Báo cáo đồ án thực tập chuyên ngành nhà máy dinh cố (PVG)

BÁO CÁO THỰC TẬP

ĐỀ TÀI:

CƠNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ TRONG NHÀ MÁY DINH CỐ
VÀ THÁP TÁCH C – 02
Trình độ đào tạo:Đại học
Hệ đào tạo: Đại học
Ngành: Công nghệ kỹ thuật hóa học
Chun ngành: Cơng nghệ kỹ thuật hóa học
Khố học: 2018
Đơn vị thực tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố


TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆTNAM
KHOA CNKT-NNCNC

Độc Lập – Tự Do – Hạnh Phúc

NHIỆM VỤ THỰC TẬP
Đơn vị thực tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Đề tài: Cơng nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố và tháp tách C – 02
Thời gian:
Cán bộ kỹ thuật hướng dẫn:
Giáo viên hướng dẫn:
Nhóm SV thực tập:
Nhiệm vụ đề tài:
Tìm hiểu về lịch sử phát triển và mơ hình tổ chức của cơ sở sản xuất.
Tìm hiểu quy trình và thiết bị sản xuất sản phẩm.
Các nguyên liệu đang sử dụng tại cơ sở sản xuất.
Sản phẩm, các yếu tố ảnh hưởng đến chất lượng và các phương pháp kiểm tra chất

lượng sản phẩm.
Các sự cố có thể xảy ra trong q trình sản xuất.
2. Ngày bắt đầu thực hiện: 01/11/2020
3. Ngày kết thúc: 01/12/2020

Vũng Tàu, ngày tháng
Cán bộ kỹ thuật hướng dẫn

năm 2020

Giáo viên hướng dẫn
(Kí tên)


LỜI CẢM ƠN
Sau một thời gian thực tập và tìm hiểu về tình hình hoạt động sản xuất kinh
doanh của nhà máy xử lý khí Dinh Cố, trực thuộc Cơng ty TNHH chế biến và kinh
doanh các sản phẩm khí (PVGAS). Tuy thời gian ngắn nhưng việc thực tập tại đây
đã giúp chúng em cũng cố được phần kiến thức ở trường. Qua đó cũng bổ sung
những hiểu biết về thực tế hoạt động sản xuất, chức năng nhiệm vụ của từng phân
xưởng trong nhà máy. Việc hoàn thành bài báo cáo này đã kết thúc quá trình đạo tạo
của nhà trường.
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố, chúng em đã được
sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán bộ nhà máy.
Chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến anh Võ Quốc Thưởng đã
hướng dẫn chúng em hoàn thành quá trình thực tập.
Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong Bộ môn Công nghệ
Kỹ Thuật Hóa Học, trường Đại học Bà Rịa – Vũng Tàu đã truyền đạt kiến thức,
giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với quy trình sản xuất thực tế. Đặc biệt là cơ Tống
Thị Minh Thu đã tận tình giúp đỡ, chỉ dạy chúng em trong đợt thực tập này.

Cuối cùng, chúng em rất cảm ơn ban lãnh đạo Cơng ty chế biến Khí Vũng
Tàu, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và tạo điều kiện cho chúng em hoàn
thành tốt đợt Thực tập Chuyên ngành.


NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẨN
1. Thái độ, tác phong khi tham gia thực tập
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
2. Kiến thức chuyên môn
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
3. Nhận thức thực tế
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
4. Đánh giá khác
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................
5. Đánh giá kết quả thực tập
................................................................................................................................
................................................................................................................................
................................................................................................................................

................................................................................................................................
Vũng Tàu, ngày tháng

năm 2020

Giảng viên hướng dẫn

(ký và ghi rõ họ tên)


MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN..............................................................................................II
LỜI NÓI ĐẦU...........................................................................................III
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY...............................................1
1.1. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy.......................................1
1.1.1. Tổng Cơng ty Khí Việt Nam PV Gas.......................................1
1.1.2. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố...........................................2
1.1.3. Nguyên liệu đầu vào................................................................6
1.1.4. Chức năng và nhiệm vụ...........................................................7
1.1.5. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải.............7
1.2. Sản phẩm chính, phụ của nhà máy........................................................8
1.2.1. Khí thương phẩm.....................................................................8
1.2.2. Khí hóa lỏng (LPG)...............................................................10
1.2.3. Condensate............................................................................11
CHƯƠNG 2. CHẾ ĐỘ VÀ CÔNG NGHỆ VẬN HÀNH.........................13
2.1. Chế độ vận hành của nhà máy.............................................................13
2.1.1. Nguyên lý vận hành...............................................................13
2.1.2. Các chế độ vận hành của nhà máy........................................13
2.1.3. Các chế độ vận hành..............................................................14
2.1.4. Chế độ vận hành hiện tại của nhà máy (GPP CHUYỂN ĐỔI)23

