Nghiên cứu khả năng thay thế nguồn nguyên liệu cho nhà máy xử lý khí dinh cố từ nguồn khí đồng hành mỏ bạch hổ sang nguồn khí tự nhiên

Luận văn thạc só

1

CÔNG TRÌNH ĐƯC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS. TS Phan Minh Tân

Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn Thạc só này được bảo vệ tại Hội Đồng Bảo Vệ Luận Văn Thạc Só,
Trường Đại học Bách khoa, ngày..…. tháng…... năm 2007.


Luận văn thạc só

2

Trường Đại Học Bách Khoa

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Phòng Đào Tạo SĐH

ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC

------oOo------

------------oOo-------------Tp. HCM, ngày….…tháng ……..năm 2007
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên
: Bùi Phú Ân
Ngày, tháng, năm sinh : 06/05/1981
Chuyên ngành
: Công Nghệ Hóa Học

Phái
: nam
Nơi sinh : Quảng Ngãi
MSHV : 00505090

I. TÊN ĐỀ TÀI
Nghiên cứu khả năng thay thế nguồn nguyên liệu cho nhà máy xử lý khí
Dinh Cố từ nguồn khí đồng hành mỏ Bạch Hổ sang nguồn khí tự nhiên.
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG
- Tìm hiểu các qui trình công nghệ sản xuất tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
- Tìm hiểu các yêu cầu về chỉ tiêu chất lượng của các loại sản phẩm: khí khô
thương phẩm (Salegas), LPG và Condensate.
- Khảo sát khả năng thay thế, tính toán hiệu quả kinh tế, tối ưu hóa trên mô
hình.
- Đề xuất các hướng nghiên cứu tiếp theo.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 06/02/2007
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/10/2007
V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS. PHAN MINH TÂN

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CN BỘ MÔN
QL CHUYÊN NGÀNH

PGS.TS.Phan Minh Tân

TS.Nguyễn Ngọc Hạnh

Nội dung và đề cương luận văn thạc só đã được hội đồng chuyên ngành thông
qua.
Ngày…….tháng……..năm 2008

TRƯỞNG PHÒNG ĐT – SĐH

TRƯỞNG KHOA QL NGÀNH


Luận văn thạc só

3

Lời cảm ơn
Sau một thời gian tham gia học tập tại khoa Công Nghệ
Hóa Học, đến nay tác giả đã hoàn thành luận văn này.
Qua đây, tác giả xin gửi lời cảm ơn chân thành đến quý
thầy cô trong bộ môn, những người đã truyền thụ cho
chúng tôi nhiều kiến thức quý báu và đặc biệt tác giả xin
tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến PGS.TS Phan Minh Tân,
người thầy đã tận tình hướng dẫn tôi trong suốt quá
trình thực hiện luận văn này.

Tác giả cũng xin gửi lời cảm ơn đến ThS. Lê Tất Thắng
cùng ban giám đốc nhà máy xử lý khí Dinh Cố đã hướng
dẫn và tạo điều kiện cho tôi thu thập đầy đủ các số liệu
cần thiết.
Cuối cùng tác giả xin tỏ lòng biết ơn đến ba mẹ, người
thân và bạn bè đã giúp đỡ, động viên tôi rất nhiều trong
những tháng năm học tập.


Luận văn thạc só

4

Lời Nói Đầu
Công nghiệp dầu khí của nước ta tuy còn khá non trẻ nhưng đây là một trong
những ngành công nghiệp có tầm quan trọng hàng đầu, mang ý nghóa chiến lược,
doanh thu hàng năm từ ngành công nghiệp này chiếm một phần rất lớn trong tổng
thu nhập quốc dân của nước ta hiện nay.
Trước đây chúng ta đã phải đốt bỏ một lượng lớn khí đồng hành thu được
cùng với quá trình khai thác dầu từ mỏ Bạch Hổ và một số các mỏ khác, điều này
không những lãng phí mà còn gây ô nhiễm môi trường. Để tận thu nguồn khí này
đồng thời để đáp ứng các nhu cầu về các sản phẩm khí trong nước ngày càng
tăng, từ năm 1995 tổng công ty dầu khí Việt Nam bắt đầu xây dựng hệ thống thu
gom khí từ các mỏ ngoài khơi và nhà máy xử lý, chế biến các sản phẩm khí Dinh
Cố.
Nhà máy Dinh Cố là nhà máy xử lý và chế biến các sản phẩm từ khí đầu tiên
của Việt Nam, với công nghệ làm lạnh trong nhờ sử dụng các van giảm áp
(Throttle) và Turpo-Expander (Ứng dụng hiệu ứng Joule-Thomson), có làm lạnh
ngoài để tận dụng nhiệt lạnh được xem là công nghệ hiện đại nhất trên thế giới
hiện nay. Sản phẩm chính của nhà máy là: Salegas (khí thương phẩm), LPG và

Condensate. Nhà máy được thiết kế với thời gian hoạt động là 30 năm, nguồn
nguyên liệu hiện tại là khí đồng hành mỏ Bạch Hổ. Tuy nhiên, trong tương lai
không xa nguồn khí Bạch Hổ sẽ cạn kiệt (Theo dự đoán là khoảng từ 5 đến 7
năm nữa), do đó chúng ta cần phải nhanh chóng khảo sát để tìm nguồn nguyên
liệu mới nhằm duy trì sự hoạt động của nhà máy.
Từ những thực tế như vậy tác giả đã chọn đề tài:``Nghiên cứu khả năng thay
thế nguồn nguyên liệu cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố từ nguồn khí đồng
hành mỏ Bạch Hổ bằng nguồn khí tự nhiên” cho luận văn tốt nghiệp. Trong
phạm vi của luận văn này tác giả chỉ tập trung khảo sát về khả năng thay thế của
nguồn nguyên liệu khí tự nhiên Nam Côn Sơn cho Nhà máy xử lý khí Dinh cố,
những yếu tố chính ảnh hưởng đến hoạt động của nhà máy khi sử dụng nguồn
nguyên liệu này, đồng thời kết hợp nghiên cứu tối ưu hóa sản xuất nhằm thu
được hiệu quả kinh tế cao nhất.
Do còn nhiều hạn chế nên trong quá trình thực hiện đề tài không tránh khỏi
những thiếu sót, kính mong quý thầy cô, các anh chị, các bạn cùng ngành giúp đỡ
và góp ý để tác giả có thể bổ sung cho những kiến thức còn hạn chế của mình
đồng thời để luận văn được hoàn thiện hơn.


Luận văn thạc só

5

ABSTRACT
The first gas processing plant in VietNam, GPP Dinh Co was built in 1999.
It is designed to process the Bach Ho associated gas and it has three modes
of operation: AMF, MF and GPP.
The Dinh Co Project is designed for about 30 years operation; but The
Bach Ho field will be exhausted in the near future (The estimated remaining
time is about only 5 to 7 years), therefore we must find the new feed to

replace for the current one.
In this thesis, we only survey to use the Nam Con Son natural gas for GPP
Dinh Co:
• The first, we survey to find the operating parameters, which is in
the designed limitation of all current equipments
• Then, we find the the optimum mode with the objective funtion is
getting the maximum mass flow of liquid product
• The last, we improve the flowsheet and find the optimum
parameters to get the most profit.


