Báo cáo kiến tập tại nhà máy xử lý khí dinh cố công ty chế biến khí vũng tàu

BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
MỤC LỤC

Lời Mở Đầu--------------------------------------------------------------------------------Trang 4
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ
1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam

Trang 6

1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố

Trang 6

1.2.1. Vị trí địa lí và quy mô nhà máy

Trang

7
1.2.2. Mục đích xây dựng nhà máy

Trang 7

1.3. Sơ lược quy trình thiết kế

Trang 8

Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật

Trang 11

2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy

Trang 12

2.2.1. Khí khô thương phẩm

Trang 12

2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)

Trang 13

2.2.3 Condensate

Trang 16

2.3.1. Chế độ vận hành

Trang 18

2.3.2. Chế độ AMF

Trang 19

2.3.2.1. Sơ đồ công nghệ

Trang 19

2.3.2.2. Mô tả sơ đồ

Trang 21

2.3.3. Chế độ MF

Trang 22

2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ

Trang 22

2.3.3.2. Mô tả sơ đồ

Trang 23

2.3.4. Chế độ GPP

Trang 24

2.3.4.1. Sơ đồ công nghệ

Trang 25

2.3.4.2. Mô tả sơ đồ

Trang 26

2.3.5. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi

Trang 27

2.3.5.1. Sơ đồ công nghệ

Trang 28

2.3.5.2. Mô tả sơ đồ

Trang 29

2.4. Các thiết bị chính trong nhà máy

Trang 30

2.4.1. Slug Catcher

Trang 30

2.4.2. Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống
31

1

Trang


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

2.4.3. Thiết bị Turbo Expander

Trang 31

2.4.4. Bình tách V-03

Trang 32

2.4.5. Tháp tách tinh C-05

Trang 33

2.4.6.

Tháp

tách

ethane

C-01

Trang 33
2.4.7. Tháp C-04

Trang 33

2.4.8. Tháp ổn định C-02

Trang 34

2.4.9. Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter

Trang 35

2.5. Các hệ thống trong quá trình sản xuất

Trang 36

2.5.1. Hệ thống LPG và xe bồn

Trang 36

2.5.2. Hệ thống đuốc đốt

Trang 36

2.5.3. Hệ thống bơm Methanol

Trang 37

2.5.4. Hệ thống xả kín

Trang 37

2.5.5. Hệ thống bơm và bồn chứa

Trang 38

2.5.6. Hệ thống gia mùi

Trang 38

2.6. Phòng chống cháy nổ

Trang 38

2.7. Hệ thống phụ trợ

Trang 39

2.7.1. Hệ thống khí công cụ

Trang 39

2.7.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ

Trang 40

2.7.3. Hệ thống nước làm mát

Trang 40

Chương 3:

Trang 42

KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN

Phụ lục ------------------------------------------------------------------------------------Trang 43

Tài liệu tham khảo:-----------------------------------------------------------------------Trang 45

2


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

LỜI MỞ ĐẦU
Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam có sự phát triển tích cực và
hiệu quả. Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về năng
lượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trở
nên căng thẳng. Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triển
ngành công nghiệp dầu mỏ và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tế
mũi nhọn hiện nay. Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát triển và
đạt được những thành công vượt bậc. Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng
lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.
Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ở
nước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời điểm mà dòng khí đồng hành đầu tiên
của mỏ Bạch Hổ được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sự
vận hành.
Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trở
thành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà.
Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệm
cho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kể từ năm 1995 đến nay bằng việc sử
dụng khí thay cho việc nhập khẩu dầu DO để phát điện. PV GAS đã đóng góp doanh
thu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng.
Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tự
nhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng khách

hàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện,
sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tinh,… Với những gì mà
ngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào.
Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đẩy nhóm sinh viên chúng tôi tìm
tòi, đi sâu vào nghiên cứu để hiểu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìm
hiểu sâu về quy trình xử lý khí ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố trong chuyến đi thực tập

3


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

tại nhà máy này trong tháng sáu vừa qua.