2.2. CÔNG NGHỆ CỦA NHÀ MÁY............................................................26
2.2.1. Các thiết bị chính của nhà máy.............................................26
2.2.2. Quy trình cơ lập.....................................................................30
2.2.3. An tồn trong vận hành.........................................................33
CHƯƠNG 3. PHÂN ĐOẠN TÁCH LPG TỪ THÁP TÁCH C-02...........35
3.1. Sơ lược về tháp tách C – 02.................................................................35
3.1.1. Chức năng:............................................................................35
3.1.2. Điều kiện hoạt động của tháp tách C-02...............................35
3.1.3. Cấu tạo của tháp tách C – 02................................................35
3.1.4. Giới thiệu quy trình của tháp tách C-02...............................37
3.1.5. Mô tả hoạt động....................................................................37
3.2. Các sự cố thường gặp trong quá trình vận hành và cách xử lý...........38
3.2.1. Tháp C-02 thường bị ngập trong các trường hợp sau:.........38
3.2.2. Các hành động xử lý khắc phục:...........................................38
KẾT LUẬN.................................................................................................44
TÀI LIỆU THAM KHẢO..........................................................................45


DANH MỤC CÁC BẢNG, SƠ ĐỒ, HÌNH
DANH MỤC BẢ
Bảng 1. 1. Thành phần khí vào nhà máy...........................................................................6
Bảng 1. 2. Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố..................9
Bảng 1. 3. Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khơ................................................9
Bảng 1. 4. Các thơng số kỹ thuật của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố........10
Bảng 1. 5. Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở chế độ khác nhau...........11
Bảng 1. 6. Sản lượng condensate thu được khi vận hành ở chế độ khác nhau.......12Y
Bảng 2. 1. Các bước thực hiện quy trình cô lập khi nhà máy bị sự cố.................................31

DANH MỤC SƠ
Sơ đồ 1. 1. Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự của nhà máy xử lý khí Dinh Cố................4

Sơ đồ 2 1. Sơ đồ công nghệ của chế độ AMF..........................................................16
Sơ đồ 2 2. Sơ đồ công nghệ của chế độ MF.............................................................19
Sơ đồ 2 3. Sơ đồ công nghệ của chế độ GPP...........................................................22
Sơ đồ 2 4. Sơ đồ công nghệ của chế độ GPP chuyển đổi......................................25Y
Sơ đồ 3. 1. Sơ đồ cơng nghệ P&ID của tháp C – 0..............................................................36

DANH MỤC HÌNH
Hình 1. 1. Trụ sở chính cơng ty PVGAS
Hình 1. 2. Cụm chế biến khí của nhà máy Dinh Cố
Hình 1. 3. Mặt bằng khu chế biến của nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Hình 1. 4. Nhà điều hành của nhà máy chế biến khí Dinh Cố
Hình 1. 5. Dây chuyền khí của PVGas
Hình 1. 6. Bồn chứa LPG và Condensate
Hình 2. 1. Thiết bị Slug – catcher............................................................................26
Hình 2. 2. Thiết bị tách V – 03................................................................................27
Hình 2. 3. Hệ thống Ejector.....................................................................................29
Hình 2. 4. Cụm Turbo - Expander...........................................................................30
YHình 3. 1. Cấu tạo tháp C-02................................................................................35


KÝ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT
PVN: Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam
PV GAS: 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


LỜI NÓI ĐẦU
Hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm và chú trọng phát
triển. Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch của một quốc gia, nó tác động
tích cực đến việc phát triển kinh tế cũng như quốc phòng. Việt Nam là quốc gia giàu
tiềm năng về dầu khí, tuy chỉ mới bước đầu khai thác và phát triển, tiềm năng về
khai thác và chế biến dầu chưa thật sự phát triển. Tuy nhiên nền cơng nghiệp khí
Việt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêu dùng trong
nước.
Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nói
chung và năng lượng khí nói riêng phát triển với tốc độ khá nhanh và bền vững.
Tháng 10 năm 1998, nhà máy xử lý khí Dinh Cố đi vào hoạt động, đánh dấu bước
phát triển vượt bật của ngành cơng nghiệp khí Việt Nam.
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố trực thuộc cơng ty PV GAS là đơn vị trực thuộc
tập đoàn dầu khí quốc gia việt nam (PETROVIETNAM) hoạt động trong lĩnh vực
vận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí. Là nơi chế biến và cung cấp
tồn bộ các sản phẩm khí cho tồn khu vực miền nam, cũng như trên tồn quốc.
Cơng ty đã khơng ngừng phát triển nhằm nâng cao chất lượng sản phẩm, ổn định thị
trường, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước cũng như xuất khẩu. Phấn đấu để trở
thành đơn vị đi đầu trong việc phát triển kinh tế, xây dựng đất nước ngày một phồn
vinh.


CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY
1.1. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy
1.1.1. Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas

Hình 1. 1. Trụ sở chính công ty PVGAS

Địa chỉ :

101 Lê Lợi, TP. Vũng tàu, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu, Việt Nam

Tel

:

+84 (64) 832628

Fax

:

+84 (64) 838838

Email :



Web

www.pvgas.com.vn/; www.1084.com.vn/web/pvgas

:

Tháng 10 năm 1990, Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí (PV
GAS) được thành lập với 100 nhân viên.
Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt
bỏ ngồi khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máy

điện Bà Rịa.
Tháng 10 năm 1999, PVGas vận hành nhà máy xử lý khí Dinh Cố và Kho cảng
Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành tồn bộ Dự án khí Bạch Hổ. Việc hồn thành
tồn bộ Dự án khí Bạch Hổ giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khơ, LPG và
Condensate cho thị trường nội địa.
Tháng 11 năm 2002, Dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm gia
tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng cơng nghiệp ở khu vực miền Nam,
Việt Nam.


Đến ngày 04/04/2005, 15 tỷ m3 khí khơ được đưa vào bờ và cung cấp cho các
nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PV
GAS nói riêng và của ngành cơng nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.
Ngày 18/07/2007, Hội động quản trị tập đồn Dầu Khí quốc gia Việt Nam thực
hiện quyết định số 2232/QĐ-DKVN về việc thành lập Công ty mẹ - “Tổng Cơng ty
Khí”.
Tổng Cơng ty Khí là Cơng ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở
được tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên chế biến và kinh doanh sản phẩm
khí và các đơn vị trực thuộc Tập đồn Dầu Khí Việt Nam đang hoạt động trong lĩnh
vực vận chuyển, tồn trữ, chế biến, kinh doanh khí và các sản phẩm Khí.
Cơ cấu tổ chức của Tổng Cơng ty khí theo mơ hình: Hội đồng thành viên, Kiểm
sốt viên, Tổng Giám đốc, Các Phó Tổng Giám đốc, Kế tốn trưởng, các phịng/ban
chức năng và các đơn vị thành viên.

1.1.2. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố

Hình 1. 2. Cụm chế biến khí của nhà máy Dinh Cố
Nhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng cơng ty khí Việt Nam (Petro Việt Nam
gas). Được xây dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC
(Samsung Engineering Co Ltd và NNK). Công suất thiết kế ban đầu của nhà máy

này là 1.5 tỷ m3/năm và công suất sau khi lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) là
khoảng 2 tỷ m3/năm.
Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được dẫn
vào bờ theo đường ống 16”. Công suất ở giai đoạn này là 4,7 triệu m 3/ngày, áp suất
đầu vào là 109 Bar.
Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đơng với cơng suất 5,9
triệu m3/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống khoảng 85 Bar à 04 máy nén đầu vào
được lắp đặt để nâng áp suất lên 109 Bar.


Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng 540 tấn
propane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn Condensate/ngày (cơng suất thiết
kế).
Cơng suất hiện tại: Khí đầu vào: 4 triệu Sm3 / ngày
LPG: 750 – 850 tấn / ngày
Condensate: 200 - 240 tấn / ngày
Khí khơ: 3.5 - 3.6 triệu m3/ngày
Nguyên tắc ưu tiên:
Tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm, tránh đốt bỏ khí
Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24
Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa.
Nhà máy có các chế độ vận hành sau:
Chế độ AMF: sản phẩm là khí khơ và Condensate
Chế độ MF: sản phẩm là khí khơ, Condensate và bupro
Chế độ GPP: sản phẩm là khí khơ, Condensate, Butane và propane
Chế độ GPP modified.
Địa điểm xây dựng
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện Long
Điền, Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ
của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km. Diện tích nhà máy 89.600 m 2

(dài 320 m, rộng 280m).

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố


Hình 1. 3. Mặt bằng khu chế biến của nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự:
Tổng nhân sự: 99


Ban quản đốc
(2)

Văn thư-tạp
vụ
(2)
Kíp 1

Kíp 2

Tổ
HTSX
(14)

01 đội trưởng
bảo vệ

02 Cán bộ an tồn
Kíp 3

Kíp 4
01 Kỹ sư cơ khí

01 trưởng ca
02 KS cơng
nghệ
01 VHV
DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV
LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV
DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV cơng
nghệ
02 VHV
LDA
03 PCCC

04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV
DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV cơng
nghệ
02 VHV
LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS cơng
nghệ
01 VHV
DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV
LDA
03 PCCC

04 Bảo vệ
Tổng: 20

03 Kỹ sư điều khiển
01 Kỹ sư hóa
01 Kỹ sư điện
01 Kỹ sư xây dựng
04 KTV BDSC
01 KTV PTN

Sơ đồ 1. 1. Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự của nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Chức năng của các bộ phận:
 Ban quản đốc: quản lý và điều hành mọi hoạt động của nhà máy.
 Văn thư – tạp vụ: quản lý hồ sơ tài liệu, giấy tờ, công văn, phụ trách công tác
hậu cần (điều xe, chấm công, lên lịch làm việc, …)
 Đội bảo vệ:
Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy.
Bảo vệ an ninh, an toàn khu vực hành lang nhà máy.
Bảo vệ an ninh, an toàn tuyến ống nằm trong vịng bán kính 1km từ hành
lang an toàn nhà máy.
 Tổ hỗ trợ sản xuất:
Theo dõi, đánh giá chế độ vận hành, thiết bị, công nghệ
Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng
Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành


Làm việc 2 ca, 4 kíp với các chức năng:
Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của tồn bộ
q trình.
Giám sát cơng tác bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị theo định kì hoặc đột xuất

Là lực lượng phịng cháy chữa cháy tại chỗ

Hình 1. 4. Nhà điều hành của nhà máy chế biến khí Dinh Cố
Các thiết bị trong nhà máy được thiết kế có xem xét đến các yếu tố sau:
 Khoảng cách an toàn giữa các thiết bị theo các tiêu chuẩn IP tương ứng.
 Khả năng bố trí và vận hành các thiết bị PCCC.
 Phân vùng nguy hiểm.
 Mức độ vận hành
 Các công việc bảo dưỡng sửa chữa
 Bố trí hệ thống đường ống và cáp
 Cơng tác xây dựng
 Ba chế độ vận hành
 Hệ thống xả
 Mức độ tiếng ồn.
 Nhu cầu lắp đặt mở rộng.
Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí theo 6 khu vực sau:


 Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)
 Khu vực công nghệ (Process Area)
 Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)
 Khu vực Flare (Flare Area)
 Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)
 Khu vực xuất sản phẩm (Export Area)
Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng chế độ vận
hành được bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm bảo nhà máy vẫn có thể vận hành
trong khi các thiết bị của chế độ khác đang được lắp đặt.

1.1.3. Nguyên liệu đầu vào
1.1.3.1. Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu được
vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máy GPP Dinh
Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn. Khí khơ sau khi tách hydrocarbon
nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên liệu cho nhà máy
điện.
Hiện nay, do sản lượng khí từ mỏ Bạch Hổ đang giảm dần theo thời gian nên
tổng Cơng ty Khí Việt Nam (PVGAS) đang triển khai Dự án Đường ống dẫn khí
Nam Cơn Sơn 2 (NCS2) khoảng 150 km nhằm thu gom, vận chuyển khí từ các mỏ
Thiên Ưng, Đại Hùng, Sao Vàng - Đại Nguyệt về bờ nhằm cung cấp khí cho các hộ
tiêu thụ tại khu vực miền Đơng Nam Bộ.

1.1.3.2. Điều kiện nguyên liệu đầu vào
Áp suất: 109 bar
Nhiệt độ: 25,60C
Lưu lượng: 5,7 triệu m3 khí/ngày
Hàm lượng nước: chứa nước ở điều kiện vận chuyển cấp cho nhà máy. Hàm
lượng nước này sẽ được khử bằng thiết bị khử nước trước khi vào nhà máy.

Bảng 1. 1. Thành phần khí vào nhà máy
Cấu tử
Phần mol (%)
Cấu tử
Phần mol (%)
N2
0,21
C6
0,51
CO2
0,06
C7

0,26
CH4
70,85
C8
0,18
C2
13,41
C9
0,08
C3
7,5
C10
0,03
iC4
1,65
Cyclo C5
0,05
nC4
2,37
Cyclo C6
0,04
iC5
0,68
Benzen
0,04
nC5
0,73
H2 O
1,3
Các thơng số cần kiểm sốt:

Hàm lượng hydrocarbon
Các tạp chất có hại: H2O, lưu huỳnh (S), thủy ngân (Hg),…
Khí trơ: CO, N2, …


Áp suất & lưu lượng dịng khí.
Các thơng số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ thống Analyzer
online. Đại diện của PV Gas làm việc tại hệ thống Analyzer online có nhiệm vụ theo
dõi các thơng số và cập nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để có
khuynh hướng xử lý các thơng số vận hành.
Thành phần khí được cập nhật 3 phút/lần & tương đối ổn định.
Kiểm soát hàm lượng H2O bằng đồng hồ đo điểm sương được lắp đặt tại giàn,
thông thường sau 2h kiểm tra một lần.
Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng thủy ngân được thực
hiện hàng tháng & hàm lượng lưu huỳnh được thực hiện hàng quý.
Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mơ hình
mơ phỏng hysys, đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa.

1.1.4. Chức năng và nhiệm vụ
 Tiếp nhận và xử lý nguồn khí từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đơng và các mỏ khác
trong bể Cửu Long.
 Phân phối khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các nơi tiêu thụ công
nghiệp.
 Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau chế biến đến Cảng PV Gas Vũng Tàu
để tồn chứa và xuất xuống tàu nội địa.
Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốt
lãng phí ở ngồi khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong q trình sử dụng nó. Hơn
nữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ

1.1.5. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải

Hình 1. 5. Dây chuyền khí của PVGas
Cơng trình khởi cơng 4/10/1997 và hồn thành 15/4/2001 được xây dựng theo
các giai đoạn tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồm
đường ống Butan và đường ống Propan. Ngoài ra cịn có kho chứa và cảng xuất


LPG. Các bồn chứa LPG và Condensate được thi công đúng thiết kế. Hệ thống kết
cấu của cảng hoạt động an tồn và ổn định.

Hình 1. 6. Bồn chứa LPG và Condensate
Đường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứng
tiến độ xây dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:
Giai đoạn 1 (AMF): hoàn thành kho chứa Condensate.
Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa LPG với sức
chứa 463 m3 /bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa Condensate dung tích 6500 m 3/bồn và
2 bồn chứa xăng A83 dung tích 5000m3/bồn, cầu cảng xuất LPG số 1 và 3 máy bơm
công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 10000 tấn nhập cảng, trong trường hợp nhà
máy chế biến Condensate chưa được xây dựng hàng năm phải nhập reformat để sản
xuất xăng.
Giai đoạn 3 (GPP): hoàn thành các hạng mục: 17 bồn chứa LPG với sức chứa
463 m3/bồn, cầu cảng xuất số 2 với 3 máy bơm công suất 250m 3/h/máy cho phép
tàu 2000 tấn cập cảng.

1.2. Sản phẩm chính, phụ của nhà máy
1.2.1. Khí thương phẩm
Khí thương phẩm cịn gọi là khí khơ. Là khí đã qua chế biến đáp ứng được
tiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách
hàng. Khí khơ có thành phần chủ yếu là CH 4 (khơng nhỏ hơn 90%) và C2H4. Ngồi
ra cịn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H 2, N2, CO2… tùy

thuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi.


Bảng 1. 2. Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Lưu lượng khí
Thành phần
N2
CO2
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC5H12
nC5H10
C6H14
C7H16
C8+
Hơi nước

5,7 triệu m3 khí/ngày
% mol
0,178
0,167
81,56
13,7
3,35
0,322
0,371
0,0508

0,005
0,016
0,00425
0,00125
0,00822

Bảng 1. 3. Các thơng số kỹ thuật đặc trưng của khí khơ
Nhà máy điện nói chung
Áp suất tối thiểu, bar
Tuỳ theo mỗi nhà máy
Nhiệt độ
200C trên điểm sương
Nhiệt độ điểm sương
-100C
Nhiệt độ điểm sương của nước
-750C
Tổng nhiệt lượng tối đa
38,000 KJ/m3
Lượng các tạp chất
30 ppm
H2S
20 – 40 ppm
N2, He, Ar
< 2%

1.2.2. Khí hóa lỏng (LPG)
Khí hố lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là propan và butan được nén
lại cho tới khi hoá lỏng (áp suất hơi bảo hòa) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa
và vận chuyển. Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm 250 lần.
Butan và propan là hai sản phẩm thu được từ sự phân tách Bupro.

