Tìm hiểu và tính toán các thông số kỹ thuật của tháp ổn định condensat c02 tương ứng với lưu lượng khí đầu vào 5.9 triệu m3/ngày 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
1
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!
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.
2
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:
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
3
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.
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

4
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
5
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 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].
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 =
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.
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:
(1.2)
Trong đó:
7
: Khối lượng riêng của khí lý tưởng (kg/m
3
)
M: Khối lượng mol (kg/kmol).
Khối lượng riêng của khí thực:
(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.
- 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.
8
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:
(1.4)
(n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon).
Tương ứng với nhiệt độ tới hạn T
c
ta có các khái niệm áp suất tới hạn P
c
, thể tích tới hạn
V
c
.
● Áp suất tới hạn(P
c
): Đối với các hydrocacbon từ C

1
đến C
20
(trừ C
18
) có thể xác định
chính xác đến ± 0,05 Mpa theo phương trình sau:
9
(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:
(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.
10
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
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
M
Pa
c
m
3
/g
C
H
4
-
161,4
111
,6

-
82,6
90,
5
4
,6
6,
19
0,28
C
2
H
6
-
86,6
184
,5
3
2,2
305
,4
4
,8
4,
55
0,28
C
3
H
8

-
42,6
213
,0
9
6,6
369
,8
4
,2
4,
55
0,28
iC
4
H
10
-
0,5
272
,6
1
52,0
425
,1
3
,8
4,
39
0,27

n
C
4
H
10
-
11,7
261
,4
1
34,9
408
,1
3
,6
4,
52
0,28
iC
5
H
12
3
6,0
309
,0
1
96,5
469
,6

3
,3
4,
30
0,26
n
C
5
H
12
2
7,8
301
,0
1
87,2
460
,3
3
,3
4,
27
0,27
C
6
6 341 2 507 3 4, 0,26
11
H
14
8,7 ,8 34,2 ,3 ,0 27

C
7
H
16
9
8,4
371
,5
2
67,0
540
,1
2
,7
4,
25
0,26
C
8
H
18
1
25,6
398
,8
2
95,6
568
,7
2

,4
4,
25
0,25
C
9
H
20
1
50,7
423
,9
3
21,4
594
,5
2
,2
4,
20
0,25
C
1
0
H
22
1
74,1
447
,2

3
44,4
617
,5
2
,1
4,
18
0,24
N
2
-
195,7
77,
3
-
149,8
126
,2
3
,4
3,
21
0,29
C
O
2
-
78,4
194

,6
3
1,05
304
,2
7
,3
3,
17
1,27
H
2
S
-
60,3
312
,8
1
10,4
373
,6
9
,0
- 0,28
CHƯƠNG 2. NHÀ MÁY GPP DINH CỐ
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
12
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
13
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.
14
15
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.
16
- 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.
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.
17
18
19
20
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)
21
- 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:
- 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.
22
23
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.
24
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.
- 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.

25