Luận văn thạc só

6

Mục Lục
Chương I: Giới Thiệu Nhà Máy Xử Lý Khí Dinh Cố ………...…………..........7
1.1. Nguyên Liệu Hiện Tại Của Nhà Máy………………………………..…….…..8
1.2. Giới Thiệu Các Sản Phẩm: Khí Khô Thương Phẩm, LPG và Condensate..…..9
1.3. Các Chế Độ Vận Hành Của Nhà Máy…………………………...…………..13
1.4. Tối Ưu Hóa Trong Các Nhà Máy Xử Lý Khí..................................................22
Chương II: Tình Hình Nguyên Liệu Khí Của Việt Nam……………......…….27
2.1. Mỏ Lan Tây –Lan Đỏ………………………………………………………...28
2.2. Mỏ Rạng Đông…………………………...…………………………………...29
2.3. Mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng…………………………...………………………..29
2.4. Mỏ khí Tiền Hải và vùng trũng Hà Nội………..…………………….………30
Chương III: Phần Mềm Mô Phỏng Và Tối Ưu Hóa Hệ Thống Công Nghệ
Hóa Học…….………….…………………………………………..31
3.1. Giới Thiệu Chung.…….………….…………………………………………..32
3.2. Đặc Điểm Của Các Chương Trình Mô Phỏng………………..……………..33

3.3. Các Phần Mềm Mô Phỏng Công Nghệ Chế Biến Dầu & Khí…….….……..33
3.4. Phần Mềm Hysys……………………………………………………...……...34
3.5. Tối ưu hoá quy trình công nghệ sử dụng công cụ tối ưu hoá (Optimizer)…..49
Chương IV: Khảo Sát Khả Năng Thay Thế Nguồn Nguyên Liệu Cho Nhà
Máy Dinh Cố……………...…………………………………….....52
4.1. Tính Thực Tiễn Của Đề Tài………………………………………….………53
4.2. Định Hướng Nghiên Cứu…………………………………...………………...55
4.3. Các Thông Số Giới Hạn Theo Thiết Kế Của Thiết Bị.....................................56
4.4. Xây Dựng Mô Hình……………………………..…………………………….57
4.5. p Dụng Mô Hình Với Nguyên Liệu Là Khí Tự Nhiên Nam Côn Sơn.....…..64
4.6. Khảo Sát, Tối Ưu Các Thông Số (Sơ đồ công nghệ không thay đổi)…….….69
4.7. Tối Ưu Hóa Bài Toán Kinh Tế……………………………………………….83
Kết Luận ……………………………...………………………………………….95
Phụ lục 1: Sơ Đồ Công Nghệ Các Chế Độ Vận Hành Khác Nhau……………..96
Phụ lục 2: Danh Mục Các Bảng Biểu Và Hình Vẽ………………………...…..101
Phụ lục 3: Số Liệu Tính Toán Phần Mềm Của Phương n 2………………….104
Tài liệu tham khảo…………………………………………..........……….……142


Luận văn thạc só

7

CHƯƠNG I
GIỚI THIỆU NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ


Luận văn thạc só

8

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được đưa vào vận hành từ tháng 10 năm 1997, với
công suất thiết kế là 1,5 tỉ m3 khí/năm, do công ty NKK Corporation thiết kế cơ
sở, nhà thầu SAMSUNG thiết kế chi tiết và xây dựng. Nhà máy được xây dựng
tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, cách tỉnh lộ 44 khoảng
1 km, cách huyện Long Hải khoảng 6km về hướng Bắc. Nhà máy có tổng diện
tích 89600 m2, dài 329 m, rộng 280 m. Nhà máy được thiết kế trên cơ sở vận hành
24h/ngày, 350 ngày/năm, ưu tiên hàng đầu việc thu nhận toàn bộ khí từ biển vào.
Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu và xây dựng nhà máy xử lý khí
Dinh Cố bao gồm các mục đích chính sau:
• Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu
thô từ mỏ Bạch Hổ và các mỏ lân cận. (Trước đây các khí này bị đốt bỏ
rất lãng phí và gây ô nhiễm môi trường)
• Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa,
nhà máy điện Phú Mỹ và làm nguyên nhiên liệu cho các ngành công
nghiệp khác.
• Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao là LPG và Condensate.
Việc xây dựng và đưa vào hoạt động nhà máy xử lý khí Dinh Cố mang một ý
nghóa chiến lược to lớn về mặt kinh tế, tận dụng được một lượng lớn khí đồng
hành trước đây bị đốt bỏ, mang lại doanh thu từ việc bán các sản phẩm hóa lỏng
và Condensate. Ngoài ra còn tiết kiệm được một lượng ngoại tệ đáng kể chi phí
cho việc nhập khẩu các sản phẩm này từ nước ngoài. Nói chung dự án này đã
góp một phần rất lớn thúc đẩy đất nước hội nhập kinh tế, đẩy mạnh công nghiệp
hóa hiện đại hóa và đã tạo được một bước nhảy đối với nền kinh tế.

1.1. Nguyên Liệu Hiện Tại Của Nhà Máy
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy Dinh Cố theo đường ống
ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG, Condensate và khí khô.
Các sản phẩm lỏng sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn về kho cảng Thị Vải theo
ba đường ống đường kính 6 inch, khí khô được đưa về các nhà máy điện thông

qua hệ thống đường ống 16 inch để dùng làm nhiên liệu. Nhà máy chế biến khí
được xây dựng theo thiết kế bước đầu sử dụng nguyên liệu với lưu lượng là 4,3
triệu m3/ngày đêm. Hiện nay, mỏ Rạng Đông đã đi vào khai thác dầu và Tổng
Công Ty Dầu Khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng
Đông về mỏ Bạch Hổ. Do đó, toàn bộ lượng khí của mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch
Hổ được nén và dẫn chung vào bờ, tổng lưu lượng khí hiện tại cung cấp cho nhà
máy khí Dinh Cố là khoảng 5,8 triẹâu m3/ngày.


Luận văn thạc só

9

Bảng 1.1: Một số đặc tính kỹ thuật của nguyên liệu Bạch Hổ
Đặc tính kỹ thuật
Lưu lượng
Nhiệt độ
p suất
Khối lượng riêng ở 450C, 125 bar
Độ nhớt
Phân tử lượng
Nhiệt trị toàn phần
Thành phần
C1
C2
C3
i-C4
n- C4
i-C5
n- C5

C6+
H2O
CO2
N2

Đơn vị tính
m /ngày
0
C
Bar
Kg/m3
Cp
g/mol
MJ/m3
3

%mol

Giá trị
5.8*106
27
75
165.1
0.0202
23.6
52.0
74.278
12.084
7.005
1.612

2.362
0.671
0.728
0.914
0.018
0.327

1.2. Giới Thiệu Các Sản Phẩm: Khí Khô Thương Phẩm, LPG và Condensate
Các hydrocarbon khí và lỏng là những nguyên liệu rất quan trọng đối với
nhiều lónh vực sản xuất và đời sống, đây là nguồn năng lượng không thể thay thế
trong một tương lai gần. Đặc biệt là các hydrocarbon khí, chúng có năng suất tỏa
nhiệt cao, khi cháy cho ít khói và cháy hoàn toàn do đó ít gây ô nhiễm môi
trường. Ngày nay nó được sử dụng làm nhiên liệu cho rất nhiều ngành công
nghiệp, làm chất đốt dân dụng, dần thay thế cho các loại xăng dầu chạy xe máy,
ôtô…Khí hydrocarbon còn là nguyên liệu để sản xuất các sản phẩm trung gian
cho công nghiệp hóa dầu như trong sản xuất: phân đạm, phân hữu cơ, polyme và
các nguyên liệu tổng hợp khác.
1.2.1. Khí Khô Thương Phẩm (Salegas)
Khí khô thương phẩm là khí đã qua chế biến, đáp ứng được các yêu cầu tiêu
chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thỏa mãn yêu cầu của khách hàng về
các chỉ tiêu áp suất hơi bão hòa, khả năng bay hơi, nhiệt trị...