Thành phần chủ yếu của LPG là các cấu tử C3 và C4 gồm có:
Propan (C3H8): 60% mol
Butan (C4H10): 40% mol
Ngồi ra cịn chứa hàm lượng nhỏ cấu tử etan và pentan… trong LPG còn chứa
các chất tạo mùi mercaptan (R-SH) với tỷ lệ nhất định (nhà máy GPP hiện đang sử


dụng 40 ppm) để khi rị rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác. Tất cả các cấu tử đều tồn
tại ở thể lỏng, dưới nhiệt độ trung bình và áp suất thường.
Đối với LPG đóng chai thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng của từng vùng,
từng nước mà yêu cầu các cấu tử C 3, C4 là khác nhau. Ví dụ, đối với những vùng có
khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu
tử C3 nhiều hơn C4, và những nước có khí hậu nóng thì ngược lại.
Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hố hơi nhờ thiết bị gia
nhiệt bên ngồi hỗ trợ. Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C 3 và C4, nếu
sản phẩm là butan thì thành phần C 5 chiếm tối đa là 2%. Thành phần LPG phải đảm
bảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định.

Bảng 1. 4. Các thông số kỹ thuật của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố
Sản phẩm
Propan
Butan
0
Áp suất hơi bão hịa 13 bar ở 37.7 C
4.83 bar ở 37.70C
Hàm lượng etan
Chiếm tối đa 2% thể tích
Chiếm tối đa 2% thể tích
Hàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích
Chiếm tối đa 2% thể tích

Hàm lượng butan
Chiếm tối đa 2% thể tích
Chiếm tối đa 96% thể tích
Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng thì
propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn. Nhiệt độ sơi và áp suất hơi bão hịa cách
nhau khá xa.
Để hóa lỏng propan cần điều kiện: t0 = - 45 0C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 9 bar.
Để hóa lỏng butan cần điều kiện: t0 = -20C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 3bar.


Bảng 1. 5. Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở chế độ khác nhau
Bupro
Chế độ
Lưu lượng (tấn/ngày)
Áp suất (bar)
Nhiệt độ (0C)
Propan
Chế độ
Lưu lượng (tấn/ngày)
Tỷ lệ thu hồi (%)
Áp suất (bar)
Nhiệt độ (0C)
% mol C4 cực đại
Butan
Chế độ
Lưu lượng (tấn/ngày)
Tỷ lệ thu hồi (%)
Áp suất (bar)
Nhiệt độ (0C)
% mol C5 cực đại

AMF

MF

GPP

MF

GPP

640
13
47,34
AMF

535
85,2
18
45,57
2,5
AMF

MF

GPP
415
92
9
45

2,5

1.2.3. Condensate
Condensat cịn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu
vàng rơm. Do đó các bồn chứa condensat được sơn màu vàng rơm. Condensat thu
được từ nguồn khí mỏ. Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ có số
nguyên tử Carbon thấp hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà có thể ở
trạng thái lỏng, khí.
Khi khai thác lên do điều kiện trạng thái thay đổi nên một phần chủ yếu là các
nguyên tử cacbon nhỏ hơn 6 biến thành khí. Tuy nhiên cũng có các hydrocacbon từ
C5+ cũng ngưng tụ do hiện tượng lơi kéo. Ở các mỏ dầu, khí tách ra khỏi dầu ở điều
kiện miệng giếng gọi là khí đồng hành. Trong q trình vận chuyển khí ở các đường
ống dẫn hay các thiết bị tách, khí có số ngun tử C 5+ sẽ ngưng tụ tạo thành
condensat. Tuy vậy condensat vẫn chứa một lượng khí hóa lỏng do hiện tượng lơi
kéo.
Do vậy condensat bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng và tỷ trọng cao
hơn propan và butan thường được ký hiệu là C5+. Ngồi các hydrocacbon no,
condensat cịn chứa các hydrocacbon mạch vòng, các nhân thơm.
Condensat thường được ổn định theo các tiêu chuẩn thương mại, chủ yếu là
các tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa trong khoảng 0,6 – 0,7 bar. Ở áp suất này
condensat tồn trữ và vận chuyển kinh tế hơn.


a. Condensat ở Việt Nam có hai loại
Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan. Khí đi ra từ bình tách khí
(C1 – C4) ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 103 0C. Sau đó khí khơ theo đường
ống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài
6300m. nhiệt độ từ 20 – 250C do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 –
900C xuống còn 20 – 250C, do sự giảm nhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thành
trong đường ống. Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầu

joule_thompson. Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,5 0C do hiệu ứng
joule_thompson. Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó là
bình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộn với dầu thơ để xuất
khẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ. Trữ lượng condensate
này không lớn.
Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống. Ở
giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vận
chuyển 1500 triệu m3/năm. Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụ
hơn. Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t 0=450C. Tại Dinh
Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biến
khí, sản lượng condensate này là 9500 tấn/năm.
b. Các đặc tính kỹ thuật của condensate:
 Áp suất hơi bão hòa (Kpa): 60
 C5+ : 13%
 Tỷ trọng (Kg/m3): 310
 Độ nhớt (Cp): 0,25647
c. Các sản phẩm chế biến từ condensat:
 Các loại nhiên liệu:
Bằng cách pha chế condensat với reformat có chỉ số octan cao đồng thời cộng
thêm phụ gia chuyên dụng MTBE sẽ được xăng thành phẩm M83.
Bằng cách thực hiện quá trình reformat xúc tác hay isome hóa, sau đó pha chế
với phụ gia sẽ được xăng thương phẩm MOGAS83, MOGAS92.
Bằng cách chưng cất condensat thu được thành phần pha chế xăng và dầu lửa.
 Các loại dung môi:
Dung môi dầu mỏ là phân đoạn hydrocacbon dễ bay hơi, sản xuất trực tiếp hay
gián tiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C 4-C10. Các dung mơi này được
sử dụng rộng rãi trong q trình sản xuất cơng nghiệp. Chúng có thể là thành phần
cấu thành của sản phẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính. Chúng có
thể sử dụng trong q trình trích ly như trong q trình tách dầu thực vật từ các hạt
chứa dầu, các chất khoáng, dược phẩm hoặc đơn giản dùng trong dung môi tẩy rửa,

trong bảo dưỡng. Các dung môi dầu mỏ là chất lỏng trong suốt hoặc có màu vàng
nhạt, khơng hịa tan trong nước nhưng hịa tan rất tốt trong các dung mơi hữu cơ.
Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chất
phân cực.

Bảng 1. 6. Sản lượng condensate thu được khi vận hành ở chế độ khác nhau
Chế độ
Lưu lượng (tấn/ngày)
Ap suất (bar)

AMF
330
8

MF
380
8

GPP
400
8


Nhiệt độ (0C)
% mole C4 cực đại

45
2

45

2

45
2

CHƯƠNG 2. CHẾ ĐỘ VÀ CÔNG NGHỆ VẬN HÀNH
2.1. Chế độ vận hành của nhà máy
2.1.1. Nguyên lý vận hành
Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đường ống
16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và các hydrocarbon
nặng hơn. Phần khí khơ được làm ngun liệu cho nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa.
Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo-Expander nhằm thu hồi C 3, C4 và
condensate. Các sản phẩm lỏng, khí sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn vào theo ba
đường ống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 km.
Khí ẩm cung cấp cho nhà máy từ hai nguồn Bạch Hổ và Rạng Đông lưu lượng
phụ thuộc vào công suất khai thác dầu thơ ngồi giàn. Do có sự chênh lệch giữa nhu
cầu, tiêu thụ khí khơ và khả năng cung cấp khí ẩm. Vì lẽ đó việc vận hành nhà máy
tuân theo nguyên tắc ưu tiên sau:
Ưu tiên cao nhất của nhà máy là tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm cấp vào từ ngồi
khơi. Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom được ngồi khơi, thì nhà
máy vẫn tiếp nhận tối đa lượng khí dư sau khi đã được xử lý thu gom phần lỏng sẽ
được đốt bỏ.
Ưu tiên đối với nguồn cung cấp khí khơ cho nhà máy điện: trong trường hợp nhu
cầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng khí cung cấp từ biển vào thì việc thu
hồi các sản phẩm lỏng sẽ được giảm tối thiểu nhằm bù đắp cho nhu cầu khí.
Ưu tiên cho các sản phẩm LPG: việc thu hồi LPG và condensate ít được ưu tiên
hơn, ở đây ta xét về lưu lượng.
Ưu tiên cho sản suất dầu: trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máy
điện thấp hơn so với khí cung cấp từ ngồi biển, thì khí khơ dư sau khi đã thu hồi
lỏng sẽ được đốt tại nhà máy.

2.1.2. Các chế độ vận hành của nhà máy
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế để xử lý, chế biến với năng suất
1.5 tỷ m3 khí/năm (khoảng 4.3 triệu m3/ngày). Nguyên liệu sử dụng cho nhà máy là
khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, được xử lý để thu LPG và condensat, khí cịn lại
được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa và Phú Mỹ.
Các thiết bị xử lý được thiết kế vận hành liên tục trong 24h trong ngày (hoạt
động 350 ngày/năm) và thời gian hoạt động của nhà máy là 30 năm.
Để cho việc vận hành nhà máy được linh động, đề phịng một số thiết bị chính
của nhà máy bị sự cố, cũng như bảo đảm trong quá trình bảo dưỡng, sữa chữa các
thiết bị không ảnh hưởng đến việc vận hành cung cấp khí cho các nhà máy điện mà


vẫn đảm bảo thu được một lượng sản phẩm lỏng thì nhà máy được lắp đặt và hoạt
động theo ba chế độ.
1. Chế độ AMF (absolute minimun facility): cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối, ở
chế độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên q trình làm
lạnh khơng sâu (200C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được là condensat và khí
khơ khơng tách LPG. Khí thương phẩm với lưu lượng 3.7 triệu m 3 khí/ngày cung
cấp cho các nhà máy điện và thu hồi condensat với sản lượng 340 tấn/ngày.
2. Chế độ MF (minimum facility): cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sản
phẩm là khí khơ, LPG và condensat. Trong chế độ phương thức làm lạnh là các thiết
bị trao đổi nhiệt nên nhiệt độ xuống thấp hơn so với chế độ AMF do đó có thể
ngưng tụ C3, C4 trong khí nên sản phẩm cho ta thêm Bupro (hỗn hợp butan và
propan). Sản lượng condensat là 380 tấn/ngày và Bupro là 630 tấn/ngày.
3. Chế độ GPP (gas processing plant): nhà máy xử lý khí. Đây là chế độ tối ưu
nhất, phương thức làm lạnh bằng Turbo – Expander có khả năng làm lạnh sâu hơn
chế độ MF. Ngoài ra trong chế độ này cịn có thể tách riêng butan và propan, sản
lượng propan 540 tấn/ngày, butan là 415 tấn/ngày, condensat là 400 tấn/ngày.

2.1.3. Các chế độ vận hành
2.1.3.1. Chế độ AMF
a. Mục đích
Chế độ AMF có khả năng đưa nhà máy sớm đi vào hoạt động nhằm cung cấp
khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m 3/ngày cho các nhà máy điện và thu hồi
condensat với sản lượng 340 tấn/ngày. Đây đồng thời cũng là chế độ dự phòng cho
chế độ MF, khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặc cần sửa chữa,
bảo dưỡng mà khơng có thiết bị dự phịng.

b. Các thiết bị chính
Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Nó chỉ bao gồm các
thiết bị chính sau:
 Hai tháp chưng cất C-01, C-05.
 Ba bình tách V-06, V-08, V-15.
 Máy nén Jet Compresser EJ-01 A/B.
 Bồn chứa Condensat TK-21, …

c. Mô tả chế độ vận hành AMF
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng
đường ống 16” với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,60C. Tại đây, condensat và khí được
tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, còn nước chứa trong condensat
cũng được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52) để xử lý. Ở đây
nước được 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 (ME52).
Dịng lỏng đi ra từ Slug Catcher sẽ được giảm áp và đưa vào bình tách V-03
hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20 0C. V-03 dùng để tách hydrocacbon
nhẹ hấp thụ trong lỏng bằng cách giảm áp. Với việc giảm áp từ 109 bar xuống 75
bar, nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện tượng

này bình được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng ở thiết bị E-07. Sau khi ra khỏi V03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B để tận dụng nhiệt.
Dịng khí thốt ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách/lọc V-08 nhằm tách
triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dịng khí do SC khơng tách được và lọc các
hạt bụi trong khí (nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến khí phía sau.
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01A/B/C để giảm
áp suất từ 109 Bar xuống 47 Bar. Việc giảm áp của khí trong EJ có tác dụng để hút
khí từ đỉnh tháp C-01. Đầu ra của EJ-01A/B/C là dịng hai pha có áp suất 47 bar và
nhiệt độ 200C cùng với dịng khí nhẹ từ V-03 đã giảm áp được đưa vào tháp C-05.
Mục đích của EJ-01A/B/C là nén khí thốt ra từ đỉnh tháp C-01 lên áp suất làm việc
của tháp C-05, vì vậy nó giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định.
Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 20 0C. Phần đỉnh của tháp hoạt
động như bộ tách khí lỏng. Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự
sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01A/B/C. Dịng khí 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 trên cùng của tháp C-01.
Ở chế độ AMF tháp C-01 có 2 dịng nhập liệu:
 Dịng 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 condensat được 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 condensat. Trong đó,
phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensat bởi thiết bị gia
nhiệt của đáy C-01 là E-01A/B đến 1940C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C được
trộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01A/B/C. Dòng Condensat 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 450C trước khi ra đường ống dẫn Condensat về kho cảng hoặc chứa vào bồn
chứa TK-21