.2.3. Chế độ vận hành GPP (Gas Processing Plant)
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy xử lý khí, lúc này nhà máy được hoàn
thiện các thiết bị từ cụm thiết bị MF với mục đích thu hồi triệt để Condensat,
Propan và Butan. Khi hoạt động ở chế độ GPP hiệu suất thu hồi các sản phẩm lỏng

cao hơn so với các chế độ AMF và MF. Sản lượng của nhà máy trong giai đoạn
GPP như sau:
- Khí thương phẩm: 3,3 triệu m
3
/ngày.
- Propan 540 tấn/ngày, Butan 415 tấn/ngày.
- Condensat 400 tấn/ngày.
● Ngoài các thiết bị chính có trong chế độ vận hành MF, ở chế độ GPP được
bổ sung thêm một số thiết bị sau:
- Turbo Expander/Compressor (CC-01)
- Splitter (C-03)
- Máy nén K-02, K-03
- Stripper C-04
● Mô tả vận hành chế độ GPP:
Khí đồng hành từ ngoài khơi vào có áp suất 109 bar, nhiệt độ khoảng 25,6
0
C
được tiếp nhận tại Slug-Catcher, tại đây hai pha lỏng-khí được tách riêng ra, sau đó:
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
16
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- Dòng lỏng được loại một phần nước và đưa vào thiết bị tách ba pha V-03
để xử lý tiếp. Bình này hoạt động ở áp suất 75 bar và nhiệt độ 18
0
C.
- Dòng khí được đưa qua các thiết bị tách thứ cấp hai pha lỏng-hơi V-08 để
tách phần lỏng còn lại, phần lỏng tách ra ở V-08 được đưa sang thiết bị tách ba pha
V-03 để tiếp tục xử lý tiếp, còn dòng khí tách ra khỏi V-08 được đưa vào tháp tách
V-06A/B dùng chất hấp phụ rắn để tách hydrat.
- Dòng khí khô ra khỏi tháp V-06A/B sau khi được lọc bụi ở thiết bị lọc F-

01A/B được chia làm hai phần:
- Phần thứ nhất khoảng 2/3 lượng khí được đưa vào đầu giãn của thiết bị
Turbo-Expander CC-01, tại đây khí giãn nở từ 109 bar xuống còn 33,5 bar, đồng
thời do hiệu ứng Joule-Thomson nhiệt độ cũng giảm xuống còn -18
0
C, dòng khí này
sẽ được đưa vào đáy tháp tinh lọc C-05 để tách sơ bộ các hợp phần nhẹ.
- Phần thứ hai khoảng 1/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được đưa sang thiết bị
trao đổi nhiệt E-14 để làm lạnh từ 26
0
C xuống -33,5
0
C nhờ dòng khí lạnh từ đỉnh
tháp C-05 có nhiệt độ -42,5
0
C, sau đó nhờ van giảm áp FV-1001 khí được giãn nở
đoạn nhiệt từ 109 bar xuống 47,5 bar đồng thời nhiệt độ cũng giảm từ -35
0
C xuống
-62
0
C sau đó được đưa vào đỉnh tháp C-05.
Tháp tinh cất C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh -42,4
0
C, nhiệt
độ đáy -20
0
C. Khí ra ở đỉnh C-05 được sử dụng để làm lạnh khí đầu vào thông qua
thiết bị trao đổi nhiệt E-14, sau đó được nén tại đầu nén của thiết bị CC-01 và được
đưa ra đường khí thương phẩm, Lỏng ra khỏi đáy tháp C-05 được nạp vào đĩa thứ

nhất của tháp C-01 để tiếp tục xử lý tiếp.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
17
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
V-
03
V-
06
V-
08
S
C-
01
F-
01
E-
14
C
C-
01
K-
02
K-
03
V-
13
V-
14
E-