Luận văn thạc só

10

Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (≥ 90%) và C2H6, tuy nhiên tùy theo
điều kiện xử lý mà thành phần khí có thay đổi.
Chỉ tiêu chất lượng: khí khô có thể bị lẫn các hydrocarbon nặng hơn và một

vài tạp chất khác như: H2S, CO2, N2 và hơi nước, do đó để đáp ứng nhu cầu về
nhiên liệu khí khô phải đạt những chỉ tiêu chất lượng sau:

Bảng 1.2: Chỉ tiêu chất lượng đối với khí khô thương phẩm
Tên chỉ tiêu
Nhiệt độ điểm sương của
nước ở 45 bar
Nhiệt độ điểm sương của
hydrocarbon ở 45 bar
Hàm lượng tạp chất có
đường kính ≤10μm
Hàm lượng H2S
Hàm lượng lưu huỳnh tổng
Nhiệt trị toàn phần
p suất
Thành phần khí
N2
CO2
C4+

Đơn vị
tính
0
C

Chất lượng
đăng ký
<5

Phương pháp

phân tích
ASTM D1142-95

C

<5

ppm

≤ 30

ppm
ppm

≤ 24
≤ 36
≥ 37
≥4350

Tính toán theo
thành phần khí
Phương pháp trọng
lượng
ASTM D2385-81
ASTM D2385-81
ASTM D3588-91
Theo yều cầu của
nhà máy điện
ASTM D1945-96

0

MJ/m3
Kpa

%mol

<3
<3
<3

Khí salegas được vận chuyển từ GPP Dinh Cố đến các nhà máy điện bằng
đường ống dẫn khí cao áp đến 50 bar, đường kính 16 inches. Trong quá trình vận
chuyển khí thương phẩm cần đảm bảo các tiêu chuẩn về an toàn của Việt Nam là
TCVN-3254-89 và TCVN-3255-86.
1.2.2. LPG
LPG là cụm từ viết tắt của Liquefied Petrolium Gas, tức là khí dầu mỏ hóa
lỏng, thu được từ các quá trình chế biến dầu mỏ hay quá trình xử lý khí tự nhiên
và khí đồng hành, chúng bao gồm hỗn hợp của các hydrocarbon khác nhau với
thành phần chủ yếu là Propan và Butan.
a. Thành phần của LPG
Thành phần hóa học chủ yếu của LPG là các hydrocarbon mạch parafin, có
công thức chung là CnH2n+2 như: Propan (C3H8), Butan (C4H10). Ngoài ra chúng có
thể có Etan (C2H6), Pentan (C5H12) và Butadiene-1,3 (C4H6) nhưng với hàm lượng


Luận văn thạc só

11

rất nhỏ. Trong LPG còn chứa chất tạo mùi Mercaptan (R-SH) với tỷ lệ pha trộn
nhất định (Nhà máy GPP hiện đang áp dụng là 25ppm) để khi có rò rỉ thì chúng
ta có thể nhận biết được bằng khứu giác.
Đối với LPG đóng chai để sử dụng như nhiên liệu thì cần bay hơi ở điều kiện
môi trường nên thành phần chủ yếu là Propan và Butan với tỷ lệ của chúng cần
thích hợp với điều kiện thời tiết và điều kiện chai LPG được nạp đầy đủ.
Đối với nhu cầu công nghiệp, khí thường được hóa lỏng nhờ thiết bị làm lạnh
bên ngoài hỗ trợ, thành phần chủ yếu vẫn là Propan hoặc Butan. Nếu sản phẩm
là Propan thì thành phần C4+ chiếm tối đa là 2%, nếu sản phẩm là Butan thì thành
phần C5+ chiếm tối đa là 2%. Thành phần LPG phải đảm bảo khả năng có thể bay
hơi 95% thể tích lỏng ở điều kiện nhiệt độ quy định.
b. Chỉ tiêu chất lượng của LPG

Bảng 1.3: Chỉ tiêu chất lượng đối với khí hoá lỏng LPG
Tên chỉ tiêu

Đơn vị tính

Giá trị

Phương pháp
phân tích

Psi, max

<210.2

ASTM D1267-87

bar, max

<14.30

ppm, max

<140

ASTM D2784-89

Hàm lượng nước tự do

% khối lượng

0

ASTM D95

Độ ăn mòn tấm đồng
trong 1h ở 37,80C

-

Loại 1

ASTM D1838-91

ppm

0

ASTM D2420-91

p suất hơi ở 37,80C
Hàm lượng S

Hàm lượng H2S

ASTM D2163-91

Thành phần
C2-

%mol, max

<2

C5+

%mol, max

<2

LPG từ nhà máy Dinh Cố được vận chuyển bằng đường ống về kho cảng Thị
Vải. LPG được tồn trữ, bảo quản trong các bồn chứa chuyên dụng ở áp suất trung
bình và nhiệt độ môi trường, sau đó LPG được vận chuyển bằng xe bồn hoặc tàu
thủy chuyên dụng đến các trạm chiết nạp.
LPG là sản phẩm rất dễ cháy nổ do đó trong quá trình bảo quản và vận
chuyển đòi hỏi phải đảm bảo các tiêu chuẩn rất khắc khe và tiêu chuẩn hiện
đang được áp dụng là tiêu chuẩn TCVN-6223-96

Luận văn thạc só

12

1.2.3. Condensate
Condensate là hỗn hợp các hydrocarbon lỏng dễ bay hơi, các hydrocarbon này
có phân tử lượng cao hơn Propan và Butan, được gọi chung là C5+.
Condensate thường được tách ra từ khí đồng hành hoặc khí thiên nhiên. Trong
điều kiện nhiệt độ và áp suất dưới mỏ, Condensate tồn tại ở dạng khí, sau khi
khai thác, ở điều kiện thường nó ngưng tụ thành dạng lỏng. Do vậy Condensate
còn được gọi là khí ngưng tụ.
a. Thành phần và các đặc tính hóa lý của Condensate
Thành phần cơ bản của Condensate là các hydrocarbon no từ C5 - C11. Tùy
thuộc vào nguồn gốc, ngoài các hydrocarbon no, Condensate còn chứa các
hydrocarbon mạch vòng, các nhân thơm, một số tạp chất như: H2S, mercaptan,
các muối vô cơ, các kim loại nặng…, các tạp chất này có ảnh hưởng rất lớn tới
giá trị sử dụng do liên quan đến công nghệ ở các giai đoạn chế biến tiếp theo
Để bảo đảm các đặc tính kinh tế, kỹ thuật trong vận chuyển, tàng trữ và chế
biến, Condensate phải được ổn định theo các tiêu chuẩn thương mại, trong đó
quan trọng nhất là tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa.
b. Chỉ tiêu chất lượng của Condensate

Bảng 1.4: Chỉ tiêu chất lượng đối với Condensate thương phẩm
Tên chỉ tiêu

Đơn vị tính

Tỷ trọng ở 150C
Áp suất hơi bão hòa

ở 37,80C
Hàm lượng lưu
huỳnh
Hàm lượng nước
Hàm lượng cặn lắng
Axit tổng
Cốc cặn 10% đáy
Ăn mòn tấm đồng
trong 3h ở 500C
Hàm lượng tro

Kg/l
Psi, max
bar
% khối
lượng, max
%thể tích
%khối lượng
mg KOH/g
%khối lượng
-

Hàm lượng muối
Hàm lượng mercaptan

%khối
lượng, max
mg/l
Ppm, max

Mức chất
lượng đăng ký
Max=11.2
Max=0.76
Max= 0.25

Phương pháp
phân tích
ASTM D1298-90
ASTM D323-94

Max= 0.1
Max= 0.01
Max= 0.033
0.5
Loaïi 1

ASTM D95-90
ASTM D473-95
ASTM D974-95
ASTM D189-95
ASTM D130-94

Max= 0.005

ASTM D482-95

Max= 10
Max= 40

ASTM D3230-89
ASTM D3227-96

ASTM D1552-95


Luận văn thạc só

13

Chỉ số octan (RON)

Min

IBP
50%
FBP
Phần cất sau 1700C
Hàm lượng C1-C4
Hàm lượng cặn

0

Chưng cất

C
C
0
C
%thể tích

%thể tích
%thể tích
0

45
min = 30
min = 65
min = 150
max = 20
max = 2
max =2

ASTM D2699-95
ASTM D86-96

Tiêu chuẩn bảo quản và vận chuyển Condensate hiện đang được áp dụng là
các tiêu chuẩn TCVN-3254-98 và TCVN-3255-86.