CHƯƠNG 1:

TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM
VÀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam
Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990,
trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công ty
Khí đốt Việt Nam. Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng
Tàu.
Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và
Kinh doanh các sản phẩm khí. Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến
và Kinh doanh sản phẩm khí. Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khí
Quốc Gia Việt Nam 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
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; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam
đầu tư 100% vốn điều lệ.
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.
Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyển đổi sang hoạt động theo mô hình
Công ty mẹ - Công ty con. PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanh
nghiệp và đảm bảo tiến độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010.
Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tổ chức, triển khai xây
dựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hổ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên của
ngành công nghiệp khí. Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí do PV GAS quản
lý đã và đang được hoàn thiện, phát triển đồng bộ.
Mỗi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ m 3 khí, hơn 600.000 tấn LPG và gần

4


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

100.000 tấn condensate làm nguyên, nhiên liệu để sản xuất gần 40% sản lượng điện,
trên 30% thị phần phân bón, 10% sản lượng xăng và trên 60% thị phần khí hóa lỏng cả
nước hàng năm.
Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) để phục
vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi trường.
Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiện
đại, bảo đảm chất lượng, an toàn. Đáng kể nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệ

thống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tổng chiều dài đường ống dẫn
khí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 110 km; các nhà máy xử lý khí Dinh
Cố, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm. Ngoài ra, PV
GAS còn sở hữu hệ thống bồn chứa Condensate, hệ thống 6 kho chứa LPG có tổng sức
chứa 15.000 tấn.
Ngày 11/5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 – Cà Mau đã vào bờ. Dự
kiến mỗi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Mau
khoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng.
Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí để sản xuất khoảng 40-50% sản lượng
điện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc.
1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố
1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy
Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng
số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công ty Dầu khí Việt
Nam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh Cố
thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu. Nhà máy GPP cách
tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xây
dựng với quy mô to lớn với diện tích 89.600 m2( dài 320 m, rộng 280 m). Toàn
bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động,
Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế bến nguồn khí
đồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m3 khí/năm( tương đương với
khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày).
1.3 Mục đích xây dựng nhà máy
 Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác

5


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

dầu tại mỏ Bạch Hổ. Thu hồi.
 Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa,
Phú Mỹ và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác.
 Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGAS
Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác.
 Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn.
 Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế.
 Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu.
Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh Cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều
mặt.
•

Về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu để sản

xuất các sản phẩm khí đem lại lợi ích ứng dụng và doanh thu rất lớn.
•

Về môi trường: Có thể góp phần giúp giảm thiểu đáng kể sự ô nhiễm do việc đốt

bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí.
Nhà máy sử dụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏ khác,
được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy. Lưu lượng theo thiết kế ban đầu của
nhà máy là 4,3 triệu m3 khí/ngày. Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông
nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu m3 khí/ngày.
Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng, condensate
.v.v. Các sản phẩm này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quan trọng cho rất
nhiều ngành công nghiệp khác. Điều đó góp phần đáng kể trong việc bảo vệ môi trường,
tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo từ biển Đông.

1.3. Sơ lược quy trình thiết kế
Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander để thu hồi C3 propane khoảng 540
tấn/ngày, C4 butane khoảng 415 tấn/ngày và condensat khoảng 400 tấn/ngày. Sản
phẩm lỏng nhà máy dược dẫn theo được dẫn ra khỏi nhà máy qua 3 đường ống 6” đến
kho cảng LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 Km dưới sự giám sát bởi hệ thống SCADA. Nhà
máy bao gồm các cụm thiết bị chính như máy nén đầu vào, slucatcher, tháp hấp phụ
tách nước, cụm thiết bị làm sạch sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy nén
khí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ khác….
Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn,
không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm
Phú Mĩ, nhà máy Dinh Cố đã được thiết kế lắp đặt theo bốn chế độ chính:
 Chế độ AMF (Absolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.
 Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

6


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

 Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện.
 Chế độ MGPP (Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.
Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duy
nhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ. Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khí
đồng hành từ mỏ Bạch Hổ nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với
công suất 5,7 triệu m3 khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPP
cho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP,
áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầu
vào để nâng áp lên 109 bar như thiết kế. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là

5,7 – 6,1 triệu m3 khí/ngày và thu hồi khoảng 1,5 tỷ m 3 khí khô, 130.000 tấn
Condensate, 350.000 tấn LPG/năm.
•

Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AMF): Thu khí thương mại (chưa tách
C3, C4) và condensate. Sản phẩm được lấy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho
đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi
(AMF Rectifier), thiết bị loại bỏ ethane để ổn định condensate (De- ethaniser).

•

Chế độ thiết bị tối thiểu (MF): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380
tấn/ngày, hỗn hợp butan – propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu
m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998. Với mục đích thu khí thương
mại (đã tách C3, C4), Bupro và condensate. Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị
từ AMF, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đổi
nhiệt bằng khí, thiết bị trao đổi nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị Deethaniser OVHD Compressor và thiết bị ổn định. Trong chế độ này thì các
nguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt để nhằm thu lượng sản phẩm
cao nhất.

•

Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện. Là chế độ làm
việc hoàn chỉnh nhất, sử dụng công nghệ Turbo Expander. Và hiệu suất thu hồi
sản phẩm lỏng ở chế độ này là cao nhất. Ngoài những thiết bị được sử dụng
trong chế độ trước thì có bổ sung thêm thiết bị Gas Stripper, Turbo
Expander/Compressor (đóng vai trò thiết bị trao đổi nhiệt nhờ điều chỉnh áp),
máy nén khí, tháp tách. Sản xuất condensate ổn định, butan và propan được tách
độc lập và khí khô. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 1,5 tỷ
m3/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; butan: 417 tấn/ngày; condensate: 402

7


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày.
•

Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Vận hành công nghệ theo chế
độ GPP chuyển đổi.

Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi, chỉ chuyển sang chế độ
MF hoặc AMF khi bảo dưỡng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cố.
Sản phẩm của nhà máy được vận chuyển tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạm
Phú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17”. Sau đó, các sản
phẩm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cả
nước.

8


BÁO CÁO KIẾN TẬP
Chương 2:

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật
Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đường
ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố.
Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày. Hiện nay, nhà
máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhà
máy khoảng 5.7 – 6.1 triệu m3 khí/ngày.
Bảng 2.1.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1)
STT

Tên chỉ tiêu

1

Chất lỏng tự do nhỏ hơn

2

Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

Đơn vị

Đặc tính kỹ

tính
%

thuật
1

o

30.5

o

54

o

5

o

C

15
Btu/Scf
%V
%V
ppm
ppm
%V
%V

9501
2

10
30
0.1
70

C

giao và chế độ vận hành bình thường , nhỏ hơn
Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

3

4
5
6
7
8
9
10
11
12

giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ
hơn
Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất giao, nhỏ
hơn
Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình thường
trong khoảng
Nhiệt trị toàn phần (GHV) ,không nhỏ hơn
Hàm lượng CO2 nhỏ hơn

Tổng hàm lượng chất trơ kể cả CO2 nhỏ hơn
Hàm lượng H2S ,nhỏ hơn
Hàm lượng lưu huỳnh tổng
Hàm lượng O2
Hàm lượng metan không it hơn

C

C

Bảng 2.1.2. Đặc điểm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2)
STT

Tên chỉ tiêu

9

Đơn vị

Đặc tính

tính

kỹ thuật


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

1

Áp suất ban đầu tại giàn ống dứng không nhỏ hơn

2
3
4
5
6
7

Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ống đứng
Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ hơn
Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn
Hàm lượng oxy
Hàm lượng H2S
Hàm lượng lưu huỳnh tổng
Methane;ethane;propan;i-butane ;neo-pentane;hexane;

8

heptanes; ctanes ; nonanes; decanes; undercanes;

bar

125

o

C
C
%mole
%V
ppm
ppm

5
2
0.1
10
30

%mole

Báo cáo

o

đodercanesplus
Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện 15oC và

9

1.01325 bar
Trọng lượng phân tử của khí vào bờ
nhiệt trị của khí vào bờ
Khối lượng riêng của condensate ở diều kiện bình tách

10

11
12

28oc ,10 bar
Trọng lượng phân tử của condensate trắng

13

Báo cáo
g/mole
MJ/m3

Báo cáo
Báo cáo
Báo cáo

g/mole

Báo cáo

Bảng 2.1.3. Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cố
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F3)
STT
1
2
3
4

Tên chỉ tiêu
Diểm sương của nước ở 125 bar nhỏ

hơn
Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn
Hàm lượng lưu huỳnh tổng nhỏ hơn
Methane; ethane; propan; i-butane ;
neo-pentane; hexane; heptanes; ctanes

10

Đơn vị tính
o

Đặc tính kỹ thuật

C

5

% mole
ppm
% mole

2
30
Báo cáo


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

; nonanes; decanes; undercanes;
đodercanesplus
2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy
Sản phẩm của nhà máy gồm có:
•

Khí khô thương phẩm

•

LPG

•

Condensate

2.2.1. Khí khô thương phẩm
Khí khô thương phẩm là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng hành sau
khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng LPG,
Condensate. Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu là methane, ethane,
ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng như các khí vô cơ khác như
nitơ, cacbondioxit… với hàm lượng cho phép.
Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện đạm, nhà máy cán
thép, nhà máy sản xuất gốm…Thành phần chủ yếu của khí khô thương phẩm chủ yếu là
Methane, Ethane, ngoài ra còn có chứa propane, Butane và một số tạp chất khác như
Nitrogen, Carbondioxite… với hàm lượng cho phép.

Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm.
Chế độ vận hành
AMF MF

GPP GPP hiện tại
Lưu lượng (triệu m3/ngày)
3,8
3,5
3,34
4,7
0
Nhiệt độ ( C)
20,3 30,4 60,8
55
Áp suất (bar)
45,5 49,5 48,0
52
3
Nhiệt trị toàn phần (MJ/m ) 49,9 45,2 42,7
42,6
Thành phần (% mole)
73,3 79,3
C1
82,85
84,8107
6
0
13,8 14,8 15,4
C2
13,3255
8
8
1
Chỉ tiêu

11


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

C3
i-C4
n-C4

7,77
1,70
2,40

4,33
0,48
0,54

i-C5

0,23

0,06

n-C5

0,24

0,06

C6+
N2
CO2
H2O

0,09
0,22
0,06
0,05

0,01
0,24
0,07
0,03

1,23
0,08
0,08
0,00
6
0,00
6
0
0,25
0,07
0,03

1,3184

0,0732
0,0671
0,0031
0,0031
0
0,3571
0,0244
—

Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỹ bằng hệ
thống đường ống dẫn khí 16’’ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ.
2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)
Khí hóa lỏng LPG là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane và butane,
có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt
độ môi trường.
LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp. Ngoài
ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn là
một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu. 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
Lưu lượng từ 750-850 tấn/ngày.
Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)

12


BÁO CÁO KIẾN TẬP

STT

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Đơn vị

Tên chỉ tiêu

Butan

Bupro

Kpa

1430

485

1430

ppm

185

140

140

Không

Không

Không

98
Quan sát bằng

có

có

có

mắt thường

số 1

số 1

số 1

số liệu

số liệu

số liệu

ASTM D1657-

báo cáo

báo cáo

báo cáo

91

-

-

2,5

-

-

-

2

2

Hydrocarbon không

số liệu

số liệu

bão hoà

báo cáo

báo cáo

0,05

0,05

tính
o

1
2
3

4

Phương pháp

Propan

Áp suất hơi ở 37.8 c
max
Hàm lượng lưu
huỳnh tổng ,max
Hàm lượng nước tự
do
độ ăn mòn tấm
đồng trong một giờ

%kl

-

phân tích
ASTM D126795
ASTM D2784-

ASTMD183891

ở 37.8oc
5

tỷ trọng ở 15oc

6

Thành phần
Hàm lượng Etan

Kg/l

%mole

số liệu
báo cáo

Hàm lượng Butan
và các hợp chất

%mol

nặng hơn, max
Hàm lượng pentan
và các hợp chất
nặng hơn max
0,05

Thành phần cặn
nặng sau khi bốc
7

hơi 100ml, max

Ml

0,05

ASTM D2158-

Bảng 2.2.2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

13

97


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

STT
Chỉ tiêu
Đơn vị Kết quả
1
Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C
KPa
900
2
Hàm lượng S
Ppm
12
3
Nước tự do
% Wt
Nil
4
Độ ăn mòn tấm đồng ở 37,80C /Hrs
—
1a
0
5
Tỷ trọng ở 15 C
Kg/l
0,5377
Thành phần
% mole

6

7

8

- C2H6

—

2,27

- C3H8

—

61,17

- i-C4H10

—

14,29

- n-C4H10

—

20,53

- Neo-C5H12

—

0,07

- i-C5H12

—

1,30

- n-C5H12

—

0,37

—
Ml

0,00
< 0,05
49,15

- C4H8
Hàm lượng cặn
Phân tử lượng trung bình
Tỷ lệ C3/C4

9

C3

57,13

C4

42,87

Phương pháp
ASTM D 1267-95
ASTM D 2784-98
BY VISUAL
ASTM D 1838-91
ASTM D 1657-91

ASTM D 2163-91

ASTM D 2158-97
Tính toán

Tính toán

2.2.3 Condensate
Condensate là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng, có màu vàng rơm, gồm
hidrocacbon có phân tử lượng lớn hơn Propan và Butan, hợp chất vòng, nhân
thơm, được ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng các
phương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hấp thụ...
Ở Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan,
lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển trên
đường ống. Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu (như các loại xăng
M92, M95), làm dung môi và các sản phẩm Hoá dầu.
Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane,

hexane, heptane... (C5+), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các nhân
thơm và một số tạp chất khác.

14


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Lưu lượng: 150.000 tấn/năm.
Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử lý
Condensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng.
Bảng 2.2.3.1 Chỉ tiêu cần đạt được của Condensate
( Chứng thư giám định phẩm chất ASI No: 08638A/GĐAC)
Chỉ tiêu giám định
Màu sắc
Tỷ trọng
Chưng cất

Đơn vị
Kg/l

IBP

Kết quả Phương pháp
Trong
VISUAL
0,6700
D-1298

36

10 %

45

0

C

50 %

56

D-86

90 %

107

FBP
% VOL

149
2,0

KPa

75,5

D-323

%W
3 Hrs/500C
mg/100 ml
RON
% VOL
%W

0,01
1a
1
64,0
0
0

D-1266
D-130
D-381
D-2699
D-130
D-473

Cặn và hao hụt:
- Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C
- Hàm lượng lưu huỳnh, S
Ăn mòn lá đống
Hàm lượng nhựa thực tề
Trị sồ Octane
Hàm lượng nước

Hàm lượng than cặn

Hiện nay lượng LPG do nhà máy cung cấp khoảng 150000 tấn/năm. Condensate
thu được từ nhà máy sẽ được chuyển đến nhà máy xử lý condensate Thị Vải để tiếp tục
xủ lý.
Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng, dung môi pha sơn, dung
môi trong công nghiệp, DO, FO.
Bảng 2.2.3.2. Yêu cầu kỹ thuật đối với Condensate
(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)
STT
1
2

Tên chỉ tiêu
o

tỷ trọng ở 15 C
Áp suất hơi bão hoà ở
37.8oC,max

Đơn vị

Mức chất lượng

Phương pháp

tính
Kg/l

đăng ký

Số liệu báo cáo

phân tích
ASTM D1298-99

Psi

12,1

ASTM D323-99

15


BÁO CÁO KIẾN TẬP

3

Hamf lượng lưu huỳnh

4

max
Hamf lượng nước tự do

5

tổng hàm lượng axit max

6

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

%kl

0,15

ASTM D1266-98

%kl
Mg

Không có

ASTM D95-99

0,033

ASTM D974-95

số 1

ASTM D130-94

KOH/g

Ăn mòn tấm đồng trong

-

3giờ ở 50oc

7

trị số octan (RON),min

8

Chưng cất
IBP,max
FBP,max
Hàm lượng cặn và hao
hụt ,max

55

o

C
C

45
180

%Vol

2,5

o

ASTM D269995a

2.3. Mô tả công nghệ
2.3.1. Chế độ vận hành
Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt tránh bị sự cố và
đảm bảo hoạt động của nhà máy được liên tục 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): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

•

Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

•

Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện.

•

Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.

Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận
hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điểu chỉnh chế độ vận hành
để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa.
Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu
m3/ngày. Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy sẽ khoảng 109 barG
và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của thiết bị bên trong

nhà máy. Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí
qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m 3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm

16


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

xuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng
áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG.
Từ sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có 1 số thay đổi chính gồm:
Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG và nhiệt độ khí sau trạm
khí K-1011 tăng lên khoảng 450 C cao hơn so thiết kế.
Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục
đích: Lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ. Lỏng được tách ở V-101 sẽ được đưa về
V-03 để xử lí. Lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V03 để đảm bảo an toàn.
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, chạy thử. Sau khi hoàn thành
việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được sử dụng mà sẽ thay đổi tuỳ theo điểu
kiện của các thiết bị. Để phù hợp với mục đích ban đầu, trong tài liệu này sẽ
trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiện
tại. Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ cho
chế độ GPP và MGPP.
2.3.2. Chế độ AMF
Chế độ AMF ( theo thiết kế):
Chế độ AMF theo thiết kế là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với các thiết bị
tối thiểu nhằm cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ và không chú trọng vào thu hồi sản
phẩm lỏng.

2.3.2.1. Sơ đồ công nghệ

17


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

18


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

2.3.2.2. Mô tả sơ đồ
Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm khoảng 4,3 triệu m 3/ngày
được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16’’ với áp suất 109 bar, nhiệt
độ 25,6 0C. Tại đây, Condensate và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp
tục xử lí, nước có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước
( V- 52) để xử lí. Tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị
hấp thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc, nước sau đó được đưa tới
hầm đốt ( ME- 52).
Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03
hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20 0C. V-03 có nhiệm vụ: Tách
hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp. Cùng với việc giảm áp suất từ 109
bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh
hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20 0C bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E07. Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm
tận dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm.

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 do SC không tách hết và lọc các hạt bụi
trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau.
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp
suất từ 109 bar xuống 47 bar. Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01.
Dòng ra là dòng 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20 0C cùng với dòng khí từ V-03 (đã
giảm áp) được đưa vào tháp C-05. Nhiệm vụ của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việc
của tháp C-01 ổn định. Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar và nhiệt độ 20 0C. Ở chế
độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường. Tháp C-05
có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi
qua EJ-01 A/B/C. Dòng khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương
phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện. Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của
tháp C-01. Chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:
•

Dòng từ V- 03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01.

•

Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01.
Áp suất hơi của condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01 nhằm

mục đích: Phù hợp cho công việc chứa trong bồn chứa ngoài trời. Với ý nghĩa đó, trong

19


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate. Trong đó, phần lớn
hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E04A/B đến 1940C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C được trộn với khí nguyên liệu
nhờ EJ-01 A/B/C. Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và
được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 45 0C trước khi ra đường
ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21
2.3.3. Chế độ MF
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Trong chế độ hoạt động này,
một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF( trừ EJ- A/B/C), các thiết bị chủ
yếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber), thiết bị trao đổi nhiệt
khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/ Gas Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20
(Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer
OVHD Compressor), máy nén K-04A/B và tháp ổn định C-02 (Stabilizer).
•

Tháp ổn định Condensate C-02.

•

Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-14, E-20.

•

Thiết bị hấp thụ V-06A/B

•

Máy nén K-01, K-04A/B

2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ

20


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

2.3.3.2. Mô tả sơ đồ
Dòng khí từ Slug Catcher được đưa tới bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức
năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt rắn, nhằm bảo vệ lớp chất hấp
thụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính cũng như giảm tuổi thọ của chúng.
Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và
E-20 để làm lạnh. 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 đi ra từ đỉnh tháp C-05 được sử dụng như tác
nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26,5 0C xuống
-170C) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc hai tại van FV-1001.
Dòng khí ra từ đỉnh C-05 sau khi trao đổi nhiệt qua E-14 nhiệt độ được tăng lên
đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện.
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 nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương
phẩm nâng nhiệt độ lên 2200C, dòng ra khỏi thiết bị V-06 A/B được làm mát tại E-15 và
được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.

21


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việc
đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF. Ngoài ra trong chế độ
MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro. Nhằm tận dụng Bupro và tách
một phần methane, ethane còn lại, dòng khí ra từ V-03 được đưa đến tháp C-01 để tách
triệt để ethane. Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt
từ 200C lên 800C tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02. Tháp C-01 có ba
dòng nguyên liệu được đưa vào:
•

Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và thứ 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
Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi trên đỉnh tháp sau

đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được 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 60 0C và nhiệt độ đáy 1540C. Tại đây C5+ được tách ra và đi ra
ở đáy tháp. Sau khi ra khỏi 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 bằng thiết bị 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 dẫn sản

phẩm LPG.
2.3.4. Chế độ GPP
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí. Chế độ này bao gồm các
thiết bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau:
•

Một tháp tách C3/C4: C-03

•

Một tháp Stripper C-04

•

Hai máy nén, K-02, K-03

•

Thiết bị Turbo-Expander: CC-01

•

Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-11...

2.3.4.1. Sơ đồ công nghệ

22


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

23


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

2.3.4.2. Mô tả sơ đồ
Khí ngoài giàn vào nhà máy được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher (SC01/02), dòng lỏng ra có nhiệt độ 25,60C và áp suất 109 bar được đưa tới V-03.
Dòng khí ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏng
được tách ra này được đưa tới bình tách V-03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08 đi vào
V-06A/B để tách tinh nước.
Trong chế độ này, thiết bị Turbo-Expander được đưa vào hoạt động thay thế E20 trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được chuyển tới phần
giãn nở của thiết bị CC-01, tại đó khí được giãn từ 109 bar xuống 33,5 bar và nhiệt độ
cũng giảm xuống -180C, sau đó dòng này được đưa vào tháp tinh lọc C-05.
Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt E14 để làm lạnh dòng khí từ 260C xuống -350C nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-05 có
nhiệt độ -42,50C. Sau đó, dòng này lại qua van giảm áp FV-1001 (áp suất được giảm từ
109 bar xuống 47,5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn -62 0C) rồi được đưa vào tháp C05 như một dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp.
Trong chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar nhiệt độ đỉnh -42 0C và
nhiệt độ đáy -200C. Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ

-42,5 0C được sử dụng làm

lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 trước khi nén ra dòng khí thương
phẩm bằng phần nén của CC-01.
Quá trình thu hồi lỏng của chế độ này có khác biệt so với chế độ AMF và chế độ
MF do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén K-02, K-03. Dòng khí ra từ đỉnh tháp

C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar rồi tiếp tục được làm lạnh trong thiết
bị trao đổi nhiệt E-08 (tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 có nhiệt độ 20 0C) và vào
tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng đến từ V-03.
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lần lượt là 44 oC và
40oC. Khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén đến áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02
rồi được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng này được trộn
lẫn với dòng khí ra từ V-03, và được nén tới 109 bar bằng máy nén K-03, sau đó đó
được làm lạnh và nhập vào dòng khí nguyên liệu trước khi vào V-08.
Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến đĩa thứ 14 của tháp C-01, dòng lỏng ra
từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp C-01 đóng vai trò như dòng hồi lưu
ngoài ở đỉnh tháp.

24


BÁO CÁO KIẾN TẬP

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Trong chế độ này, tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh là 14 oC và
nhiệt độ đáy là 109 oC. Sản phẩm đáy của tháp C-01 chủ yếu là C3+ được đưa đến tháp
C-02 (áp suất việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55 oC và nhiệt độ đáy là 134 oC) để
tách riêng condensate và bupro.
Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn toàn
ở nhiệt độ 43 oC qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đó được đưa đến
bình hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang, một phần bupro được bơm trở lại tháp C-02 để
hồi lưu bằng bơm P-01A/B, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh áp suất làm
việc của tháp C-02 (11 bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần bupro còn lại được gia nhiệt
đến 60 oC trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấp cho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng
từ đáy tháp C-03. Sản phẩm đáy của tháp C-03 chính là condensate thương phẩm được

đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển condensate về kho cảng Thị Vải.
Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi propan được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ
46 oC trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằng không khí và
được đưa đến thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang. Sản phẩm propan lỏng này
được bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một phần propan thương phẩm được
tách ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúng được đưa đến đường ống dẫn propan hoặc
để chứa propan V-21A. Phần còn lại được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu
ngoài ở đỉnh tháp.
Tại tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp nhiệt đun sôi lại bằng dầu
nóng tới nhiệt độ 97 oC. Nhiệt độ của nó được điều khiển bởi van TV-2123 đặt trên ống
dẫn dầu nóng. Butan còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưa đến kho cảng Thị Vải sau khi
được giảm nhiệt độ đến 60oC bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-17 và đến 45 oC nhờ thiết bị
trao đổi nhiệt E-12.
2.3.5. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi
Để quyết những việc phát sinh của việc tăng năng suất của Nhà máy khi
phải tiến hành tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mở Rạng Đông sao cho đem lại
hiệu quả cao nhất: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ gây nên sự sụt giảm
áp suất đáng kể trên đường ống làm cho áp suất tại đầu vào Nhà máy xử lý khí không
thể đảm bảo giá trị áp suất thiết kế là 109 bar. Phương pháp lắp đặt tram nén khí đấu
vào Nhà máy Dinh Cố để nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào Nhà máy lên 109 bar
theo thiết kế ban đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của Nhà máy khi tăng

25