bao cao thuc tap nhà máy khí dinh cố

TRƯỜNG CAO ĐẲNG NGHỀ DẦU KHÍ

KHOA DẦU KHÍ

BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Đề tài: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH

CỐ

Giáo viên hướng dẫn: Ngô Thị Bích Thu
Sinh viên thực hiện: Nguyễn Vĩnh Giang
Mã số Sinh viên: 570411410

Bà Rịa-Vũng Tàu, ngày 17 tháng 04 năm 2017


LỜI NÓI ĐẦU
Với những hành trang kiến thức thu thập trong quá trình học tập và rèn
luyện tại trường sẽ không đủ nếu không có quá trình thực tập thực tế tại các nhà
máy xí nghiệp. Trong quá trình thực tập, sinh viên sẽ vận dụng những kiến thức
đã học vào những gì đang diễn ra tại nhà máy, và qua quá trình tìm hiểu tại nhà
máy sẽ giúp sinh viên tiếp thu những kiến thức khác mà ở nhà trường không có
điều kiện giảng dạy.
Đới với những sinh viên năm cuối như em, thực tập sẽ giúp ích một phần
vào quá trình tìm kiếm việc làm trong tương lai, cũng như định hướng lại chính
ngành nghề mà mình đã chọn. Kết quả của quá trình thực tập tại các nhà máy xí
nghiệp sẽ đánh giá chính năng lực tiếp thu của người sinh viên trong suốt thời
gian học tập ở trường.
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, luôn lắng nghe các
anh các chị kỹ sư vận hành tại Nhà máy để tích lũy kinh nghiệm trong quá trình
lao động, và luôn luôn tuân thủ các nguyên tắc an toàn lao động.

Cuốn báo cáo thực tập tốt nghiệp này chính là những tích góp tất cả các tài
liệu và những ghi nhận từ thực tế khi em được thực tập tại Nhà máy.


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, chúng em đã được
anh Hồ Văn Đang- kĩ sư công nghệ và anh Bùi Văn Sửu- kĩ sư cơ khí- Cán bộ
hướng dẫn thực tập tại nhà máy, dưới sự hướng dẫn chỉ bảo tận tình và quan tâm
của các anh mà em mới hiểu biết các hoạt động sản xuất, nguyên tắc hoạt động
của từng thiết bị, chế độ công nghệ vận hành tại nhà máy. Em xin gởi lời cảm ơn
sâu sắc tới các anh.
Ngoài ra, Em cũng cảm ơn các anh chị là cán bộ trong Công ty chế biến khí
Vũng Tàu, và các anh chị đang vận hành tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, đã giúp
đỡ, hướng dẫn, và giải đáp những thắc mắc trong quá trình thực tập. Em xin trân
trọng cảm ơn:
•

Anh Phan Tấn Hậu– Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

•

Anh Lê Tiến Dũng – cán bộ hướng dẫn an toàn lao động tại nhà máy.

Chúc cho nhà máy ngày càng phát triển mạnh mẽ và bền vững!
Để có được những hành trang kiến thức áp dụng vào trong quá trình thực
tập, em đã trải quá trình học tập và rèn luyện tại trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí
dưới sự giảng dạy truyền đạt của các thầy cô, em xin gởi lời cảm ơn đến tập thể
cán bộ, giảng viên Trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí.
Và cuối cùng em xin gởi lời cảm ơn đến Ban Giám Hiệu Nhà Trường cùng
các thầy cô trong Khoa Dầu Khí đặc biệt là cô Ngô Thị Bích Thu đã giúp em có

được chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Các thầy các cô đã bỏ
chút thời gian để liên hệ và tạo môi trường thực tập tốt cho em.

Em xin chân thành cảm ơn!