1.3. Các Chế Độ Vận Hành Của Nhà Máy
Nhà máy có ba chế độ vận hành là AMF, MF và GPP. Sở dó cả ba chế độ này
đều được áp dụng là do thời gian xây dựng và đưa vào sử dụng quá ngắn trong
khi một số thiết bị chưa kịp sản xuất và vận chuyển đến kịp thời mà yêu cầu nhà
máy cần nhanh chóng tiếp nhận dòng khí từ ngoài khơi vào do vậy nhà máy được
vận hành lần lượt theo các chế độ trên với số thiết bị hoạt động tăng dần. Mặt
khác để nhà máy hoạt động linh hoạt hơn trong trường hợp cần bảo dưỡng hay
sửa chữa một thiết bị nào đó, chúng ta có thể chuyển đổi sang các chế độ vận
hành khác nhau.
1.3.1. Chế độ vận hành AMF (Absortluted Minimum Facility)
Đây là chế độ hoạt động của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động là
tối thiểu tuyệt đối. Giai đoạn này hoạt động với mục đích cung cấp khí thương

phẩm gia dụng, cho các nhà máy điện, đồng thời cũng thu một lượng Condensate
với sản lượng 340 tấn/ngày. Chế độ AMF là chế độ dự phòng cho chế độ MF
trong trường hợp chế độ MF và GPP không thể hoạt động được như: xảy ra sự cố,
sửa chữa, bảo dưỡng…
Sơ đồ chế độ vận hành AMF được trình bày trong phụ lục 1.
a. Mô tả các thiết bị trong chế độ AMF
• Slug-Catcher (SC-01/02): là cụm thu gom chất lỏng, tại đây xảy ra quá
trình tách thô lỏng - khí từ hỗn hợp hai pha của dòng khí từ ngoài khơi vào.
SC-01/02 được đặt tại đầu vào của nhà máy với áp suất thiết kế là 190
bar, nhiệt độ phụ thuộc vào nhiệt độ của môi trường.
• Slug Catcher liquid flash Drum(V-03): là thiết bị thu nhận lỏng từ SC01/02, áp suất giảm còn 75 bar, nhiệt độ 200C, tại đây tiếp tục quá trình
tách các hydrocarbon nhẹ.


Luận văn thạc só

14

• Deethanizer(C-01): đây là một tháp đóa dạng van, gồm 32 đóa, vận hành
ở áp suất 20 bar, nhiệt độ đáy 1940C, nguyên liệu nạp vào đóa thứ 14 (ở
chế độ AMF), vào đóa thứ 20 (ở chế độ MF và GPP). Tháp tách Etan có
nhiệm vụ loại các hydrocarbon nhẹ C1, C2 ra khỏi sản phẩm lỏng, cung cấp
khí khô cho các nhà máy điện và bước đầu ổn định Condensate.
• Jet Compressor (bơm hòa dòng EJ-01A/B/C): cụm thiết bị dùng để giảm
áp suất của khí ra từ SC-01/02 có áp suất 109 bar xuống còn 47 bar trước
khi đưa vào tháp tinh cất C-05.
• Rectifier (Tháp tinh cất C-05): thiết bị tinh cất này là một tháp gồm 12
đóa, vận hành ở áp suất 45 bar, nhiệt độ 210C, tại đây xảy ra quá trình tách
tinh khí bằng phương pháp ngưng tụ.
b. Mô tả chế độ AMF

Dòng khí nguyên liệu từ ngoài khơi được vận chuyển theo đường ống đường
kính 16 inch vào nhà máy với áp suất 109 bar, nhiệt độ 260C qua thiết bị SlugCatcher, dòng khí và dòng lỏng được tách ra theo các đường riêng biệt, phần lớn
nước lẫn trong hydrocarbon được tách và thải ra từ thiết bị này.
Dòng hydrocarbon từ Slug-Catcher được giảm áp và đưa vào bình tách V-03
hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 200C để tách thêm phần nước còn sót lẫn lại
trong hydocarbon lỏng. Khi giảm áp suất từ 109 bar xuống 75 bar một phần
hydrocarbon nhẹ hấp phụ trong lỏng được tách ra nhưng do hiệu ứng JouleThomson đồng thời vơí việc giảm áp suất, nhiệt độ sẽ giảm xuống thấp hơn nhiệt
độ tạo thành hydrat, để tránh hiện tượng này bình được gia nhiệt đến 200C bằng
dầu nóng ra từ thiết bị E-07. Dòng hydrocarbon lỏng ra khỏi V-03 được gia nhiệt
tại thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B trước khi đưa vào tháp C-01.
Dòng khí thoát ra từ Slug-Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để tách
triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí. khí thoát ra từ V-08 được dùng để
hút khí từ C-01 thông qua các bơm hòa dòng EJ. Đầu ra của các bơm hòa dòng
EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 210C, dòng hai pha này
được nạp vào tháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03. (Áp suất 47 bar
cũng chính là áp suất làm việc của tháp C-05)
Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do hệ thống bơm hòa dòng
đưa vào, dòng khí ra khỏi đỉnh tháp là khí thương phẩm dùng để cung cấp cho các
nhà máy điện, hydrocarbon lỏng từ đáy C-05 được đưa sang tháp tách Etan C-01.
Như vậy trong chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào, dòng
thứ nhất là hydrocarbon lỏng từ bình tách V-03 được đưa vào đóa thứ 14, dòng thứ
hai là dòng hydrocarbon lỏng từ đáy tháp C-05 được đưa vào đóa trên cùng của


Luận văn thạc só

15

tháp C-01, tại đây hầu hết các thành phần C1, C2 được tách khỏi hỗn hợp nạp vào.
Hỗn hợp lỏng từ đáy của C-01 được tận dụng để gia nhiệt cho hỗn hợp đầu vào

của chính nó đến từ tháp V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, sau đó được
làm lạnh tại E-09 trước khi được đưa ra đường ống hoặc vào bồn chứa
Condensate TK-21.
1.3.2. Chế độ vận hành MF (Minimum Facility)
Đây là chế độ vận hành của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động tối
thiểu. Chế độ MF được phát triển từ chế độ AMF nhằm mục đích thu hồi sản
phẩm LPG với sản lượng 630 (tấn/ngày) và Condensate với sản lượng 380
(tấn/ngày), đây là chế độ dự phòng trong trường hợp không thể vận hành nhà
máy theo chế độ GPP.
Sơ đồ chế độ vận hành MF được trình bày trong phụ lục 1.
a. Mô tả các thiết bị trong chế độ MF
Ngoài các thiết bị trong giai đoạn AMF, trong giai đoạn MF có thêm các thiết
bị chính sau:
• Tháp ổn định Condensate (Stabilizer C-02): là tháp đóa dạng van gồm
32 đóa vận hành ở áp suất 11 bar, nhiệt độ ở đỉnh là 600C, nhiệt độ đáy là
1540C, tại đây xảy ra quá trình tách riêng Condensate và Bupro dựa vào
khả năng bay hơi khác nhau của các cấu tử.
• Tháp tách nước (Dehydration and Regeneration V-06A/B): là các tháp
hấp phụ sử dụng chất hấp phụ rắn, được vận hành ở áp suất 109 bar, tại
đây xảy ra quá trình tách nước trong khí ẩm bằng phương pháp hấp phụ
nhằm giảm nhiệt độ điểm sương của khí xuống dưới -750C.
• Các thiết bị trao đổi nhiệt (Exchanger E-14, E-20): khí đi ra từ V-06A/B
được phân làm hai dòng với tỉ lệ 40:60 đưa vào E-14 và E-20 để trao đổi
nhiệt với khí và lỏng ra ở đỉnh và đáy tháp C-05 nhằm giảm nhiệt độ khí
đầu vào tháp C-05 (không dùng bơm hòa dòng).
• OVHD Compressor (K-01): là thiết bị nén dùng để tăng áp suất khí từ
đỉnh C-01 lên 45 bar để đưa vào dòng khí thương phẩm.
• Máy nén K-04A/B: dùng để nén khí tái sinh cho tháp V-06A/B.
b. Mô tả chế độ MF
Dòng khí ra từ Slug-Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08 để tách nước,

hydrocarbon lỏng, dầu nhờn và các hạt rắn, tác dụng của V-08 là bảo vệ lớp chất
hấp phụ trong V-06 khỏi bị hỏng và tăng tuổi thọ của chúng. Dòng khí khô ra
khỏi V-06A/B được đưa đồng thời đến hai thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và E-20 với


