bao cao thuc tap

TẬP ĐỒN DẦU KHÍ QUỐC GIA VIỆT NAM
TRƯỜNG CAO ĐẲNG NGHỀ DẦU KHÍ

KHOA DẦU KHÍ

Đề tài:

BÁO CÁO THỰC TẬP SẢN XUẤT
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
Giáo viên hướng dẫn: NGƠ THỊ BÍCH THU
Sinh viên thực hiện: PHẠM VĂN MẠNH
MSSV: 570411415

Vũng tàu, ngày 16 tháng 4 năm 2017


MỞ ĐẦU
Cùng với sự phát triển không ngừng của khoa học công nghệ cũng như sự phát triển
không ngừng của các nghành công nghiệp nên nhu cầu sử dụng năng lượng ngày
càng tăng. Từ đó các nghành chế biến năng lượng cũng ngày càng mở rộng và phát
triển.
Chính vì vậy, nhà máy xử lý khí Dinh Cố được thành lập nhằm tận dụng khí đốt bỏ
của các mỏ khai thác dầu và nhằm sản xuất ra các nguồn năng lượng đang có nhu
cầu sử dụng, trị giá kinh tế cao.
Khí hóa lỏng (LPG): hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là 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. Hiện nay, LPG do nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất đáp
ứng khoảng 30-35% nhu cầu thị trường Việt Nam. LPG được sản xuất đi với số
lượng lớn từ kho cảng Thị Vải và phân phối đến các khách hàng bằng tàu.
Condensate là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong
nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate bao gồm chủ yếu là Hydrocacbon C5.

Khí khơ tự nhiên được sử dụng nhiều ở các quốc gia trên thế giới nhờ có
những đặc tính ưu việt là một loại nhiên liệu sạch, bảo vệ mơi trường và tiện lợi.
Ngày nay, khí là một nhiên liệu được lựa chọn để sản xuất điện và được sử dụng
rộng rãi ở các nghành công nghiệp khác.
Với việc tận dụng các khí tự nhiên và các khí đơng hành để sản xuất ra các nghành
năng lượng có giá trị kinh tế và giá trị tận dụng cao thì Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
có tiềm năng phát triển và mở rộng cao, nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng trong
nước và góp phần vào cơng cuộc cơng nghiệp hóa - hiện đại hóa đất nước.
SINH VIÊN THỰC TẬP TẠI GPP


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, em đã được sự giúp
đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán bộ nhà máy.
Em xin gửi đến anh Phan Tấn Hậu, Quản đốc Nhà máy, lời cảm ơn chân
thành đã hỗ trợ và tạo điều kiện cho em học tập tốt tại nhà máy.
Em xin chân thành cảm ơn anh Hồ Văn Đang, Kĩ sư Cơng nghệ, đã nhiệt
tình giảng giải và giúp đỡ về mặt chuyên môn trong thời gian em thực tập tại nhà
máy để hoàn thành báo cáo này.
Ngoài ra, em cũng cảm ơn các anh chị là cán bộ trong Cơng ty chế biến khí
Vũng Tàu, và các anh chị đang vận hành tại Nhà máy khí Dinh Cố, đã giúp đỡ
hướng dẫn, và giải đáp thắc mắc trong q trình thực tập. Em xin trân trọng cảm
ơn.
Để có được những hành trang kiến thức áp dụng vào trong quá trình thực
tập, em đã trải qua quá trình học tập và rèn luyện tại trường Cao Đẳng Nghề Dầu
Khí dưới sự giảng dạy truyền đạt kiến thức của các thầy cơ, giúp em tiếp cận tốt
hơn với quy trình sản xuất thực tế, em xin gửi lời cảm ơn đến tập thể cán bộ,
giảng viên trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí.
Và đặc biệt em xin gửi lời cảm ơn đến Ban Giám Hiệu Nhà Trường cùng các
thầy cô trong Khoa Dầu Khí đã giúp em có được chuyến đi thực tập tại Nhà máy

xử lý khí Dinh Cố. Các thầy cô đã bỏ chút thời gian để liên hệ và tạo môi trường
thực tập tốt cho em.
Cuối cùng, em rất cảm ơn ban lãnh đạo Công ty chế biến Khí Vũng Tàu, Nhà
máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và tạo điều kiện cho em hoàn thành tốt đợt
Thực tập Tốt nghiệp này.
Em xin chân thành cảm ơn!


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

MỤC LỤC
CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNG.........................................................................1
I.1. TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:......................................1
I.2. GIỚI THIỆU TỔNG CƠNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:...................... 2
I.2.1. Hoạt động chính:......................................................................................2
I.2.2. Sản phẩm, dịch vụ:...................................................................................3
I.2.3. Các dự án khai thác và sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở
Việt Nam:.......................................................................................................... 4
I.3. GIỚI THIỆU VỀ CƠNG TY KHÍ VŨNG TÀU:.............................................6
I.3.1 Hình thức pháp lý:.................................................................................... 6
I.3.2 Tên gọi và trụ sở:...................................................................................... 6
I.3.3 Phạm vi hoạt động.................................................................................... 7
I.3.4. Ngành nghề kinh doanh:..........................................................................7
I.3.5. Những sản phẩm và dịch vụ chính:......................................................... 8
I.3.6. Sơ lược phát triển của Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu:......................... 8
CHƯƠNG II10 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ............................................. 10
II.1. CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:......................................... 10
II.2. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:...........................................................................10