19
E-
19
E-
14
V-
07
E-
18
E-
15
K-
04
F
V-
10
01
C-
05
M
E-
13
Sa
le
G
as
K-
01
E-
08

C-
04
C-
01
E-
04
F
V-
17
01
F
V-
18
02
E-
09
E-
12
M
E-
24
M
E-
26
M
E-
25
C
on
de

ns
at
e
T
K-
21
V-
21
B
V-
21
A
B
ut
an
Pr
op
an
E-
01
V-
15
C-
02
E-
03
E-
17
E1
0

C-
03
E-
02
E-
11
V-
05
V-
02
F
V-
13
01
P-
03
P-
01
P
V-
12
01
N
ướ
c
K
hí
Đ
ầu
V

ào
18
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Khí thoát ra khỏi đỉnh C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar
sau đó được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08 với tác nhân làm lạnh là dòng
lỏng đến tử V-03 có nhiệt độ 20
0
C sau đó được đưa vào tháp tách khí nhẹ C-04 để
tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng đến từ bình tách V-03.
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh 40
0
C, nhiệt độ đáy
44
0
C, khí ra ở đỉnh C-04 được máy nén K-02 nén đến áp suất 75 bar, sau đó được
làm lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không khí E-19. Dòng khí thoát ra từ E-19 được
trộn với lượng khí tách ra từ bình tách V-03 và được máy nén K-03 nén đến áp suất
109 bar, tiếp tục được làm lạnh tại E-13 và đưa vào dòng khí nguyên liệu.
Tháp tách C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 29
0
C, nhiệt độ đáy
109
0
C, Sản phẩm đáy của C-01 chủ yếu là C
3
+
được đưa đến tháp ổn định C-02 để
tiếp tục xử lý tiếp.
Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 55
0

C, nhiệt độ đáy
134
0
C có nhiệm vụ tách riêng Condensat và Bupro. Hỗn hợp khí ra ở đỉnh của C-02
là hỗn hợp Bupro được ngưng tụ toàn bộ ở nhiệt độ 43
0
C tại thiết bị ngưng tụ bằng
không khí E-02 sau đó được đưa vào bình hồi lưu V-02, một phần Bupro được hồi
lưu lại tháp C-02 nhờ bơm P-01A/B (Nhiệm vụ của bơm P-01A/B là bù đắp sự
chênh áp suất giữa tháp C-01 11 bar và tháp C-02 16 bar). Phần lớn Bupro được gia
nhiệt ở thiết bị gia nhiệt E-17 với tác nhân gia nhiệt được lấy từ chính đáy tháp C-
03, sau đó được nạp lại vào tháp C-03. Sản phẩm đáy của C-02 là Condensat
thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc đường ống Condensat.
Tháp C-03 có nhiệm vụ tách riêng C
3
, C
4
ra khỏi Bupro. Khí ở đỉnh C-03 là
hơi của Propan, hơi này được tụ toàn bộ ở nhiệt độ 46
0
C tại thiết bị làm mát bằng
không khí E-11, sau đó được đưa vào thiết bị chứa hồi lưu V-05 một phần được hồi
lưu lại tháp C-03, phần lớn Propan lỏng còn lại là Propan thương phẩm được đưa ra
ống dẫn Propan hoặc bồn chứa. Butan ra ở đáy tháp C-03 được thiết bị gia nhiệt
bằng dầu nóng E-10 (ở 97
0
C) đun sôi để làm tác nhân cấp nhiệt cho E-17, sau khi
được cấp nhiệt dòng này lại được làm mát tại E-12, nhiệt độ hạ xuống còn 45
0
C

cuối cùng được đưa vào ống dẫn Butan.
2.2.4. Chế độ vận hành GPP chuyển đổi:
Chế độ GPP chuyển đổi được phát triển dựa trên chế độ GPP thiết kế nhằm
mục đích tăng lưu lượng khí đầu vào nhà máy từ 4,3 triệu m
3
khí/ngày lên 5,7 triệu
(m
3
/ngày).Trong chế độ GPP chuyển đổi ngoài các thiết bị trong chế độ GPP ban
đầu có bổ sung thêm các thiết bị sau:
- Bình tách khí lỏng V-101.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
19
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- Trạm nén khí đầu vào gồm 04 máy nén K-1011A/B/C/D với 03 máy hoạt
động và một máy dự phòng.
Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông với lưu
lượng 5,7 triệu m
3
khí ẩm/ngày, được đưa vào hệ thống Slug-Catcher để tách
Condensat và nước trong ở áp suất 60-70 bar và nhiệt độ từ 23-28
0
C
Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug-Catcher được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03
làm việc ở nhiệt độ 20
0
C, áp suất 47 bar thấp hơn so với áp suất ở chế độ GPP thiết
kế là 75 bar nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng đến từ bình tách V-101 của dòng
Bypass.
Hỗn hợp khí ra khỏi Slug-Catcher được chia thành hai dòng:

- Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m
3
khí ẩm/ngày được đưa qua van giảm áp
PV-106 giảm áp suất từ 60-70 bar đến áp suất 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-
101 để tách riêng lỏng và khí. Lỏng đi ra tại đáy bình tách V-101 được đưa vào thiết
bị tách ba pha V-03 để tách sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được sử
dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn
có đường kính 16 inch.
- Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 4,9 triệu m
3
khí
ẩm/ngày được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-1011A/B/C/D để nén dòng khí từ
áp suất 60-70 bar lên áp suất theo thiết kế là 109 bar với nhiệt độ 40
0
C, dòng khí
này được đưa vào thiết bị lọc V-08 để tách tinh lượng lỏng còn lại trong khí và lọc
bụi bẩn. Dòng khí ra khỏi V-08 được đưa vào thiết bị V-06A/B để tách loại nước
trong không khí với mục đích tránh tạo hydrat trong quá trình làm lạnh sâu khí sau
này. Sau đó được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để tách lọc bụi bẩn có trong khí.
Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách ba pha V-03 để tiếp tục xử
lý tiếp.
Dòng khí sau khi được tách nước ở V-06A/B và lọc bụi ở F-01A/B là khí
khô, dòng này được chia làm hai phần:
- Phần thứ nhất khoảng 1/3 lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị trao
đổi nhiệt E-14 bằng cách thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với dòng khí có nhiệt độ
-45
0
C đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05, qua đây nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm đến
-35
0

C. Sau khi thực hiện quá trình làm lạnh nhờ trao đổi nhiệt, dòng khí được đưa
qua van điều khiển FV-1001 để giảm áp suất xuống 37 bar, đồng thời với quá trình
giảm áp nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống -65
0
C. Lúc này dòng khí sẽ chứa
khoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của thiết bị tinh cất C-05 như
một dòng hồi lưu ngoài.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
20
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- Phần thứ hai khoảng 2/3 dòng khí còn lại được đưa vào đầu giãn nở
của thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp từ 109 bar xuống tới 37 bar và
nhiệt độ giảm xuống -12
0
C. Dòng khí lạnh này sau đó được đưa vào đáy của
tháp tinh cất C-05.
Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/B được tách ra và đưa
sang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ sau đó đưa vào tháp tinh cất C-05
hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ của đỉnh tháp và đáy tháp tương đương là -45
0
C
và -15
0
C, tại đây khí (chủ yếu là Metan và Etan) được tách ra tại đỉnh tháp. Thành
phần pha lỏng (chủ yếu là Propan và các cấu tử nặng hơn) được tách ra từ đáy tháp.
Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 thành phần chủ yếu là Metan và Etan có
nhiệt độ -45
0
C được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và
sau đó được nén tới áp suất 54 bar trong phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí

đi ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16 inch đến các nhà máy
điện như là khí thương phẩm.
Hỗn hợp lỏng đi ra từ đáy tháp tinh cất C-05 có thành phần là C
3
+
, chủ yếu là
Propan được đưa vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài.
Tháp tách Etan C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như một thiết bị
chưng cất. Trong chế độ GPP chuyển đổi tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào
là dòng lỏng từ đáy tháp C-05 đi vào đĩa trên cùng và dòng lỏng từ đáy bình tách V-
03 sau khi được gia nhiệt tại E-04 được đưa vào đĩa thứ 20. Tháp C-01 có nhiệm vụ
tách hydrocacbon nhẹ như Metan và Etan ra khỏi Condensat, khi hoạt động tháp có
áp suất 27,5 bar, nhiệt độ đỉnh 14
0
C, nhiệt độ đáy 109
0
C được duy trì nhờ thiết bị
gia nhiệt E-01A/B. Khí nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để
tách lỏng có trong khí, sau đó được máy nén K-01 nén từ áp suất 27,5 bar đến áp
suất 47,5 bar rồi đưa vào bình tách V-13 được nén tiếp đến 75 bar nhờ máy nén K-
02, được làm mát nhờ thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng khí ra khỏi
E-19 lại được máy nén K-03 nén đến áp suất thiết kế là 109 bar, sau đó được làm
mát tại thiết bị trao đổi nhiệt E-13 và cuối cùng quay trở lại bình tách V-08 như là
nguyên liệu đầu vào.
Hỗn hợp lỏng ra khỏi đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C
3
+
được đưa vào
bình ổn định V-15 sau đó được đưa vào đĩa thứ 11 của tháp C-02.
Tháp ổn đỉnh C-02 là một tháp đĩa dạng van bao gồm 30 đĩa, áp suất làm

việc 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55
0
C, nhiệt độ đáy 134
0
C (được duy trì nhờ Reboiler E-
03). Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp Bupro gồm Propan và Butan ra
khỏi Condensat. Hỗn hợp Bupro ra khỏi đỉnh C-01 có nhiệt độ 55
0
C được làm mát
đến 43
0
C nhờ thiết bị làm mát bằng quạt E-02, sau đó được đưa sang bình ổn định
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
21
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
V-02, một phần nhỏ Bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-01 còn phần lớn được làm
lạnh lần nữa tại E-12 sau đó được đưa vào bồn chứa để xuất ra xe bồn hoặc đưa về
kho cảng Thị Vải.
Condensat ra khỏi đáy tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng để gia nhiệt
cho dòng lỏng ra từ đáy V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, đồng thời nhiệt
độ của dòng Condensat cũng giảm xuống còn 60
0
C, sau đó được làm mát tiếp đến
45
0
C tại thiết bị làm lạnh bằng quat E-09 cuối cùng được đưa vào bồn chứa hoặc
dẫn về kho cảng Thị Vải.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
22
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất

Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
V-
03
V-
06
A/
B
V-
08
S
C-
01
C
C-
01
K-
02
K-
03
V-
12
E-
14
V-
10
1
K-
01
A/
B/

C/
D
C-
05
K-
01
C-
01
E-
09
C
on
de
ns
at
e
T
K-
21
V-
21
B
V-
21
A
B
ut
an
Pr
op

an
E-
04
E-
01
A/
B
C-
02
E-
03
E-
17
E1
0
C-
03
E-
02
E-
11
V-
05
V-
02
F
V-
13
01
P-

03
A/
B
P-
01
N
ướ
c
Sa
le
G
as
M
E
E-
01
A/
B/
C/
D
Kh
í
Đầ
u
Và
o
23
ỏn tt nghip Trng i hc M - a cht
CHNG 3
C S Lí THUYT THIT K THP CHNG CT

3.1. Cân bằng lỏng hơi [3]
3.1.1. Khái niệm
Để hiểu rõ khái niệm cân bằng lỏng hơi, trớc hết chúng ta nghiên cứu một
thiết bị cân bằng lỏng hơi đơn giản. (Hình 3.1)
Khi đợc cấp nhiệt đến một nhiệt độ nhất định, hỗn hợp lỏng trong thiết bị sẽ
bắt đầu sôi và sinh ra hơi. Hỗn hợp hơi sinh ra đợc dẫn theo một đờng ống trở lại
đáy thiết bị. Tại đây hơi sẽ đợc phân tán đề vào pha lỏng thông qua một thiết bị phân
tán.
Hình 3.1: Thiết bị cân bằng lỏng hơi đơn giản
Các cấu tử của hỗn hợp hơi ban đầu phân bố vào pha hơi và pha lỏng tuỳ
thuộc vào nhiệt độ sôi của chúng. Những cấu tử có nhiệt độ sôi thấp (dễ bay hơi) sẽ
có khuynh hớng tập trung nhiều hơn trong pha hơi, trong khi đó những cấu tử có
nhiệt độ sôi cao hơn sẽ tập trung nhiều hơn ở pha lỏng.
Cân bằng giữa pha hơi và pha lỏng sẽ đạt đợc khi sự hoạt động của thiết bị đ-
ợc duy trì đến mức độ nào đó mà hầu nh không có sự thay đổi về nhiệt độ, áp suất
và thành phần các pha.
Nh vậy, rõ ràng mức độ tách các cấu tử của một hỗn hợp sẽ đạt đợc cực đại
tại trạng thái cân bằng, không thể tồn tại một trạng thái nào khác mà đạt đợc mức độ
tách cao hơn.
Tại trạng thái cân bằng thiết bị đợc coi nh một đĩa lý thuyết và thành phần
của pha lỏng và pha hơi, gọi là các thành phần cân bằng.
Hong Vn Tuõn Lp Lc - Húa du K49
24
ỏn tt nghip Trng i hc M - a cht
Tóm lại, cân bằng lỏng hơi là một trạng thái của hệ mà tại đó không có sự
thay đổi về nhiệt độ, áp suát và thành phần các pha.
3.1.2. Các quan hệ nhiệt động học của cân bằng lỏng hơi
Quan hệ cân bằng:
ở trạng thái cân bằng lỏng hơi, quan hệ nồng độ của một cấu tử nào đó giữa
pha lỏng và pha hơi tuân theo phơng trình sau:

i
i
i
y
K
x
=
(3.1)
Trong đó: K
i
: là hằng số cân bằng của cấu tử i
y
i
, x
i
: Lần lợt là phần mol của cấu tử i trong pha hơi và pha lỏng.
Trong (4.1) cấu tử nào có khả năng bay hơi càng lớn (nhiệt độ sôi càng thấp)
sẽ có giá trị K
i
càng lớn.
Độ bay hơi tơng đối
Độ bay hơi tơng đối của cấu tử i so với cấu tử j đợc định nghĩa là tỷ số giữa
các hằng số cân bằng của chúng.

i
ij
j
K
K

=
(3.2)
Trong đó:
ij

: Độ bay hơi tơng đối của cấu tử i so với cấu tử j
K
j
,K
i
: lần lơt là hằng số cân bằng của cấu tử j, i.
ij

là một đại lợng hết sức quan trọng vì nó cho thấy đợc khả
năng và hiệu quả của quá trình chng cất phân đoạn. Mặt khác, theo thói quen truyền
thống, ngời ta định nghĩa
ij

là tỉ số giữa các hằng số cân bằng của cấu tử dễ bay hơi
so với cấu tử khó bay hơi hơn nó, nên ta có:
i
ij
j
K
K

=
1
Nếu

ij

càng lớn hơn 1 thì i càng dễ bay hơi hơn; nghĩa là càng dễ tách i
khỏi; ngợic lại nếu
ij

= 1 thì quá trình tách không thể thực hiện đợc bằng phơng
pháp chng cất phân đoạn thông thờng.
Xét một hệ gồm 2 cấu tử, kết hợp (3.1) và (3.2) ta đợc
1 1 1
1,2
2 1 1
( )
(1 )
K y x x
K x y


= =

(3.3)
Hoặc
( )
12,1
12,1
1
11
.
x
x

y
+
=


(3.4)
Hong Vn Tuõn Lp Lc - Húa du K49
25