Luận văn thạc só

16

mục đích làm lạnh sâu để hóa lỏng khí. Dòng khí sau khi ra khỏi E-14 và E-20 là
dòng hai pha lỏng - khí được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng.
Khí ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -18.50C được đưa đến thiết bị trao đổi
nhiệt nhằm hai mục đích:
• Làm tác nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại thiết bị trao đổi
nhiệt E-14 (Nhiệt độ giảm từ 260C xuống -170C) trước khi được làm lạnh
bậc hai tại van giãn nỡ FV-1001.
• Tăng nhiệt độ cho chính dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 lên đến nhiệt độ
yêu cầu cần cung cấp cho các nhà máy điện.
Lỏng ra từ đáy tháp C-05 có nhiệt độ -26.80C vào thiết bị trao đổi nhiệt E-20
để làm lạnh dòng nguyên liệu của tháp C-05 từ nhiệt độ 260C xuống còn 190C,
đồng thời cũng gia nhiệt cho chính dòng lỏng từ C-05 trước khi được nạp vào đóa
trên cùng của tháp C-01.
Hai tháp hấp phụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì
tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thưc hiện nhờ sự cấp nhiệt của dòng khí
thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 2200C bằng dòng dầu nóng tại E-18,
dòng khí này sau khi ra khỏi V-06A/B được tái làm nguội tại E-14 và tách lỏng ở
V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF tương tự như AMF chỉ khác ở chỗ: khí ra ở
V-03 được đưa đến tháp C-01 thay vì đưa vào tháp C-05 như trong chế độ AMF.
Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được thêm vào để thu hồi Bupro, đồng thời

tách một phần C1, C2 còn sót lại. Kết quả, chúng ta thu được nhiều LPG hơn và
sản phẩm lỏng có chất lượng tốt hơn.
Trong chế độ MF tháp C-01 có ba dòng nguyên liệu được đưa vào:
• Dòng lỏng đến từ V-03 được gia nhiệt từ 200C lên 800C tại thiết bị trao đổi
nhiệt E-04A/B nhờ dòng lỏng nóng ra từ tháp ổn định C-02.
• Dòng lỏng đến từ đáy tháp C-05 được đưa vào đóa trên cùng.
• Dòng khí từ đỉnh V-03 được đưa vào đóa thứ 2 và thứ 3.
Tại C-01 các hydrocarbon nhẹ C1, C2 được tách ra và đi lên đỉnh tháp, sau đó
được nén từ áp suất 25 bar lên 75 bar nhờ máy nén K-01 trước khi đưa vào đường
khí thương phẩm. Phần lỏng ra từ C-01 được đưa vào đóa thứ 11 của tháp C-02.
Tháp C-02 làm việc ở áp suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 600C, nhiệt độ đáy 1540C,
tại đây C5+ được tách ra và đi ra ở đáy tháp, sau đó chúng được dẫn qua bộ trao
đổi nhiệt E-04 để gia nhiệt cho hỗn hợp đầu vào của tháp. Sau khi ra khỏi E-04


Luận văn thạc só

17

lượng lỏng này được đưa đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-09 đề làm nguội
trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa Condensate thương phẩm TK21.
Hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là Bupro, hơi Bupro được ngưng tụ tại thiết bị làm
mát bằng không khí E-02, một phần được hồi lưu lại tháp C-02, phần còn lại được
đưa đến bồn chứa V-21A/B hoặc đưa vào đường ống vận chuyển LPG đến kho
cảng Thị Vải.
1.3.3. Chế Độ Vận Hành GPP (Gas Processing Plant)
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy Dinh Cố, lúc này nhà máy bao gồm
các thiết bị hoàn chỉnh bược hoàn thiện từ cụm thiết bị MF với mục đích thu hồi
triệt để Condensate, Propan và Butan. Khi hoạt động ở chế độ GPP, hiệu suất thu
hồi các sản phẩm lỏng cao hơn so với các chế độ AMF và MF. Sản lượng của nhà

máy trong chế độ GPP như sau:
• Khí thương phẩm: 3.3 triệu m3/ngày.
• Propan

: 540 tấn/ngày.

• Butan

: 415 tấn/ngày.

• Condensate

: 400 tấn/ngày.

Sơ đồ chế độ vận hành GPP được trình bày trong phụ lục 1.
a. Mô tả các thiết bị chính
Ngoài các thiết bị chính có trong chế độ vận hành MF, ở chế độ GPP được bổ
sung thêm một số thiết bị sau:
• Turbo Expander/Compressor (CC-01): là thiết bị giãn nở khí vận hành
nhằm giảm nhiệt độ khí đầâu vào C-05 nhờ sự giãn nở từ 109 bar xuống
33.5 bar, đồng thời tăng áp suất dòng khí ra ở đỉnh C-05 từ 33.5 bar lên 47
bar tại đầu nén trước khi đưa dòng khí này vào đường khí thương phẩm.
• Splitter (Tháp tách riêng Propan và Butan, C-03): đây là tháp đóa dạng van
gồm 30 đóa, đóa tiếp liệu là đóa thứ 14 vận hành ở áp suất 16 bar, nhiệt độ
970C. Tại đây xảy ra quá trình tách riêng Propan và Butan.
• Máy nén K-02, K-03: là các máy nén pittông một giai đoạn, được dùng để
tăng áp suất khí từ đỉnh C-01 lên 109 bar trước khi vào lại V-06A/B.
• Tháp Stripper C-04 (Thiết bị cất khí nhẹ): là tháp đóa dạng van gồm 6 đóa
vận hành ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 400C. Tại đây lỏng từ C-03 được đưa
vào tách nước bởi tác nhân khí nóng.

Luận văn thạc só

18

b. Mô tả chế độ vận hành GPP
Khí đồng hành từ ngoài khơi vào có áp suất 109 bar, nhiệt độ 260C được tiếp
nhận tại Slug-Catcher, tại đây hai pha lỏng - khí được tách riêng ra, sau đó:
• Dòng lỏng được loại một phần nước và đưa vào thiết bị tách ba pha V-03
để xử lý tiếp. Bình này hoạt động ở áp suất 75 bar và nhiệt độ 180C.
• Dòng khí được đưa qua các thiết bị tách thứ cấp hai pha Lỏng - Hơi V-08
để tách phần lỏng còn lại, phần lỏng tách ra ở V-08 được đưa sang thiết bị
tách ba pha V-03 để xử lí tiếp, còn dòng khí tách ra tại V-08 được đưa vào
tháp tách V-06A/B dùng chất hấp phụ rắn để tách hydrate.
Dòng khí khô ra khỏi tháp V-06A/B sau khi được lọc bụi ở thiết bị lọc F01A/B được chia làm hai phần:
• Phần thứ nhất khoảng 2/3 lượng khí được đưa vào đầu Expander của thiết
bị Turbo-Expander CC-01, tại đây khí giãn nở từ áp suất 109 bar xuống
còn 33.5 bar, đồng thời do hiệu ứng Joule-Thomson nhiệt độ cũng giảm
xuống còn -180C, dòng khí này sẽ được đưa vào đáy tháp tinh cất C-05 để
tách sơ bộ các hợp phần nhẹ.
• Phần thứ hai khoảng 1/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được đưa sang thiết bị
trao đổi nhiệt E-14 để làm lạnh từ 260C xuống -33.50C nhờ dòng khí lạnh
từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -42.50C, sau đó nhờ van giảm áp FV-1001
khí được giãn nở đoạn nhiệt từ 109 bar xuống 47.5 bar đồng thời nhiệt độ
cũng giảm từ -350C xuống -620C sau đó được đưa vào đỉnh tháp C-05.
Tháp tinh cất C-05 làm việc ở áp suất 33.5 bar, nhiệt độ ở đỉnh -42.50C, nhiệt
độ đáy -200C. Khí ra ở đỉnh C-05 được sử dụng để làm lạnh khí đầu vào thông
qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14, sau đó được nén tại đầu nén của thiết bị CC-01
và được đưa ra đường khí thương phẩm. Lỏng ra khỏi đáy tháp C-05 được nạp