CÁC TỪ VIẾT TẮT TRONG BÀI BÁO CÁO:



AMF: Absolute Minimum Facility: Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối



MF: Minimum Facility: Cụm thiết bị tối thiểu



GPP: Gas Processing Plant: Nhà máy chế biến khí



MGPP: Modified Gas Processing Plant: GPP chuyển đổi


MỤC LỤC
Chương I:Giới thiệu chung
I.1 Tài nguyên khí ở Việt Nam..........................................................1
I.2 Giới thiệu về PV GAS
I.2.1 Hoạt động chính..................................................................2

I.2.2 Sản phẩm, dịch vụ...............................................................3
I.3 Các dự án khai thác, sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành
ở Việt Nam
I.3.1 Dự án khí đồng hành Rạng Đông- Bạch Hổ.......................4
I.3.2 Dự án khí Nam Côn Sơn.....................................................5
Chương II: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
II.1 Chức năng, nhiệm vụ của nhà máy.............................................6
II.2 Nguyên liệu sản xuất của nhà máy..............................................6
II.3 Các sản phẩm của nhà máy.........................................................6
II.4 Sơ lược về nhà máy xử lý khí Dinh Cố.......................................7
Chương III: Quy trình công nghệ
III.1 Chế độ AMF............................................................................10
III.1.1 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ AMF.............13
III.1.2 Hệ thống Ejector trong chế độ AMF..............................13
III.1.3 Tháp tách C-05...............................................................14
III.1.4 Tháp tách Ethane C-01...................................................14
III.1.5 Thiết bị điều chỉnh áp suất..............................................15
III.2 Chế độ MF
III.2.1 Dòng khí thương phẩm...................................................17
III.2.2 Dòng condensate trong chế độ MF.................................17
III.2.3 Các Thiết bị bổ sung thêm so với chế độ AMF..............18
III.2.4 Quá trình làm khô và tái sinh chất hấp phụ....................19
III.2.5 Xử lý Condensate...........................................................19
III.2.6 Quá trình là sạch khí và Tách tinh..................................20
III.2.7 Tháp tách Ethane trong chế độ MF................................22
III2.8 Điều chỉnh áp suất...........................................................23
III.3 Chế độ GPP
III.3.1 Các thiết bị chính............................................................24
III.3.2 Quá trình loại nước và tái sinh.......................................26
III.3.3 Xử lý Condensate trong chế độ GPP..............................27

III.3.4 Quá trình Tách tinh và Làm lạnh sâu.............................28
III.3.5 Tháp tách C-01...............................................................29
III.3.6 Điều chỉnh nhiệt độ và tỉ lệ dòng trong chế độ GPP......31
III.4 Chế độ MGPP..........................................................................32
Chương IV: Tháp chưng cất
IV.1 Ảnh hưởng của các thông số
IV.1.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ.................................................37
IV.1.2 Ảnh hưởng của áp suất...................................................37
IV.1.3 Ảnh hưởng của stripping................................................38
IV.1.4 Vận hành bình thường....................................................38


IV.2 Vận hành tháp chưng cất
IV.2.1 Tháp ổn định C-02..........................................................38
IV.2.2 Tháp tách C-03...............................................................40
Chương V: Tháp Hấp phụ, hấp thụ
V.1 Tháp hấp phụ V-06
V.1.1 Nguyên lý hoạt động........................................................41
V.1.2 Quá trình tái sinh chất hấp phụ
V.1.2.1 Chuyển tháp hấp phụ...........................................42
V.1.2.2 Giảm áp...............................................................42
V.1.2.3 Gia nhiệt..............................................................42
V.1.2.4 Làm lạnh..............................................................43
V.1.2.5 Nâng áp...............................................................43
Chương VI: An toàn trong nhà máy
VI.1 Chính sách về sức khỏe, an toàn và môi trường......................43
VI.2 Bộ phận Phòng cháy chữa cháy...............................................44
Các biện pháp làm giảm Ô nhiễm môi trường...........................46
Chương VII: Kết luận...................................................................................47
Tài liệu tham khảo...................................................................48

Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

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 nguyên 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 )