II.3. TỔ CHỨC NHÂN SỰ CỦA NHÀ MÁY:.................................................... 12
II.4. NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:...................................................... 13
II.4.1. Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:.......................................................13
II.4.2. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:......................... 14
II.4.3. Kiểm tra nguồn nguyên liệu:................................................................15
II.5. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:.................................................................... 15
II.5.1. Khí khơ:................................................................................................ 15
II.5.2. Condensate:..................................................... Error! Bookmark not defined.
II.5.3. Bupro (chế độ MF):.............................................................................. 16
II.5.4. Propane:................................................................................................ 16
II.5.5. Butane:..................................................................................................16
CHƯƠNG III: QUY TRÌNH CƠNG NGHỆ..........................................................18
III.1. CHẾ ĐỘ AMF – ABSOLUTE MINIMUM FACILITY:............................19
III.1.1. Mơ tả sơ đồ dịng.................................................................................21
III.1.2. Q trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động AMF:............... 22
III.1.3. Hê thống Ejector trong chế độ hoạt động AMF:................................ 22
III.1.4. Tháp tách C-05 Rectifier trong chế độ họat động AMF.....................23
III.1.5. Tháp tách Ethane trong chế độ hoạt động AMF.................................24
III.1.6. Thiết bị điều chỉnh áp suất khí trong chế độ hoạt động AMF............24
III.2. CHẾ ĐỘ MF – MINIMUM FACILITY:.....................................................25
III.2.1. Mô tả sơ đồ dịng:............................................................................... 27
III.2.1.1. Dịng khí gas thương phẩm:................................................... 27
III.2.1.2. Dòng condensate:................................................................... 27
III.2.2.1. Các thiết bị bổ sung thêm vào so với chế độ MF.................. 28


III.2.2.2. Q trình làm khơ và tái sinh chấp hấp phụ:..........................28
III.2.2.3. Xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF...................... 29
III.2.2.4. Làm lạnh khí và tách tinh trong chế độ hoạt động MF..........29
III.2.2.5. Tháp tách ethane trong chế dộ hoạt động MF........................31

III.2.2.6. Điều chỉnh áp suất dịng khí trong chế độ họat động MF......31
III.3. CHẾ ĐỘ GPP – GAS PROCESSING PLANT:.......................................... 32
III.3.1. Q trình tách nước:............................................................................32
III.3.2. Các thiết bị chính:............................................................................... 35
III.3.3. Loại nước và sự tái sinh (Dehydration and regeneration).................. 37
III.3.4. Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động GPP..................37
III.3.5. Quá trình tách tinh và làm lạnh sâu trong chế độ GPP.......................38
III.3.5.1. Tháp tách C-01 trong chế độ hoạt động GPP.........................39
III.3.5.2. Điều chỉnh nhiệt độ và tỷ lệ dòng trong chế độ GPP.............41
III.4. CHẾ ĐỘ MGPP – GAS PROCESSING PLANT MODIFIED:..................44
III.5. Q TRÌNH KHỬ NƯỚC:.........................................................................47
III.5.1. Q trình khử nước:............................................................................ 47
III.5.2. Quá trình tái sinh chất hấp phụ........................................................... 48
III.5.2.1. Chuyển tháp hấp phụ.............................................................. 48
III.5.2.2. Giảm áp...................................................................................48
III.5.2.3. Gia nhiệt..................................................................................48
III.5.2.4. Làm lạnh................................................................................. 48
III.5.2.5. Nâng áp...................................................................................49
III.5.2.6. Dự phòng................................................................................ 49
III.5.3. Các chế độ vận hành của tháp................................................... 49
III.6. SLUGCATCHER VÀ CÁC THÁP............................................................. 50
III.6.1. Slugcatcher.......................................................................................... 50
III.6.2. Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer)................................................ 53
III.6.3. Tháp C-04, GAS STRIPPER.............................................................. 53
III.6.4. Tháp ổn định (C-02, STABILIZER).................................................. 54
III.6.5. Tháp tách C-03 (C3/C4, SPLITTER)................................................. 55
III.7. SẢN PHẨM LỎNG..................................................................................... 55
III.7.1. Thiết bị đo điểm sản phẩm lỏng đi vào đường ống............................ 56
III.7.2. Hệ thống bơm và bồn chứa................................................................. 56
III.7.3. Hệ thống nạp LPG cho xe bồn (Truck Loading)................................ 57

III.7.4. Sản phẩm không đạt chất lượng:.........................................................57
III.7.5. Các hệ thống bảo vệ an toàn............................................................... 57
III.7.5.1. Hệ thống đuốc đốt.................................................................. 57
III.7.5.2. Hệ thống xả kín...................................................................... 58
III.7.6. Hệ thống phụ trợ:................................................................................ 58
III.7.6.1. Hệ thống khí cơng cụ..............................................................58
III.7.6.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ.....................................................59
III.7.6.3. Hệ thống Hot oil..................................................................... 60
III.7.6.4. Hệ thống khí nhiên liệu.......................................................... 61
III.7.6.5. Hệ thống nước làm mát.......................................................... 62
III.7.6.6. Hệ thống xử lý nước nhiễm dầu............................................. 63


III.7.6.7. Hệ thống nước........................................................................ 63
III.7.6.8. Hệ thống bơm Methanol.........................................................64
III.7.6.9. Hệ thống chất tạo mùi:........................................................... 64
CHƯƠNG IV: CHUYỂN ĐỔI CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH......................................... 65
IV.1. AMF SANG MF:..........................................................................................65
IV.1.1. Tóm tắt sự thay đổi dịng chảy:.......................................................... 65
IV.1.2. Khí V-03 đến Deethanizer:.................................................................65
IV.1.3. Khởi động hệ thống Dehydration:...................................................... 66
IV.1.4. Khởi động stabilizer:...........................................................................66
IV.1.5. Khí từ Jet Compressor đến E-14, E-20:..............................................66
IV.1.6. Khí ở đỉnh Deethanizer đi đến K-01 (khởi động K-01):.................... 66
IV.2. MF SANG GPP:...........................................................................................66
IV.2.1. Tóm tắt sự thay đổi dòng chảy:.......................................................... 66
IV.2.2. Khởi động tháp C3/C4 Splitter:.......................................................... 67
IV.2.3. Khởi động Gas Stripper, điều khiển dòng ra ở K-01 và V-03:.......... 67
IV.2.4. Khởi động K-02/K-03:........................................................................67
IV.2.5. Chuyển khí V-03 sang K-03:..............................................................67

IV.2.6. Dịng khí chuyển từ E-20 sang Expander/ Compressor CC-01:........ 67
IV.3. GPP SANG MF:...........................................................................................67
IV.3.1. Tóm tắt sự thay đổi dịng chảy:.......................................................... 68
IV.3.2. Thay đổi dịng khí từ Expander/Compressor đến E-20:.....................68
IV.3.3. Thay đổi khí V-03 từ K-03 đến Deethanizer và dừng hoạt động
K-02/K-03:...................................................................................................... 68
IV.3.4. Dừng tháp C3/C4 Splitter:.................................................................. 68
IV.4. MF SANG AMF:..........................................................................................69
IV.4.1. Tóm tắt sự thay đổi dịng chảy:.......................................................... 69
IV.4.2. Lưu lượng khí thay đổi từ E-14, E-20 đến Jet Compressor:.............. 69
IV.4.3. Dừng Stabilizer:.................................................................................. 69
IV.4.4. Dừng hệ thống tách nước:...................................................................70
IV.4.5. Thay đổi khí từ V-03 từ Deethanizer đến Rectifier:...........................70
CHƯƠNG V: AN TỒN TRONG Q TRÌNH VẬN HÀNH VÀ SẢN XUẤT
TẠI NHÀ MÁY.......................................................................................................... 71
V.1. BỘ PHẬN PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY:................................................ 71
V.1.1. Mục tiêu:...............................................................................................71
V.1.2. An toàn cháy nổ....................................................................................71
V.1.2.1. Phát hiện nguy cơ cháy nổ.......................................................71
V.1.2.2. Hệ thống chữa cháy................................................................. 73
V.1.2.3. Hệ thống chống sét:................................................................. 75
V.1.2.4. Rò rỉ và xử lý........................................................................... 75
V.2. NỘI QUY AN TOÀN ÁP DỤNG TẠI NHÀ MÁY.................................... 75
V.2.1. Nội quy ra vào...................................................................................... 76
V.2.2. Nội quy xe ra vào................................................................................. 76
V.2.3. Nội quy phòng cháy chữa cháy............................................................77
V.2.4. Nội quy làm việc.................................................................................. 77
CHƯƠNG VI: KẾT LUẬN...................................................................................... 78

PHỤ LỤC:............................................................................................................ 79
CÁC NGUYÊN TẮC AN TOÀN CHUNG KHI LÀM VIỆC VỚI LPG.................. 79
I. CÁC NGUYÊN TẮC AN TOÀN CHUNG KHI LÀM VIỆC VỚI LPG........ 79
1. Các đặc tính an toàn của LPG.....................................................................79
2. Các ảnh hưởng của LPG đối với sức khỏe................................................. 79
2.1 Các ảnh hưởng của LPG lên hệ hô hấp................................................. 79
2.2 Các ảnh hưởng của LPG lên da:............................................................ 79
2.3 Các ảnh hưởng của LPG lên mắt:.......................................................... 80
2.4 Các ảnh hưởng khác:..............................................................................80
3. Cách xử lý các tai nạn khi tiếp xúc với LPG.............................................. 80
3.1 Nếu có người bị chống khi làm việc trong môi trường LPG:..............80
3.2 Nếu bị LPG lỏng phun vào da:.............................................................. 80
3.3 Nếu bị LPG lỏng phun vào mắt:............................................................80
II. AN TOÀN TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG CHỊU ÁP LỰC................... 80
1.Khái niệm chung.......................................................................................... 80
2. Các sự cố liên quan đến hệ thống chịu áp lực.............................................81
2.1 Sự cố nổ vỡ: ....................................................................................... 81
2.1.1 Nguyên nhân:................................................................................81
2.2 Sự cố rò rỉ:..............................................................................................82
3. Các biện pháp bảo đảm an toàn.................................................................. 82
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO...........................................................89


DANH SÁCH HÌNH ẢNH, BẢNG BIỂU

Bảng 1.1. Trữ lượng khí ở Việt Nam (tỷ m3)........................................................trang 1
Bảng 1.2. Thành phần khí của các mỏ..........................................................trang 1 & 2
Hình 1.3. Các dây chuyền khí ..............................................................................trang 4
Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống khí miền Nam...............................................................trang 7
Hình 1.5. Tồn cảnh trụ sở của Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu ......................trang 8

Hình 1.6. Sơ đồ tổ chức Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu ...................................trang 9
Hình 2.1. Hình ảnh nhà điều hành mới ..............................................................trang 11
Hình 2.2. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm .........................................trang 12
Hình 2.3. Sơ đồ tổ chức nhân sự của Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ..................trang 13
Hình 2.4. Biểu đồ thể hiện sản lượng của nhà máy giai đoạn 1995 – 2008 .....trang 17
Hình 3.1: Sơ đồ công nghệ chế độ AMF - Absolute Minimum Facility ..........trang 20
Hình 3.2. Sơ đồ cơng nghệ chế độ MF – Minimum Facility..............................trang 26
Hình 3.3. Sơ đồ cơng nghệ chế độ GPP – Gas Processing Plant.......................trang 33
Hình 3.4. Sơ đồ cơng nghệ chế độ MGPP– Modified Gas Processing Plant... trang 42
Hình 3.5. Từ vị trí slugcatcher quan sát tồn bộ nhà máy................................trang 51
Hình 5.1. Hệ thống máy phát hiện cháy, rị rỉ khí.............................................trang 71
Hình 5.2. Bố trí đường ống phịng cháy chữa cháy trên bồn chứa LPG..........trang 71
Hình 5.3. Hệ thống chữa cháy cố định.......................................................trang 72 & 73
Hình 5.4. Hệ thống chữa cháy di động................................................................trang 74
Hình 5.5. Hệ thống biển báo an toàn bảo hộ lao động.......................................trang 75


KÝ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT

PVN:
PV GAS:

Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam
Tổng Cơng ty Khí Việt Nam

KVT:

Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu

KĐN

Cơng ty vận chuyển khí Đơng Nam Bộ

GPP:

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

AMF:

Absolute Minimum Facility

MF:

Minimum Facility

GPP:

Gas Processing Plant

LPG:

Liquefied Petroleum Gases

BUPRO:

Hỗn hợp butane và propane


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNG
I.1. TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:
Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam phải kế đến tiềm
năng nguồn khí. Việt Nam có nguồn tài ngun dầu khí vào loại trung bình so với các
nước trên thế giới và đứng hàng thứ 3 trong khu vực (sau Indonesia và Malaysia).
Theo Petro Việt Nam Gas, tổng tiềm năng khí thiên nhiên có thể thu hồi vào khoảng
2.694 tỷ m3 và trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 672 tỷ m3, tập trung chủ yếu ở các bể
Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Cửu Long và Sông Hồng.
Bảng 1.1. Trữ lượng khí ở Việt Nam
Tên Bể

Trữ lượng thực tế ( tỷ m3 )

Sông Hồng

5,6 – 11,2

28,0 – 56,0

Cửu Long

42,0 – 70,0

84,0 – 140,0

Nam Côn Sơn

140,0 – 196,0

532,0 – 700,0

Mã Lai – Thổ Chu

14,0 – 42, 0

84,0 – 140,0

Các vùng khác
Tổng

Trữ lượng tiềm năng ( tỷ m3 )

532,0 – 700,0
210,6 – 319,2

1269 – 1736

Bảng 1.2. Thành phần khí trong các mỏ
Bạch Hổ

Rồng

Đại Hùng

C1

71,59

76,54

77,25

C2

12,52

6,98

9,49

C3

8,61

8,25

3,83

iC4

1,75

O,78

1,34

nC4

2,96

0,94

1,26

Cấu tử

Phạm Văn Mạnh

1


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

C+ 5
CO2, N2

Báo cáo thực tập

1,84

1,49

2,33

0,72

5,02

4,5

Thành phần khí ( % vol )
Tiền Hải

Rồng ( mỏ khí )

C1

87,64

84,77

C2

3,05

7,22

1,14

3,46

iC4

0,12

1,76

iC4

0,17

C+ 5

1,46

1,3

CO2, N2

6,42

1,49

Các Cấu tử

C3

I.2. GIỚI THIỆU TỔNG CƠNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:
Tổng Cơng ty Khí Việt Nam - PV GAS là Cơng ty trách nhiệm hữu hạn 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 thuộc Tập đồn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam
hoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối và kinh
doanh các sản phẩm khí trên phạm vi tồn quốc.

I.2.1. Hoạt động chính:
- Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí;
- Phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khơ, khí thiên nhiên hố lỏng (LNG), khí
thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hố lỏng ( LPG), khí ngưng tụ (Condensate); kinh

doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí,
kinh doanh dịch vụ cảng, kho bãi;
- Đầu tư cơ sở hạ tầng, hệ thống phân phối sản phẩm khí khơ, khí lỏng;
- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của Tập đoàn;

Phạm Văn Mạnh

2


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vận hành,
bảo dưỡng, sửa chữa các cơng trình, dự án khí và liên quan đến khí;
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo cơng trình khí;
- Nghiên cứu trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng, sửa chữa động cơ, lắp đặt thiết
bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư nghiệp sử dụng
nhiên liệu khí, dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng nhiên liệu khí;
- Xuất, nhập khẩu các sản phẩm khí khơ, LNG, CNG, LPG, Condensate và vật tư
thiết bị liên quan;
- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;
- Đầu tư tài chính; mua bán doanh nghiệp khí trong và ngồi nước.

I.2.2. Sản phẩm, dịch vụ:
- Khí khơ
- Khí hóa lỏng (LPG)
- Condensate, CNG, LNG
- Vận chuyển, tàng trữ khí và sản phẩm khí

- Tư vấn thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sữa chữa cơng trình khí;
- Đầu tư tài chính.
Nhà máy điện

Khu cơng nghiệp

Mỏ khí PM 3

Khí khơ
Khu thương mại
Trạm phân phối
khí Cà Mau

Mỏ
khí
Nam Cơn Sơn

Khí khơ
Giao thơng vận tải
Cơng ty vận chuyển khí
Đơng Nam Bộ

Giàn nén khí
trung tâm

Hộ gia đình

Nhà máy xử lý
khí Nam Cơn Sơn

Kho chứa
Nam Cơn Sơn

Cond

Nhà máy chế
biến
Condensate

Nhà phân phối LPG,
Condensate

Mỏ khí Bạch Hổ
Giàn nén khí
trung tâm
Kho cảng
Thị Vải

Hộ gia đình

Nhà máy xử lý
khí Dinh Cố

LPG

Phạm Văn Mạnh

Khu thương mại

3

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

Hình 1.3. Các dây chuyền khí

I.2.3. Các dự án khai thác và sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở
Việt Nam:
A. Dự án sử dụng khí đồng hành Rạng Đơng- Bạch Hổ
Cơng trình đã được dự kiến lên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác nước
ngoài. Song song với q trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế
tổng thể và cho phép triển khai cơng trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung cấp
cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và một số cơng
trình hạng mục khác.
Thiết bị tách khí cao áp trên giàn cơng nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ.
Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch Hổ.
Đường kính đường ống 16 inch dài 124km từ Bạch Hổ vào đến Bà Rịa.
Trạm xử lý khí Dinh Cố.
Trạm phân phối khí tại Bà Rịa.
Trạm điều hành trung tâm ở Vũng Tàu.
Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ cũng được
triển khai xây dựng.
B. Dự án khí Nam Cơn Sơn:
Dự án khí Nam Cơn Sơn là dự án khí lớn nhất hiện nay tại Việt Nam bao gồm: giàn
khai thác, hệ thống đường ống dẫn khí từ ngồi khơi vào bờ dài 400km, Nhà máy xử lý
khí Dinh Cố, Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ và hệ thống đường ống dẫn khí Phú
Mỹ- Tp Hồ Chí Minh.Dự án được đưa vào vận hành từ cuối năm 2002 hiện nay công
suất của nhà máy xử lý khí Nam Cơn Sơn tại Dinh Cố đã đạt đến 20 triệu m3 khí/ngày.

C. Dự án khí lơ B&52- Ơ Mơn:
Dự án khí lơ B&52 Ơ Mơn được đầu tư xây dựng để vận chuyển khí tự nhiên từ các
mỏ khí tại lơ B&52; khu vực biển Tây Nam, Việt Nam để cấp khí cho các nhà máy điện
tại Ơ Mơn, Trà Nóc cũng như các khách hàng khác thuộc khu phức hợp khí- điện- đạm
Cà Mau với cơng suất thiết kế trên 6 tỷ m3 khí/năm.Trong tương lai, hệ thống đường ống
dẫn khí của dự án sẽ được xem xét để kết nối với hệ thống đường ống quốc gia và hệ
thống đường ống khu vực ASEAN”.
Phạm Văn Mạnh

4


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

D. Dự án khí PM 3 – Cà Mau:
“ Dự án khí PM 3 – Cà Mau là một phần quan trọng của dự án khí- điện- đạm Cà
Mau, có đường ống dẫn khí dài khoảng 400km từ mỏ PM 3 thuộc vùng chồng lấn Việt
Nam và Malaysia vào Khu công nghiệp Khánh An, Cà Mau với công suất vận chuyển 2
tỷ m3 khí/năm để cung cấp khí cho Nhà máy nhiệt điện Cà Mau I và II có tổng cơng
suất
1.500 MW và Nhà máy phân đạm Cà Mau có cơng suất 800.000 tấn/năm.
E. Dự án nhập khẩu khí bằng đường ống và nhập khẩu khí thiên nhiên hố
lỏng (LNG) bằng tàu:
Do khí và các sản phẩm khí có tính ưu việt hơn hẳn các loại nhiên liệu truyền thống
về nhiệt trị, suất tiêu hao nhiệt, góp phần đảm bảo chất lượng sản phẩm, hạn chế ô nhiễm
môi sinh môi trường và đóng góp một vai trị quan trọng trong chiến lược an ninh năng
lượng của quốc gia, nên mặc dù mới chỉ trải qua gần 20 năm hình thành và phát triển,
ngành cơng nghiệp khí Việt Nam đã phát triển mạnh mẽ và có thể sẽ bị thiếu khí trong