vào đóa thứ nhất của tháp C-01 để xử lý tiếp.
Khí thoát ra ở đỉnh C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar sau đó
được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08 với tác nhân lạnh là dòng lỏng đến
từ V-03 có nhiệt độ 200C, sau đó được đưa vào tháp tách khí nhẹ C-04 để tách
nước và hydrocarbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng đến từ V-03.
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47.5 bar, nhiệt độ đỉnh 400C, nhiệt độ đáy 440C,
khí ra ở đỉnh C-04 được máy nén K-02 nén đến áp suất 75 bar sau đó được làm
lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không khí E-19. Dòng khí thoát ra từ E-19 được
trộn với lượng khí tách ra từ bình tách V-03 và được máy nén K-03 nén đến áp
suất 109 bar, tiếp tục được làm lạnh tại E-13 và nhập vào dòng khí nguyên liệu.


Luận văn thạc só

19

Tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 290C, nhiệt độ đáy 1090C.
Lỏng ra ở đáy của C-01 chủ yếu là C3+ được đưa đến tháp ổn định C-02 để xử lý
tiếp.
Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 550C, nhiệt độ đáy
bằng 1340C có nhiệm vụ tách riêng Condensate và Bupro. Hỗn hợp khí ra ở đỉnh
của C-02 là hỗn hợp Bupro được ngưng tụ toàn bộ ở nhiệt độ 430C tại thiết bị
ngưng tụ bằng không khí E-02 sau đó được đưa vào bình hồi lưu V-02, một phần
Bupro được hồi lưu lại tháp C-02 nhờ bơm P-01A/B (Mục đích của bơm P-01A/B
là bù đắp sự chênh lệch áp suất giữa tháp C-01 là 11 bar và tháp C-02 là 16 bar).
Phần lớn Bupro được gia nhiệt ở thiết bị gia nhiệt E-17 với tác nhân gia nhiệt
được lấy từ chính đáy tháp C-03 sau đó được nạp lại vào tháp C-03. Sản phẩm
đáy của C-02 là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc đường ống
dẫn Condensate về kho cảng Thị Vải.
Tháp C-03 có nhiệm vụ tách riêng C3 và Cø4 ra khỏi Bupro. Khí ở đỉnh C-03 là

hơi của Propan, được ngưng tụ toàn bộ ở nhiệt độ 460C tại thiết bị làm mát bằng
không khí E-11 sau đó được đưa vào thiết bị chứa hồi lưu V-05, một phần được
hồi lưu lại tháp C-03, phần lớn Propan lỏng còn lại là Propan thương phẩm được
đưa ra ống dẫn Propan hoặc bồn chứa. Butan ra ở đáy tháp C-03 được thiết bị gia
nhiệt dùng dầu nóng (ở 970C) E-10 đun sôi để làm tác nhân cấp nhiệt cho E-17
sau khi cấp nhiệt dòng này lại được làm mát tại E-12, nhiệt độ hạ xuống còn
450C, cuối cùng được đưa vào ống dẫn Butan.
1.3.4. Chế Độ Vận Hành GPP Chuyển Đổi (Hiện tại)
Chế độ GPP chuyển đổi được phát triển dựa trên chế độ GPP thiết kế nhằm
mục đích tăng lưu lượng khí đầu vào nhà máy từ 4.8 (triệu m3 khí ẩm/ngày) lên
5.8 triệu (m3/ngày), do từ cuối năm 2002 nhà máy tiếp nhận thêm khoảng 1 triệu
(m3/ngày) từ mỏ Rạng Đông.
Sơ đồ chế độ vận hành GPP chuyển đổi được trình bày trong phụ lục 1.
Trong chế độ GPP chuyển đổi ngoài các thiết bị trong chế độ GPP ban đầu, có
bổ sung thêm các thiết bị sau:
• Bình tách Khí - Lỏng V-101.
• Trạm nén khí đầu vào gồm 4 máy nén K-1011A/B/C/D với ba máy hoạt
động và máy còn lại dự phòng.
Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, đầu
tiên cũng được đưa vào hệ thống Slug-Catcher để tách Condensate và nước trong
điều kiện áp suất 60 - 70 bar, nhiệt độ 23 - 280C tùy theo nhiệt độ môi trường.


Luận văn thạc só

20

Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug-catcher được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03,
làm việc ở nhiệt độ 200C, áp suất 47 bar (thấp hơn so với áp suất ở chế độ GPP
thiết kế là 75 bar) nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng đến từ bình tách V-101

của dòng Bypass.
Hỗn hợp khí ra khỏi Slug-catcher được chia làm hai dòng:
• Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu (m3 khí ẩm/ngày) được đưa qua van giảm
áp PV-106 để giảm áp suất từ 60-70 bar đến áp suất 54 bar và đi vào thiết
bị tách lỏng V-101 để tách riêng lỏng và khí. Lỏng đi ra ở đáy bình tách V101 được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03 để tách sâu hơn, còn khí ra ở
đỉnh bình tách V-101 được sử dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các
nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16 inch.
• Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 4.9 triệu m3
(khí ẩm/ngày) được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-1011A/B/C/D để
nén từ áp suất 60-70 bar lên áp suất theo thiết kế là109 bar với nhiệt độ
400C, dòng khí này được đưa vào thiết bị lọc V-08 để tách tinh lượng lỏng
còn lại trong khí và lọc bụi bẩn. Dòng khí ra khỏi V-08 được đưa vào thiết
bị V-06A/B để tách loại nước trong không khí với mục đích tránh tạo
hydrate trong quá trình làm lạnh khí, sau đó được đưa qua thiết bị lọc F01A/B để tách lọc bụi bẩn có trong khí. Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08
được đưa vào bình tách ba pha V-03 để xử lý tiếp.
Dòng khí sau khi được tách nước ở V-06A/B và lọc bụi ở F-01A/B là khí khô,
dòng này được chia làm hai phần:
• Phần thứ nhất khoảng 1/3 lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị trao
đổi nhiệt (E-14) để thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với dòng khí có nhiệt
độ -450C đi ra từ đỉnh tháp tinh cất (C-05), qua đây nhiệt độ của dòng khí
giảm đến -350C. Sau khi thực hiện quá trình làm lạnh nhờ trao đổi nhiệt,
dòng khí được đưa qua van tiết lưu FV-1001 để giảm áp xuống tới 37 bar.
Đồng thời với quá trình giảm áp suất thì nhiệt độ của dòng khí cũng giảm
xuống tới -650C. Lúc này dòng khí chứa khoảng 56% mol lỏng và được đưa
vào đóa trên cùng của thiết bị tinh cất C-05 như một dòng hồi lưu ngoài.
• Phần thứ hai khoảng 2/3 dòng khí còn lại được đưa vào đầu giãn của thiết
bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp suất từ 109 bar xuống 37 bar và nhiệt
độ giảm xuống -120C. Dòng khí lạnh này sau đó được đưa vào đáy của
tháp tinh cất C-05.
Như vậy, khí khô ra khỏi thiết bị lọc F01A/B được tách ra và đưa sang các

thiết bị E-14 và CC-01 để làm lạnh sau đó đưa vào tháp tinh cất C-05, hoạt động
ở áp suất 37 bar, nhiệt độ của đỉnh tháp và đáy tháp tương ứng là -45 và -150C,