Trữ lượng tiềm năng (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

532,0 – 700,0

Tổng

210,6 – 319,2

1269 – 1736

Bảng 1.2. Thành phần khí trong các mỏ

Cấu tử

Bạch
Hổ

C1

71,59

C2
C3

Rồng

Đại
Hùng

76,54

77,25

12,52

6,98

9,49

8,61

8,25

3,83

7


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

iC4

1,75

0,78

1,34

nC4

2,96

0,94

1,26

C5+

1,84

1,49

2,33

CO2, N2

0,72

5,02

4,5

Thành phần khí ( % vol )
Các Cấu tử

Tiền Hải

C1

87,64

84,77

C2

3,05

7,22

C3

1,14

3,46

nC4

0,12

1,76

iC4

0,17

C5+

1,46

1,3

CO2,N2

6,42

1,49

Rồng (mỏ khí )

I.2. GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:
Tổng Công ty Khí Việt Nam - PV GAS là Công 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 đoàn 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 toàn
quốc.
8

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 khô, khí thiên nhiên hoá lỏng


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

(LNG), khí thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hoá 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 khô, khí lỏng;
- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của Tập đoàn;

- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vận

hành, bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí;
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công 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 khô, 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 ngoài nước.

I.2.2 Sản phẩm, dịch vụ:
- Khí khô
- 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 công trình khí;
- Đầu tư tài chính.

9


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Hình 1.3. Các dây chuyền khí

I.3 Các dự án khai thác, sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt
Nam:
I.3.1 Dự án sử dụng khí đồng hành Rạng Đông- Bạch Hổ:
Công trình đã được dự kiến lên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác
nước ngoài. Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê
duyệt thiết kế tổng thể và cho phép triển khai công 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 công trình hạng mục khác.
Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ
Bạch Hổ. Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch
Hổ.

10

Đường kính đường ống 16 inch dài 124km từ Bạch Hổ vào đến Bà
Rịa.


Báo cáo thực
tập

Trạm xử lý khí Dinh Cố.

Nhà máy 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.
I.3.2 Dự án khí Nam Côn Sơn:
Dự án khí Nam Côn Sơn là dự án khí lớn nhất hiện nay tại Việt Nam bao
gồm: giàn khai thác, hệ thống đường ống dẫn khí từ ngoài 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 Côn Sơn
tại Dinh Cố đã đạt đến 20 triệu m3 khí/ngày.
Hiện nay lượng khí dẫn vào bờ để cung cấp cho nhà máy chế biến khí
Dinh Cố và các nhà máy nhiệt điện phía Nam là 4,7 triệu tấn m3 khí ngày đêm,
lượng này được dẫn từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông. Trong thời gian tới lưu
lượng khí được dẫn vào bờ cung cấp cho các nhà máy này là 5,7 triệu m 3 khí
ngày đêm. Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máy
chế biến khí Nam Côn Sơn.
Ngoài khu vực trên, ở thềm lục địa Miền Trung cũng đã phát hiện một số
mỏ khí nhưng hàm lượng CO2 có trong mỏ quá cao đến 75% trong đó hàm
lượng hyđrocacbon không đáng kể. Vì vậy khi sử dụng thì không có hiệu quả
kinh tế, nên các mỏ này không được khai thác.

11


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

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 Đông và các mỏ

khác trong bể Cửu Long.
- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công

nghiệp.
- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để

tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa.
- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).

II. 2 NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT CỦA NHÀ MÁY:

12


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí đồng

hành từ mỏ Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu m3/ngày. Sau khi tiếp nhận
nguồn khí từ mỏ Rạng Đông, công suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu
m3/ngày, nhà máy hoạt động chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified).

13

Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm gồm 4

máy nén (3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) với công suất mỗi máy là 1.67
triệu m3 khí/ngày. Khi hoạt động hết công suất cả 4 máy thì có thể đáp ứng
được lưu lượng khí khoảng 8 triệu m 3/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máy
vẫn đáp ứng được khả năng mở rộng công suất theo như đề án khí Bạch Hổ Dinh Cố . Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ cao hơn vì không còn máy dự
phòng.
II. 3 CÁC SẢN PHẨM CHÍNH, SẢN PHẨM PHỤ CỦA NHÀ MÁY:
Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí đồng hành
sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và
ngưng tụ. Thành phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn
có propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit,
hydrosulphur với hàm lượng nhỏ.
Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propane,
propene, Butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng
trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường.
-Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứng
khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. Trong đó, 2/3 sản lượng LPG
được đưa đến kho cảng Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trung
bằng tàu; 1/3 sản lượng LPG được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vực
lân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…).
Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn

trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate chủ yếu là Hydrocacbon C5+.
-Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là một
sản phẩm mà Nhà máy 14xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000
tấn/năm. Hiện nay, Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính
chất đặc thù của Condensate. PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng,
với công suất khoảng 350.000 tấn/năm.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