tương lai khơng xa.Vì vậy, PV Gas hiện nay đang tích cực triển khai cơng tác nhập khẩu
khí để phát triển nguồn cung cấp khí cho thị trường khí Việt Nam. Vị trí địa lý thuận lợi
của Việt Nam cho phép PV Gas có thể nhập khẩu khí bằng hai phương án: nhập khẩu khí
bằng đường ống và nhập khẩu LNG bằng tàu.
E.1. Nhập khẩu khí bằng đường ống:
Do nằm trong khu vực gần các nước có khả năng xuất khẩu khí bằng đường ống
lớn, đặc biệt là Indonesia và Malaysia- hai quốc gia có trữ lượng khí thiên nhiên rất lớn
và với hệ thống đường ống dẫn khí hiện đại có thể kết nối với hệ thống đường ồng khu
vực châu Á, nên PV Gas sẽ nhập khẩu khí bằng đường ống và cấp cho các hộ tiêu thụ ở
khu vực Nam Bộ.
E.2. Nhập khẩu LNG bằng tàu:
Ngày nay, LNG là loại nhiên liệu đang được nhiều nước trên thế giới cũng như Việt
Nam quan tâm để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ năng lượng tăng nhanh do những lợi ích về
môi trường, sự linh hoạt trong vận chuyển, giá cả cạnh tranh so với các loại nhiên liệu
khác có nguồn gốc từ dầu mỏ.Do đó, PV Gas bắt đầu triển khai những bước đi đầu tiên
của dự án nhập khẩu LNG bằng tàu như: khảo sát thị trường tiêu thụ, tìm nguồn cung
cấp, khảo sát địa điểm để xây dựng cơ sở hạ tầng, chuẩn bị nhân lực,…với mục tiêu sớm
có LNG nhập khẩu cho thị trường Việt Nam.
5
Phạm Văn Mạnh


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

F. Dự án kho lạnh khí dầu mỏ hố lỏng (LPG):
Với mục tiêu phát triển cơ sở hạ tầng phục vụ việc tàng trữ và kinh doanh ( buôn
bán) LPG , PV Gas đang hợp tác nước ngoài để xem xét đầu tư kho lạnh chứa LPG tại
Thị Vải với công suất chứa 60.000 tấn LPG.Kho lạnh chứa LPG đi vào hoạt động sẽ trở

thành kho đầu mối chứa LPG lớn nhất Việt Nam, cho phép PV Gas nhập khẩu LPG với
khối lượng lớn từ tàu lạnh và xuất đi đáp ứng nhu cầu tiêu thụ LPG nội địa và các nước
trong khu vực.

Bạch hổ

Pipeline: 145 KM
Công suất: 1.5 BCM

Dự án từ Block B

Nam Côn Sơn

Pipeline: 400 KM
Công suất: 3.5 BCM

PM 3 – Cà Mau

Pipeline: 325 KM
Cơng suất: 2.0 BCM

Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống khí miền Nam

I.3. GIỚI THIỆU VỀ CƠNG TY KHÍ VŨNG TÀU:
I.3.1 Hình thức pháp lý:
Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu là chi nhánh của Tổng cơng ty Khí, đơn vị hoạch
tốn phụ thuộc, trực thuộc Tổng cơng ty Khí được thành lập theo quyết định số:
1520/QĐ- TCTK ngày 15/08/2007 của HĐTV Tổng cơng ty Khí.

I.3.2 Tên gọi và trụ sở:

- Tên gọi đầy đủ: Chi nhánh công ty TNHH một thành viên Tổng công ty Khí- Cơng
ty chế biến Khí Vũng Tàu
Phạm Văn Mạnh

6


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

- Tên viết tắt: KVT
- Trụ sở Công ty: 101 đường Lê Lợi, Phường 6, Thành phố Vũng Tàu, tỉnh Bà Rịa –
Vũng Tàu.
- Điện thoại liên hệ: 064.2250150; 064.2250151; 064.3833622; 064.3591795;
064.3837069; 064.3839812;
- Fax : 064.3838257

Hình 1.5. Tồn cảnh trụ sở của Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu

I.3.3. Phạm vi hoạt động:
Địa bàn tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu.

I.3.4. Ngành nghề kinh doanh:
- Vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí
- Kinh doanh dịch vụ Cảng, kho bãi
- Quản lý, vận hành các cơng trình, dự án khí và liên quan đến khí
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực tàng trữ,chế biến khí và sản phẩm khí
- Cung cấp dịch vụ đào tạo vận hành hệ thống cơng trình khí
- Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ cho cơng trình khí

- Các ngành nghề kinh doanh khác khi được Tổng công ty khí giao, tuân thủ các quy
định của pháp luật.
Phạm Văn Mạnh

7


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

I.3.5. Những sản phẩm và dịch vụ chính:
Sản phẩm KVT cung cấp:
- Khí khơ thương phẩm
- Khí hố lỏng LPG
- Condensat.
Dịch vụ:
- Các dịch vụ / hỗ trợ kỹ thuật, KVT cung cấp có liên quan đến việc tiêu thụ các sản
phẩm trên.
- Dịch vụ vận chuyển condensat Nam Côn Sơn;
- Dịch vụ Cảng: tàng trữ sản phẩm lỏng; xuất/nhập xăng, reformat, VCM, …; cung
ứng nước ngọt;…
- Đào tạo vận hành hệ thống cơng trình khí cho các đơn vị ngồi TCT;

I.3.6. Sơ lược phát triển của Công ty chế biến khí Vũng Tàu:
Tiền thân là trung tâm vận hành hệ thống dẫn khí thành lập ngày 31/03/1995 với
chức năng tiếp nhận, quản lý và vận hành cơng trình khí Bạch Hổ bao gồm:
- Đường ống dẫn khí ngồi biển và trên bờ
- Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, kho xuât sản phẩm lỏng Thị Vải
- Các trạm phân phối khí và các cơng trình phụ trợ.

Ngày 12 tháng 09 năm 2002 chuyển thành Xí nghiệp chế biến khí: một phần tách ra từ
trung tâm vận hành và sát nhập với một phần từ Đội dịch vụ khí. Ngày 15 tháng 08 năm
2007 trở thành cơng ty Chế biến khí Vũng Tàu.

Phạm Văn Mạnh

8


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

BAN TỔNG GIÁM ĐỐC
CƠN G TY

P H ỊN G
H C TC

PH ÒN G
K Ế TOÁ N

P HÒN G
K TSX

PHÒN G
ĐẦU TƯXD CB

PH ÒN G
TM - HĐ

PH ÒN G
AT - BV

KHO
CẢNG
TH Ị VẢ
I

N HÀ MÁY
GPP

TỔ H TSX
04 CA VẬ N HÀNH
04 TĐ B ẢO VỆ

TỔ HTSX

04 CA VẬ N
HÀNH

TR ẠM NẠP LP G
TÀU CHELSE A
BR ID GE

04 TĐ
BẢO VỆ

Hình 1.6. Sơ đồ tổ chức Cơng ty chế biến khí Vũng Tàu

Phạm Văn Mạnh

9


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

CHƯƠNG II
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
II.1. CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:
- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đơng và các mỏ
khác trong bể Cửu Long.
- Phân phối sản phẩm khí khơ đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công
nghiệp.
- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng
chứa và xuất xuống tàu nội địa.
- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).

II.2. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:
Nhà máy khí hố lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng ngày
04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắng thầu là Tổ hợp
Samsung Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công ty NKK (Nhật Bản) theo
phương thức trọn gói (EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử,
nghiệm thu theo đúng tiêu chuẩn quốc tế và các quy định của Nhà nước Việt Nam về xây
dựng, an tồn, mơi sinh, mơi trường, phịng cháy chữa cháy… Tồn bộ nhà máy LPG và
hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD,
100% vốn đầu tư của Tổng cơng ty dầu khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại
Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích

89.600 km2.
Nhà máy được thiết kế với cơng suất đầu vào 1,5 tỷ m3 khí/năm và có 3 giai đoạn
vận hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm.
Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định với công
suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu m3 khí/ngày, hoạt động vào tháng 10/1998.
Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công suất 380
tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với cơng suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m3/ngày khí khô,
hoạt động vào tháng 12/1998.
Phạm Văn Mạnh

10


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

Hình 2.1. Hình ảnh nhà điều hành mới

Phạm Văn Mạnh

11


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan và propan
được tách độc lập và khí khơ. Giai đoạn hồn chỉnh với cơng suất khí đầu vào là 1,5 tỷ

m3 khí/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí
khơ:3,34 triệu m3/ngày. Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với khả năng
thu hồi sản phẩm lỏng cao.

Hình 2.2. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm

II.3. TỔ CHỨC NHÂN SỰ CỦA NHÀ MÁY:
Phạm Văn Mạnh

12


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

Quản đốc nhà máy: Phan Tấn Hậu
Phó quản đốc nhà máy: Nguyễn Hải Hưng
QUẢN ĐỐC

PHÓ QUẢN ĐỐC
Văn thư - Tạp vụ (3)

KÍP 1

KÍP 2

1 Trưởng ca
2 KS Cơng nghệ
01 KS Điều khiển

02 KS Cơ khí
2 KS Điện
3 KTV Cơng nghệ
02 VHV LDA
03 CS PCCC

Tổng: 16

1
2
01
02
2
3
02
03

Trưởng ca
KS Công nghệ
KS Điều khiển
KS Cơ khí
KS Điện
KTV Cơng nghệ
VHV LDA
CS PCCC

KÍP 3

1
2

01
02
2
3
02
03

Tổng: 16

Trưởng ca
KS Cơng nghệ
KS Điều khiển
KS Cơ khí
KS Điện
KTV Cơng nghệ
VHV LDA
CS PCCC

KÍP 4

1
2
01
02
2
3
02
03

Đội BVVT

Trưởng ca
KS Cơng nghệ
KS Điều khiển
KS Cơ khí
KS Điện
KTV Công nghệ
VHV LDA
CS PCCC

Tổng: 16

Tổng: 16

01 Chỉ huy trưởng
Tiểu đội BVVT (04)
- Tiểu đội trưởng
- Chiến sĩ số 1
- Chiến sĩ số 2
- Chiến sĩ số 3

Tổng : 18(01 DP)

Tổ HTSX

01 Tổ trưởng
02 CB An toàn
01 KTV PTN
04 KTV BD ngày
02 KS điều khiển

01 KS Cơ khí
01 KS Điện
01 KS Hố dầu

Tổng : 13

Hình 2.1. Sơ đồ tổ chức nhân sự của Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

II.4. NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:
II.4.1. Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ từ ngồi khơi Vũng Tàu được vận chuyển bằng
đường ống dẫn 16 inch tới Long Hải và được xử lý tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
- Áp suất: 10900 kPa
- Nhiệt độ: 25.60C
- Lưu lượng: 1.5 tỷ m3/năm (4.3 triệu m3/ngày trên cơ sở vận hành 350 ngày)
- Hàm lượng nước: bão hịa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được
xử lý tại giàn)
- Thành phần khí:

Phạm Văn Mạnh

Thành phần

Nồng độ (phần mol)

N2

2.0998E-3
13

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

CO2
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8
C9
C10
CycloC5
McycloC5
CycloC6
McycloC6
Benzene
Nước

5.9994E-4
0.7085
0.1341
0.075
0.0165

0.0237
6.2994E-3
7.2993E-3
5.0995E-3
2.5997E-3
1.7998E-3
7.9992E-4
2.9997E-4
4.9995E-4
4.9995E-4
3.9996E-4
4.9995E-4
3.9996E-4
0.013

Tổng

1.000

II.4.2. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:
Từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm nguồn khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông
được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16 inch dài khoảng 40km thì thành phần
khí vào bờ đã thay đổi như sau:

Khí Rạng Đơng

Khí Bạch Hổ

Khí về bờ

% mol

% mol

% mol

N2

0.144

0.129

0.123

CO2

0.113

0.174

0.044

C1

78.650

74.691

74.430

C2

10.800

12.359

12.237

C3

6.601

7.040

7.133

iC4

1.195

1.535

1.576

nC4

1.675

2.191

2.283

Thành phần

Phạm Văn Mạnh

14


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập

iC5

0.297

0.549

0.604

nC5

0.257

0.592

0.664

C6

0.157

0.385

0.540

C7

0.084

0.135

0.271

C8+

0.026

0.220

0.094

0.12

0.113

10.0

10.0

100.000

100.000

H2O (g/m3)
H2S (ppm)

16

Tổng

Cùng với sự thay đổi thành phần khia vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4.3 triệu
m3/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 5.7 triệu m3/ngày. Trong đó bao gồm từ 1.5- 1.8
triệu m3/ngày khí từ mỏ Rạng Đơng và 4.2-4.8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Bạch Hổ.

II.4.3. Kiểm tra nguồn nguyên liệu:
Các thông số cần kiểm sốt:
- Hàm lượng hydrocarbon
- Các tạp chất có hại: H2O, S, Hg …
- Khí trơ: CO, N2 …
- Áp suất & lưu lượng dịng khí.

II.5. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:
Các sản phẩm khí của nhà máy xử lý khí Dinh Cố bao gồm: khí khơ thương phẩm,
condensate, hỗn hợp bupro, propane, butane.

II.5.1. Khí khơ:
AMF
Lưu lượng (triệu m /ngày)

3.95
Áp suất (kPa)
4700
Nhiệt độ (oC)
20.9
o
Điểm sương nước ( C)
15
o
Điểm sương hydrocarbon ( C) 20.3
3

MF
3.67
4700
27.2
4.6
-10.7

GPP
3.44
4700
56.4
6.6
-38.7

GPPM
5.03

II.5.2. Condensate:

Lưu lượng (tấn/ngày)
Phạm Văn Mạnh

AMF
330
15

MF
380

GPP
400

GPPM
542


Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Áp suất (kPa)
Nhiệt độ (oC)
Hàm lượng C4 max (%)

Báo cáo thực tập

800
45
2

800

45
2

800
45
2

II.5.3. Bupro (chế độ MF):
AMF
Lưu lượng (tấn/ngày)
Áp suất (kPa)
Nhiệt độ (oC)

MF
640
1300
47.34

GPP

GPPM

II.5.4. Propane:
AMF

MF

GPP
535
85.2

1800
45.57
2.5

GPPM
419

AMF

MF

GPP
415
92
900
45
2.5

GPPM
515

Lưu lượng (tấn/ngày)
Hiệu suất thu hồi (%)
Áp suất (kPa)
Nhiệt độ (oC)
Hàm lượng C4 max (%)

II.5.5. Butane:
Lưu lượng (tấn/ngày)
Hiệu suất thu hồi (%)

Áp suất (kPa)
Nhiệt độ (oC)
Hàm lượng C5 max (%)

Phạm Văn Mạnh

16