Luận văn thạc só

21

tại đây khí (chủ yếu là Metan và Etan) được tách ra ở đỉnh tháp. Thành phần pha
lỏng (chủ yếu là Propan và các cấu tử nặng hơn) được tách ra ởø đáy tháp.
Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 có thành phần chủ yếu là Metan và Etan
có nhiệt độ -450C được sử dụng làm tác nhân làm lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt
E-14 và sau đó được nén tới áp suất 54 bar tại đầu nén của thiết bị CC-01. Hỗn
hợp khí ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16 inch để cung cấp
cho các nhà máy điện như là khí thương phẩm.
Hỗn hợp lỏng đi ra từ đáy tháp tinh cất C-05 có thành phần là C3+ được đưa
vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài.
Trong chế độ GPP chuyển đổi tháp C-01 có ba dòng nguyên liệu đi vào là
dòng lỏng từ đáy tháp C-05 đi vào đóa trên cùng, dòng lỏng từ đáy bình tách V-03
sau khi được gia nhiệt tại E-04 được đưa vào đóa thứ 20 và dòng khí từ đỉnh V-03
vào đóa thứ 2. Tháp C-01 có nhiệm vụ tách các Hydrocarbon nhẹ như Metan và
Etan ra khỏi Condensate. khi hoạt động, tháp có áp suất 27.5 bar, nhiệt độ đỉnh
140C, nhiệt độ đáy tháp là 1090C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B. Khí
nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong
khí, sau đó được máy nén K-01 nén từ áp suất 27.5 bar đến áp suất 47.5 bar rồi
đưa vào bình tách V-13 để tách các hạt lỏng tạo ra trong quá trình nén. Dòng khí
ra khỏi V-13 được nén tiếp đến áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02, được làm mát
nhờ thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng khí ra khỏi E-19 lại được
máy nén K-03 nén đến áp suất thiết kế là 109 bar, làm mát tại thiết bị trao đổi
nhiệt E-13 và cuối cùng quay trở lại bình tách V-08 như là nguyên liệu đầu vào.

Hỗn hợp lỏng ra ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ được đưa vào bình
ổn định V-15 sau đó được đưa vào đóa thứ 11 của tháp C-02.
Tháp ổn định C-02 là một tháp đóa dạng van bao gồm 30 đóa, áp suất làm việc
11 bar, nhiệt độ đỉnh 550C, nhiệt độ đáy 1340C (Được duy trì nhờ Reboiler E-03).
Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp Bupro (gồm Propan và Butan) ra khỏi
Condensate. Hỗn hợp Bupro ra khỏi đỉnh C-01 có nhiệt độ 550C được làm mát
đến 430C nhờ thiết bị làm mát bằng quạt E-02 sau đó được đưa sang bình ổn định
V-02, một phần nhỏ Bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02 còn phần lớn được làm
nguội lần nữa tại E-12, sau đó được đưa vào bồn chứa để xuất ra xe bồn hoặc đưa
về kho cảng Thị Vải.
Condensate ra khỏi đáy tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng để gia nhiệt
cho dòng lỏng ra ởø đáy V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, đồng thời
nhiệt độ của dòng Condensate cũng giảm xuống còn 600C, sau đó được làm mát
tiếp đến 450C (là nhiệt độ an toàn để tàn trữ) tại thiết bị làm lạnh bằng quạt E09, cuối cùng được đưa vào bồn chứa hoặc dẫn về kho cảng Thị Vải.


Luận văn thạc só

22

1.4. Tối Ưu Hóa Trong Các Nhà Máy Xử Lý Khí
Trong quá trình vận hành các nhà máy nói chung và nhà máy chế biến khí nói
riêng, chúng ta cần phải lập kế hoạch sản xuất và tìm phương án tối ưu hóa nhằm
thu được hiệu quả kinh tế là cao nhất.
1.4.1. Lập kế hoạch sản xuất
Lập kế hoạch sản xuất là một công tác rất quan trọng đối với các nhà máy
sản xuất nói chung và đối với các nhà máy chế biến khí nói riêng nhằm đem lại
lợi ích kinh tế cao nhất. Nhiệm vụ là phải chỉ ra được suất lượng của từng loại
sản phẩm cần sản xuất trong một đơn vị thời gian, căn cứ trên các yếu tố ảnh
hưởng như nhu cầu tiêu thụ, biến động của thị trường dầu khí, tình hình nguyên

liệu, tình trạng vận hành của thiết bị... Ở đây, yêu cầu đặt ra là phải có một kế
hoạch tối ưu thỏa mãn các điều kiện sau:
• Các sản phẩm đưa ra tiêu thụ ngoài thị trường phải đảm bảo các chỉ tiêu
kỹ thuật và các yêu cầu về chất lượng theo các tiêu chuẩn hiện hành, cũng
như các tiêu chuẩn cam kết với nhà tiêu thụ.
• Phải phù hợp khả năng cung cấp về nguyên liệu, công xuất của máy móc,
thiết bị và nhiều điều kiện nội tại khác của nhà máy.
• Đạt được lợi ích lớn nhất về mặt kinh tế như: tiết kiệm nguyên liệu nhất,
giá thành thấp nhất, chi phí năng lượng ít nhất, cơ cấu sản phẩm hợp lý
nhất .v.v.
Việc tìm kiếm một phương án như vậy không khó nhưng không phải lúc nào
cũng thực hiện được, bởi vì trong sản xuất có rất nhiều yếu tố chi phối đến quá
trình mà chúng ta chưa dự đoán trước được, hoặc những giới hạn mà chúng ta
phải tuân theo. Trong lý thuyết quy hoạch thực nghiệm, những giới hạn ràng buộc
đó được gọi là những điều kiện biên, hoặc điều kiện ràng buộc.
Bài toán quy hoạch sẽ cho nhiều nghiệm số, trong các nghiệm số đó chúng ta
phải chọn lấy một. Nghiệm này phải thỏa mãn các điều kiện giới hạn và phải
làm cực đại hoặc cực tiểu một chỉ tiêu kinh tế nào đó. Để giải quyết vấn đề này,
chúng ta cần sử dụng các phương pháp quy hoạch toán học hay còn gọi là công
cụ tối ưu hóa. Khó khăn lớn nhất chúng ta phải khắc phục khi sử dụng phương
pháp này là đồng thời phải giải hệ nhiều phương trình và nghiệm của bài toán
quy hoạch không phải lúc nào cũng ổn định.
Việc lựa chọn phương án tối ưu trong tập hợp những phương án chấp nhận
được là một quá trình tính toán khá phức tạp, để thực hiện được quá trình tính
toán đó ta phải sử dụng những phương pháp tính riêng (có thể sử dụng phần mềm
hỗ trợ). Giải bài toán để tìm một phương án tối ưu cho sản xuất thuộc loại bài


Luận văn thạc só

23

toán tìm cực trị có điều kiện, nghóa là chúng ta phải đi tìm giá trị lớn nhất hoặc bé
nhất của hàm nhiều biến đồng thời phải thoả mãn các điều kiện ràng buộc của
các biến đó.
Trong tất cả các loại sản phẩm thị trường cần thì nhà máy nên tập trung sản
xuất loại sản phẩm có lợi nhất về mặt kinh tế. Đây là nhiệm vụ của người lập kế
hoạch sản xuất và giải pháp đúng nhất trong trường hợp này là phương án tối ưu.
Trong khi lập kế hoạch sản xuất, vấn đề có ý nghóa quan trọng nhất là phải
xác định được các tiêu chuẩn cần tối ưu. Ứng với một tiêu chuẩn tối ưu, có các
giới hạn tương ứng. Đối với một dạng bài toán tối ưu, khi chọn tiêu chuẩn tối ưu
khác nhau thì nghiệm của bài toán cũng hoàn toàn khác nhau. Tiêu chuẩn tối ưu
là một đại lượng, một chỉ số nào đó mà ta cần phải cực đại hoá hoặc cực tiểu
hóa. Tuỳ theo điều kiện cụ thể mà tiêu chuẩn tối ưu có thể là tiêu chuẩn công
nghệ hoặc tiêu chuẩn kinh tế hoặc kết hợp cả hai tiêu chuẩn này.
Trong công nghiệp chế biến dầu khí, để đạt được hiệu quả kinh tế tốt nhất tức
là mức lợi nhuận cao nhất, chúng ta cần đặt ra các tiêu chuẩn tối ưu và các tiêu
chuẩn tối ưu đó thường là các đại lượng sau:
+ Cơ cấu sản phẩm hợp lý nhất.
+ Giá thành công xưởng thấp nhất.
+ Nguyên liệu tiêu tốn ít nhất.
+ Năng suất vận hành thiết bị cao nhất.
+ Nhân lực tham gia sản xuất ít nhất.
+ Chi phí vận tải thấp nhất.
+ Dự trữ nguyên liệu và lưu kho sản phẩm hợp lý nhất.
+ Tiêu hao năng lượng ít nhất.
+ Chất lượng sản phẩm hợp lý nhất.
+ Hao phí nguyên liệu ít nhất.
+ Thời gian dừng máy do sự cố ít nhất.
+ Hao mòn thiết bị ít nhất .v.v.