II.4. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:
Nhà máy khí hoá 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 toàn, môi sinh, môi trường,
phòng cháy chữa cháy… Toàn 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 công 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 công 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 công suất 629 tấn/ngày và 3,5
triệu m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998.
Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan
và propan được tách độc lập và khí khô. Giai đoạn hoàn chỉnh với công 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 khô:3,34 triệu m3/ngày. Giai đoạn này sử dụng
15

công nghệ Turbo-Expander với khả năng thu hồi sản phẩm lỏng cao.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

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

CHƯƠNG III: QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt đề phòng một số thiết bị
chính của nhà máy bị sự cố, và hoạt động của nhà máy được liên tục khi thực hiện
bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho
nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:
- Chế độ AMF: Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.
- Chế độ MF: Cụm thiết bị tối thiểu.
- Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện.
- Chế độ MGPP: Chế độ GPP chuyển 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 điều chỉnh chế độ vận
16 và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa.
hành để đảm bảo tính an toàn

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 nhà máy sẽ khoảng 109 barG và là


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của các thiết bị bên trong nhà
máy. Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lý, lưu lượng khí qua
nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm
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 đó sơ đồ công nghệ chính
của nhà máy có một số thay đổi chính gồm:

- Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG tới 109 barG và nhiệt độ khí sau

trạm nén K-1011 tăng lên khoảng 45°C cao hơn so thiết kế.
- Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục đích: (a)

lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-101 để
cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ. Lỏng tách được ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để
xử lý. (b) lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-03 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 để chạy thử. Sau khi hoàn
thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả
năng thu hồi sản phẩm lỏng. Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP
bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt
động của nhà máy.
Thực chất, nhà máy hoạt động với 3 chế độ chính là AMF, MF, GPP còn
chế độ MGPP là để đáp ứng những yêu cầu thực tế hiện tại trong quá trình cung
cấp khí. Do nhu cầu của thị trường không cần tách butane và propane riêng, mà
chỉ cần hỗn hợp LPG sử dụng cho nhu cầu đốt dân dụng nên tháp C3/C4 Splitter
không được sử dụng. Mặc khác kể từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm dòng
khí từ mỏ Rạng Đông nâng 17
lưu lượng dòng về bờ là 5.7 triệu m3/ngày, tuy nhiên
lưu lượng khí về bờ tăng nhưng áp lực đầu vào giảm xuống còn 70 bar đến 80
bar, vì vậy để đảm bảo áp lực đầu vào và công suất vận hành của nhà máy, nên
đã lắp đặt thêm 4 máy nén K-1011A/B/C/D và đường rẽ qua bồn V-101.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

III.1 CHẾ ĐỘ AMF:

Chế độ AMF là chế độ hoạt động tối thiểu, sử dụng những đường ống dẫn
chính của nhà máy. Trong chế độ này, quá trình khử nước không được thực hiện.
Nguồn khí đồng hành từ mỏ sau khi được tách sơ bộ tại Slug Catcher sẽ được

đưa tới máy nén Jet Compressor, áp suất đầu ra tại máy nén được duy trì ở 45
bar. Máy nén Jet Compressor có nhiệm vụ duy trì áp suất ở tháp Deethanizer
luôn ở 20 bar. Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp nguồn khí cho nhà
máy điện đạm, lượng lỏng thu hồi được rất ít.

Mô tả sơ đồ dòng
18

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. Sơ đồ công nghệ chế độ AMF được mô tả theo hình vẽ


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

đính kèm. Chế độ AMF có thể được mô tả như sau: Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ
với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,3 triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher của
nhà máy bằng đường ống 16 inch với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6°C. Tại đây,
Condensate và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, nước
có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52)
để xử lý. Tại đây nước được làm giảm áp 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°C. 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 20oC bằng dầu nóng
nhờ thiết bị gia nhiệt E-07. 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 hoà 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 hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C cùng
với dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05. Nhiệm vụ của EJ10A/B/C:Giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định. Tháp C-05 hoạt động ở áp
suất 47 bar, nhiệt độ 20°C. 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
19 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01 A/B/C. Dòng khí
tụ do sự sụt áp của khí từ 109

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


Báo cáo thực
tập

AMF tháp C-01 có 2 dòng nhập liệu :

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

- 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 việc chứa trong bồn chứa ngoài trời. Với ý nghĩa
đó, trong 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 E-01 A/B đến 194°C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64°C
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°C trước khi ra đường ống dẫn Condensate về kho cảng
hoặc chứa bồn chứa TK-21.
III.1.1 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động AMF:
Áp suất của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 75 barG1bằng van
điều áp PV- 1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 tới đầu vào tháp
C-05, Rectifier. Nhiệt độ đầu ra van điều áp PV-1209 là khoảng 3°C, thấp hơn
hiệt độ tạo thành hydrate (16.5°C) nên có khả năng hydrate sẽ được tạo thành khi
đi qua van điều áp tuy nhiên nó sẽ bị tự tan do tháp C-05, Rectifier trong chế độ
hoạt động này có nhiệt độ vận hành lớn hơn 20°C.
Condensate từ V-03 được chuyển đến tháp tách ethane C-01 (Deethanizer)
sau khi được gia nhiệt từ 20°C đến 101°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B
(Condensate Coss Exchanger) với một dòng nóng ở 194°C đi vào từ tháp tách
ethane C-01. Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt này là tận dụng và thu
hồi nhiệt từ dòng nóng, tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701
(trong quá trình giảm áp từ20 áp suất vận hành của V-03 xuống 20 BarG) bằng
cách duy trì nhiệt độ hoạt động ở 72°C, cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate
(11.6°C) trong điều kiện này.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

III.1.2 Hệ thống Ejector trong chế độ hoạt động AMF:

Đối với quá trình xử lý khí từ Slug Catcher trong chế độ hoạt động AMF,
các tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber) sẽ không vận hành.
Khí từ SC sẽ được đưa tới hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor). Qua
thiết bị này áp suất giảm từ áp suất vận hành của SC xuống 45 BarA, mục đích
của hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách ethane C-01 từ 20 BarA
đến 45 BarA, vì vậy áp suất của tháp tách C-01 được giữ ở 20 BarA.
Hệ thống Ejector bao gồm 03 Ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt
là 50%, 30% và 20% lưu lượng dòng đi qua Ejector.
Van điều áp (PV-0805) trên đường Ejector bypass có công suất khoảng
30% tổng thể tích dòng ra, điều chỉnh áp suất của tháp tách ethane C-01 ở 20
BarA bằng cách cho bypass 1 phần dòng khí qua Ejector khi công suất của hệ
thống Ejector đủ để duy trì áp suất C-01. Khi công suất của hệ thống Ejector nhỏ
hơn cần thiết, lượng khí dư từ tháp tách ethane sẽ được xả ra đuốc đốt qua van
điều áp (PV-1303B) vì vậy hệ thống tách ethane được bảo vệ không có hiện
tượng quá áp.
III.1.3 Tháp tách C-05 Rectifier trong chế độ họat động AMF.
Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bính tách V-03 được chuyển
đến đĩa thứ nhất của tháp C-05 (Rectifer) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ
20.7oC và áp suất 45 BarA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC1114) lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm. Phần trên của tháp C-05 lúc
này có tác dụng như một bình tách lỏng hơi (Gas-Liquid Seperator).
Trong chế độ họat động AMF, Turbo-Expander (CC-01) và thiết bị trao
đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14) không được đưa vào hoạt động, do vậy dòng khí từ
21

đỉnh tháp tách C-05 được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm thông
qua van PV-1114A được lắp đặt trên đường ống để điều chỉnh áp suất đầu ra của
nhà máy khoảng 45 BarA.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Dòng lỏng từ đáy tháp C-05 được điều khiển thông qua thiết bị điều chỉnh
dòng (FIC-1201) cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng (LIC-1201A) đưa
vào đĩa đầu tiên của tháp tách Ethane (C-01).
III.1.4 Tháp tách Ethane trong chế độ hoạt động AMF.
Trong chế độ hoạt động AMF, tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) có hai
dòng nguyên liệu đầu vào, đó là dòng lỏng đi ra từ bình tách V-03 và dòng lỏng
đi ra từ đáy tháp tách tinh C-05 (Rectifer). Dòng lỏng đi ra từ đáy tháp tách tinh
C-05 được đưa vào đĩa đầu tiên của tháp tách ethane C-01 bao gồm 80% phần
mol chất lỏng và đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất.
Dòng lỏng đi từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14 của tháp tách ethane C01, (đối với chế độ hoạt động MF và GPP thì đưa vào đĩa thứ 20).
Áp suất hơi của condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp
hơn áp suất khí quyển để lưu trữ trong các bồn chứa thông thường. Trong trường
hợp này, tháp tách ethane có tác dụng như một tháp ổn định Condensate, tại tháp
này hầu hết các hydrocacbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate
thông qua việc cung cấp nhiệt cho các reboiler E-01A/B lên tới 194oC. Dòng khí
đi ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ
thống Ejector.
III.1.5 Thiết bị điều chỉnh áp suất khí trong chế độ hoạt động AMF.
Trong chế độ hoạt động AMF, tại đầu vào của nhà máy không lắp đặt thiết

bị điều chỉnh dòng hoặc áp suất tự động. Áp suất tại đầu ra nhà máy được điều
chỉnh bằng van điều áp (PV-1114A) lắp đặt tại đầu ra của nhà máy trong trường
hợp lượng khí tiêu thụ lớn hơn lượng khí cung cấp cho người tiêu dùng. Khi
lượng khí tiêu thụ nhỏ hơn lượng khí cung cấp, một lượng khí sẽ được đem đốt
22

qua van điều áp (PV-1114B), vì vậy trong cả hai trường hợp trên áp suất đầu ra
của nhà máy được duy trì ổn định.


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Thông thường khí đầu vào nhà máy có áp suất 109 BarA được đưa vào hệ

thống Ejector, áp suất đầu ra khỏi hệ thống Ejector vào khỏang 45BarA, bằng áp
suất đầu ra của nhà máy. Khi áp suất khí đầu vào nhà máy thấp hơn 109 BarA,
hoặc khí cung cấp từ dàn khoan ít hơn so với công suất của nhà máy thì hệ thống
Ejector có thể không hoạt động hết công suất, vì vậy áp suất của tháp tách ethane
có thể trở nên cao hơn 20 BarA. Trong trường hợp này, một trong ba ejector của
hệ thống Ejector có công suất phù hợp nhất sẽ được lựa chọn, sau đó áp suất đầu
vào nhà máy từ từ tăng lên và đạt đến gần 109 BarA và đồng thời áp suất của
tháp tách ethane cũng được điều chỉnh ở 20 BarA.
Nếu trong sự lựa chọn trên, hệ thống Ejector vẫn không thể hoạt động hết
công suất, thì một lượng khí dư có thể tự động được đem đốt qua van điều áp
(PV-1303B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí đi ra từ tháp tách ethane. Sau
quá trình xử lý trên, khí thương phẩm và condensate là 2 sản phẩm của nhà máy.

III.2 CHẾ ĐỘ MF:
Một vài thiết bị được thêm vào gồm: Dehydration Adsorber (V-06A/B),
Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20),
Deethanizer OVHD Compressor (K-01) và Stabilizer (C-02).
Ở chế độ MF, khí gas sau khi được khử nước sẽ được làm lạnh qua 2 thiết
bị trao đổi nhiệt, cả 2 dòng này đều đóng vai trò nhập liệu cho tháp Rectifier
nhằm tách lượng lỏng có trong dòng khí. Khí sau khi được tách lỏng lại tháp
Rectifier có nhiệt độ thấp được dùng làm lạnh cho dòng nhập liệu, sau đó được
đưa vào hệ thống ống dẫn khí thương phẩm để đến nhà máy điện, đạm. Áp suất
hoạt động tại tháp Deethanizer được điều chỉnh bởi một máy nén ngoài. Mục
đích chính của chế độ MF là thu hồi sản phẩm lỏng, trong đó quá trình giản nỡ
không đóng vai trò chính. Tháp
tách C3/C4 Splitter không được sử dụng trong
23
chế độ này, do đó sản phẩm lỏng chỉ gồm condensate và bupro (hỗn hợp của
propane và butane).


Báo cáo thực
tập

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Mô tả sơ đồ dòng:
III.2.1 Dòng khí gas thương phẩm:
Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến thiết bị tách lọc Dedydration Inlet
Filter/Separator (V-08), thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng
và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng, giảm
hoạt tính. Sau khi được loại nước tại Dehydration Adsorber (V-06A/B), dòng khí

được đưa đồng thời đến 2 thiết bị Cold Gas/Gas Exchanger (E-14) và Gas/Cold
Liquid Exchanger (E-20), sau đó vào tháp Rectifier (C-05) để tách pha lỏng và
pha khí riêng biệt. Khí ra từ đỉnh tháp Rectifier (C-05) được sử dụng như tác
nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14),
24

nhiệt độ dòng nguyên liệu giảm từ 26.5oC xuống -17oC sau đó được làm lạnh
bậc 2 tại van FV-1001 bằng quá trình giảm áp. Dòng khí ra từ đỉnh Rectifier (C05) sau khi trao đổi nhiệt tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng tăng


Báo cáo thực
tập

lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện.

Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố

Hai tháp hấp phụ Dehydration Adsorber (V-06A/B) được sử dụng luân
phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực
hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của thiết bị E-18 sử dụng dầu nóng gia nhiệt cho
dòng khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên 220oC. Dòng khí sau quá trình tái sinh
sau khi ra khỏi thiết bị Dehydration Adsorber (V-06A/B) được làm mát tại hệ
thống làm mát bằng không khí Dehydrator Regeneration Gas Cooler (E-15) và
được tách lỏng ở Dehydration Separator (V-07) trước khi dẫn vào đường khí
thương phẩm.
III.2.2 Dòng condensate:
Sơ đồ dòng condensate trong chế độ MF về cơ bản giống với chế độ AMF,
thay vì dòng khí ra từ thiết bị Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) đến tháp
Rectifier (C-05) thì lại đến tháp Deethanizer (C-01).

Áp suất của Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) được giữ ở 75 bar bởi
van điều khiển PV-1305A/B gắn trên đường ống dẫn trước khi vào mâm 2 và 3
của tháp Deethanizer (C-01). Nhiệt độ ra của van này là -7.9oC thấp hơn nhiệt độ mà
tại đó tinh thể hydrate hình thành khoảng 13.4 oC. Để ngăn chặn sự hình thành hydrate,
methanol có thể được bơm vào làm chất ức chế hoặc có thể thay đổi đường ống đến
van phụ. Mục đích của việc thay đổi dòng khí gas của bình tách V-03 từ Rectifier

trong chế AMF, đến tháp Deethanizer trong chế độ MF là vì trong khí gas này
vẫn có chứa nước, mặc dù dòng khí tái sinh từ quá khử nước trong chế độ MF
cũng có chứa nước.
Dòng condensate từ bình tách V-03 sẽ được đưa tới tháp Deethanizer (C-01)
sau khi được gia nhiệt từ 20 oC lên 90oC trong thiết bị trao đổi nhiệt Condensate
25

Cross Exchanger (E-04A/B) với dòng nóng có nhiệt độ 155oC đến từ đáy của
tháp Stabilizer (C-02). Mục đích của việc trao đổi nhiệt này là nhằm tận dụng
lượng nhiệt, ngăn chặn sự hình thành hydrate tại đầu ra của van FV-1701, khi áp