Hiện nay, phần lớn các sản phẩm dầu khí sử dụng trong nước đều nhập từ
nước ngoài. Riêng các sản phẩm khí, sản xuất trong nước cũng mới chỉ đáp ứng
khoảng 30% nhu cầu tiêu thụ nội địa. Hiện nay trên cả nước, chúng ta chỉ có hai
nhà máy chế biến khí là nhà máy Dinh Cố và nhà máy khí Nam Côn Sơn (BP Sta
Oil) đều ở huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu.


Luận văn thạc só

24

Lập kế hoạch sản xuất là một trong những khâu quan trọng nhất trong công
tác quản lý. Kế hoạch sản xuất của một nhà máy, một công ty là động lực thúc
đẩy sản xuất của nhà máy, công ty đó phát triển. Một kế hoạch tối ưu bao giờ
cũng chỉ cho chúng ta một phương án cụ thể để sử dụng nhân lực, vốn đầu tư, quỹ
thời gian, quỹ thiết bị, quỹ nguyên liệu…để sản xuất các loại sản phẩm theo một
chiều hướng có lợi nhất.
1.4.2. Tối ưu hoá quá trình sản xuất
Tối ưu hoá quá trình bất kỳ là để tìm điểm thích hợp nhất (tối ưu) của hàm số
được nghiên cứu hoặc để tìm các điều kiện tối ưu tương ứng để tiến hành quá
trình đã cho. Để đánh giá điểm tối ưu, trước hết cần phải chọn các tiêu chuẩn tối
ưu hoá. Tiêu chuẩn tối ưu hóa có thể là một trong những tiêu chuẩn được liệt kê
ở phần trên.
Trên cơ sở của tiêu chuẩn đã được chọn chúng ta lập hàm mục tiêu (objective
Funtion), biểu diễn sự phụ thuộc giữa tiêu chuẩn tối ưu hóa và các thông số ảnh
hưởng đến giá trị của tiêu chuẩn tối ưu hóa này. Bài toán tối ưu hóa dẫn tới việc
tìm cực trị (cực đại hoặc cực tiểu) của hàm mục tiêu. Cần chú ý rằng bài toán tối
ưu đặt ra khi cần tìm một giải pháp ưu việt nhất để dung hòa ảnh hưởng của tất
cả các yếu tố tác dụng ngược nhau đến kết quả của quá trình, về các yếu tố đó
có thể lấy ví dụ như năng suất và hiệu suất, số lượng và chất lượng.

Quá trình tối ưu hoá có thể được thực hiện ở nhiều mức độ khác nhau trong hệ
thống công nghệ hóa học. Từ tổ hợp liên hiệp các nhà máy với nhau cùng với
mạng lưới phân phối cho đến các nhà máy riêng lẻ. Từ tổ hợp các thiết bị, dây
chuyền công nghệ cho đến từng thiết bị riêng lẻ thậm chí các cấu trúc nhỏ hơn
bên trong từng thiết bị.
Việc giải các bài toán tối ưu sử dụng nhiều công cụ toán học khác nhau. Để
thành lập một bài toán tối ưu đòi hỏi phải sử dụng các biểu thức toán học, điều
quan trọng là các biểu thức toán học phải mô tả được mục tiêu cần tối ưu hoá
trong quá trình lập kế hoạch sản xuất. Một bài toán tối ưu thường bao gồm ba
phần cơ bản sau:
• Hàm mục tiêu.
• Các phương trình ràng buộc.
• Các bất phương trình ràng buộc.
Không thể có một thuật toán hay một phương pháp đơn thuần nào có thể giải
được mọi bài toán tối ưu. Việc lực chọn phương pháp tính toán cho từng bài toán
tối ưu chủ yếu phụ thuộc vào đặc điểm của hàm mục tiêu, các ràng buộc và số
lượng các biến độc lập và phụ thuộc.


Luận văn thạc só

25

Các bước cơ bản để phân tích và giải một bài toán tối ưu:
Bước một: xây dựng mô hình định tính cho vấn đề thực tế, tức là xác định các
yếu tố có ý nghóa quan trọng nhất và xác lập các quy luật mà chúng tuân theo. Ở
đây cần phải xác định mục tiêu cần đạt được, và mục tiêu đó bị chí phối bởi
những yếu tố nào (chúng ta cần quan tâm đến những yếu tố có thể thay đổi hoặc
điều chỉnh được, được gọi là các yếu tố khả kháng).
Bước hai: xây dựng mô hình toán học cho vấn đề đang xét. Từ những tư liệu

này và ý tưởng đã được xác định ở bước một, diễn tả lại chúng dưới dạng ngôn
ngữ toán học. Chúng ta cần phải xây dựng sao cho việc phân tích cho phép hiểu
được bản chất của hiện tượng. Mô hình toán thiết lập các mối quan hệ giữa các
biến số và các tham số điều khiển hiện tượng. Việc làm quan trọng ở bước này là
xác định hàm mục tiêu, tức là một đặc trưng bằng số mà giá trị càng lớn (hoặc
càng nhỏ) của nó tương ứng với hiệu quả giải quyết vấn đề càng tốt. Tiếp theo,
phải diễn tả bằng các phương trình hoặc bất phương trình các điều kiện kinh tế kỹ
thuật. Đó là các ràng buộc toán học mà các biến số phải tuân theo.
Bước ba: sử dụng các công cụ toán học để khảo sát và giải quyết bài toán đã
thiết lập ở bước hai. Căn cứ trên bài toán đã được xây dựng cần phải chọn hoặc
xây dựng phương pháp giải cho phù hợp. Tiếp theo đó phải cụ thể hoá phương
pháp giải bằng các thuật toán tối ưu. Nếu bài toán có kích thước lớn không giải
được bằng tay thì phải sử dụng máy vi tính (sử dụng các phần mềm hỗ trợ). Trong
trường hợp này cần phải chương trình hóa thuật toán bằng ngôn ngữ lập trình
thích hợp, sau đó đưa lên máy tính để chạy và in kết quả.
Bước bốn: phân tích và kiểm tra lại kết quả tính toán thu được ở bước ba.
Trong bước này cần xác lập mức độ phù hợp của mô hình lý thuyết với vấn đề
thực tế mà nó mô tả. Để thực hiện bước này, có thể làm thực nghiệm hoặc áp
dụng các phương pháp phân tích chuyên biệt.
Sau khi thực hiện bước bốn, có hai khả năng xảy ra:
− Khả năng thứ nhất là kết quả tính toán phù hợp với thực tế. Khi đó có thể
áp dụng nó vào việc giải quyết vấn đề từ thực tế đặt ra. Nếu bài toán đặt ra có
quy mô lớn và có khả năng ứng dụng nhiều lần thì nên lập một bảng tổng kết ghi
rõ cách đặt vấn đề, mô hình toán học, thuật toán tối ưu để tiến tới xây dựng phần
mềm bảo đảm giao diện thuận tiện giữa người sử dụng và máy tính.
− Khả năng thứ hai là các kết quả tính toán không phù hợp với thực tế,
trong trường hợp này cần phải kiểm tra: