Tài liệu Báo cáo thực tập-quy trình công nghệ nhà máy xử lý khí dinh cố

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA VŨNG TÀU KHOA HÓA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỰC PHẨM BÁO CÁO THỰC TẬP CHUYÊN NGÀNH QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trình độ đào tạo : Hệ đào tạo : Ngành : Chuyên ngành : Khoá học : Đơn vị thực tập : Giảng viên hướng dẫn : Sinh viên thực hiện : Đại học Đại học chính quy Công nghệ kĩ thuật hoá học Hoá dầu 2011 – 2015 Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Th.S Nguyễn Văn Toàn Đặng Thu Sương Bà Rịa - Vũng Tàu, tháng 07 năm 2014 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP NHẬN XÉT CỦA ĐƠN VỊ THỰC TẬP ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------………., ngày…… tháng ……năm 20… Xác nhận của đơn vị KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN 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 -----------------------------------------------------------------------------------------Giảng viên hướng dẫn KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP LỜI CẢM ƠN Đầu tiên, em xin chân thành gửi lời cảm ơn đến Ban giám hiệu Trường đại học Bà Rịa Vũng Tàu và các thầy cô trong khoa Hóa đã tạo điều kiện cho em được thực tập chuyên ngành để có thể áp dụng những kiến thức đã học vào quá trình thực tiễn. Tiếp theo, em xin cảm ơn Ban lãnh đạo Công ty chế biến khí Vũng Tàu và cán bộ công nhân viên Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đã hướng dẫn em tham quan, tìm hiểu quy trình và các chế độ vận hành của nhà máy. Cuối cùng, em xin gửi lời cám ơn đến thầy Nguyễn Văn Toàn đã trực tiếp hướng dẫn để giúp em hoàn thành bài báo cáo, cám ơn sự giúp đỡ của các bạn trong lớp. Vũng Tàu, ngày 30 tháng 07 năm 2014 Sinh viên thực hiện Đặng Thu Sương KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP MỤC LỤC MỞ ĐẦU ...................................................................................................... 1 Chương 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY .................................. 2 1.1. Vị trí địa lý ............................................................................................ 2 1.2. Lịch sử hình thành .................................................................................. 2 1.3. Nhiệm vụ .............................................................................................. 3 Chương 2 QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ .................................................... 4 2.1. Nguyên liệu đầu vào............................................................................... 4 2.2. Sản phẩm ................................................................................................ 6 2.3. Nguyên lý vận hành ............................................................................... 7 2.4. Các chế độ vận hành .............................................................................. 7 2.4.1. Chế độ AMF.................................................................................... 8 2.4.2. Chế độ MF ...................................................................................... 8 2.4.3. Chế độ GPP thiết kế ........................................................................ 9 2.4.4. Chế độ GPP chuyển đổi .................................................................. 9 2.5. Quy trình công nghệ chế độ GPP chuyển đổi ...................................... 10 Chương 3 HỆ THỐNG THIẾT BỊ ......................................................... 17 3.1. Hệ thống thiết bị chính ......................................................................... 17 3.1.1. Hệ thống máy nén ......................................................................... 17 3.1.1.1. Máy nén K-1011A/B/C/D ...................................................... 17 3.1.1.2. Máy nén K-01/02/03/04 ......................................................... 19 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP 3.1.2. Thiết bị trao đổi nhiệt E-14 ........................................................... 22 3.1.3. Hệ thống thiết bị tách .................................................................... 23 3.1.3.1. Thiết bị tách Slug Catcher...................................................... 23 3.1.3.2. Thiết bị tách V-03 .................................................................. 25 3.1.3.3. Thiết bị tách Filter Separator V-08 ........................................ 27 3.1.4. Hệ thống tháp chưng cất ............................................................... 27 3.1.4.1. Tháp tách Ethane C-01........................................................... 27 3.1.4.2. Tháp ổn định C-02 ................................................................. 29 3.1.4.3. Tháp tách C-03 (C3/C4, Splitter) ............................................ 31 3.1.4.4. Tháp C-04 (Gas Stripper)....................................................... 32 3.1.4.5. Tháp chưng cất nhiệt độ thấp C-05 ........................................ 33 3.1.5. Thiết bị hấp phụ V-06A/B ............................................................ 34 3.1.6. Turbo-Expander CC-01................................................................. 41 3.2. Hệ thống phụ trợ .................................................................................. 43 3.2.1. Hệ thống bồn chứa và bơm sản phẩm ........................................... 43 3.2.2. Hệ thống đuốc ............................................................................... 44 3.2.3. Hệ thống bơm methanol ................................................................ 45 3.3.4. Hệ thống bơm xuất xe bồn ............................................................ 45 3.2.5. Hệ thống dầu nóng ........................................................................ 45 KẾT LUẬN ................................................................................................ 47 TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................ 48 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP MỞ ĐẦU Trong lần thực tập chuyên ngành vào tháng 7 vừa qua, em đã có cơ hội được tham quan và tìm hiểu Nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Việc thực tập đã giúp em có cơ hội tiếp xúc với những vấn đề thực tiễn trên cơ sở lý thuyết, củng cố những kiến thức đã học và nâng cao tầm hiểu biết. Đó là phương tiện để em có thể tìm hiểu rõ hơn về cơ sở lý thuyết của hệ thống xử lý khí và quy trình công nghệ, các chế độ vận hành của nhà máy. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố là đơn vị trực thuộc Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam, hoạt động trong lĩnh vực vận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí, cung cấp sản phẩm khí cho toàn khu vực miền Nam và trên toàn quốc. Việc đi vào hoạt động của nhà máy đã góp phần thúc đẩy và đánh dấu bước phát triển vượt bậc của ngành công nghiệp khí hiện nay. Trong bài báo cáo này, em sẽ tập trung trình bày về quy trình công nghệ của chế độ GPP chuyển đổi của nhà máy xử lý khí Dinh Cố với những nội dung sau: - Giới thiệu chung về nhà máy. - Quy trình công nghệ chế độ GPP chuyển đổi. - Các hệ thống thiết bị trong nhà máy. Trang 1 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP Chương 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY 1.1. Vị trí địa lý Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu với diện tích 89600 km2 (dài 320m, rộng 280m), cách Long Hải 6 km về phía Bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km. 1.2. Lịch sử hình thành Nhà máy xử lý khí Dinh Cố là nhà máy trực thuộc Tổng công ty khí Việt Nam (PVGAS) được xây dựng vào năm 1997. Đến tháng 10/1998, nhà máy chính thức được đưa vào vận hành cùng kho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ dự án khí Bạch Hổ, giúp PVGAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và condensate cho thị trường nội địa. Tháng 11/2002, dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm gia tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khu vực miền Nam Việt Nam. Đến ngày 4 /4/2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PVGAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung. Hiện nay, PVGAS đã trở thành một công ty vững mạnh với đội ngũ nhân viên đông đảo, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí khô, LPG và condensate cho thị trường Việt Nam. Song song với việc kinh doanh và chế biến các sản phẩm khí trong nước, hiện nay công ty còn liên doanh với các đối tác nước ngoài kinh doanh nguồn khí hóa lỏng LPG và hợp tác đầu tư trong việc tìm kiếm, thăm dò nguồn khí mới. Trang 2 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP 1.2. Nhiệm vụ Trong hơn mười năm khai thác dầu (từ 1983 – 1995), ta buộc phải đốt khí đồng hành, điều này không chỉ làm lãng phí một lượng lớn nguồn tài nguyên thiên nhiên của đất nước mà còn gây ô nhiễm môi trường. Bên cạnh đó, cùng với sự phát triển hàng loạt của các mỏ khí thiên nhiên ở thềm lục địa phía Nam đòi hỏi chúng ta phải tìm ra những giải pháp thích hợp cho việc khai thác, sử dụng hợp lý nguồn tài nguyên quý giá này. Đến tháng 5/1995, hệ thống thu gom khí đồng hành ở mỏ Bạch Hổ đã hoàn thành, đóng vai trò cung cấp khí nguyên liệu cho Nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Nhà máy đi vào hoạt động với những nhiệm vụ chính như sau:  Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác ở ngoài khơi Việt Nam.  Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện đạm Phú Mỹ và làm nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác.  Thu hồi sản phẩm lỏng (LPG, condensate) có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban đầu. Như vậy, đi vào hoạt động với những nhiệm vụ chính như trên, Nhà máy xử lý khí Dinh Cố không những giải quyết được vấn đề sử dụng hợp lý nguồn tài nguyên khí mà còn mang lại doanh thu từ việc bán các sản phẩm hoá lỏng và condensat trong nước cũng như xuất khẩu nước ngoài. Bên cạnh đó, LPG còn thay thế dần nguyên liệu than đá, than củi, mang lại sự tiện lợi rất lớn trong việc giải quyết vấn đề ô nhiễm môi trường và kèm theo các lợi ích như ổn định sản xuất, giải quyết được vấn đề việc làm cho người lao động. Trang 3 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP Chương 2 QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ 2.1. Nguyên liệu đầu vào Hiện nay, nguyên liệu Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hành khai thác từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, được dẫn vào bờ theo đường ống 16”. Theo thiết kế, khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ sẽ được dẫn vào nhà máy với lưu lượng 4,3 triệu m3/ngày, áp suất 109 bar. Tuy nhiên, theo thời gian thì các thông số vật lý cũng như thành phần cấu tử và lưu lượng sẽ có sự thay đổi, vì vậy ở đây ta chỉ xét đến nguồn nguyên liệu hiện tại như sau:  Năng suất : 5,9 – 6,1 m3/ngày.  Nhiệt độ : 270C.  Áp suất : 70 – 75 bar.  Hàm lượng nước : bão hòa tại điều kiện nhập liệu. Áp suất đầu vào nhà máy theo thiết kế là 109 bar, chênh lệch khá nhiều so với hiện tại. Nguyên nhân của sự chênh lệch áp suất này là vì lý do: Từ năm 2002, khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa về giàn nén trung tâm của mỏ Bạch Hổ qua đường ống 16” để đưa về bờ, tăng công suất nhà máy từ 4,3 triệu m3/ngày lên 5,7 triệu m3/ngày. Do lưu lượng tăng lên nên sụt áp qua đường ống cũng tăng lên, dẫn đến áp suất đầu vào nhà máy hiện tại chỉ còn 70 – 75 bar. Nhà máy được thiết kế với điều kiện nguyên liệu đầu vào bão hòa nước do sự có mặt của nước trong khí có thể ngưng tụ trong ống dẫn và tạo hydrat, cản trở quá trình vận hành của các thiết bị trong quá trình chế biến. Vì vậy, khí cần được dehydrat nhằm giảm nhiệt độ điểm sương, ức chế quá trình tạo hydrat của khí. Có nhiều phương pháp sấy khí phổ biến như làm lạnh, hấp thụ, hấp phụ hay ức chế. Tuy nhiên, phương pháp làm lạnh và ức chế không hiệu quả, còn phương pháp hấp phụ khá phức tạp trong điều kiện trên biển. Trong khi đó, khí nguyên liệu yêu cầu tách sơ bộ phần lớn lượng nước tại giàn trước khi đi Trang 4 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP vào các thiết bị khác nên nhà máy sử dụng phương pháp hấp thụ bằng glycol do phương pháp này có sơ đồ thiết bị đơn giản, dễ vận hành khi ở ngoài giàn, ít tiêu hao tác nhân sấy khí và đặc biệt dung dịch glycol có khả năng làm giảm nhiệt độ đông đặc của dung dịch nước. Ngoài ra, glycol có thể hoà tan trong nước nên dễ dàng hấp thụ nước, thích hợp khi cần tách một lượng nước lớn và dung dịch không gây ăn mòn nên cho phép nhà máy sử dụng những thiết bị được chế tạo từ kim loại rẻ tiền để tiết kiệm chi phí sản xuất. Các glycol phổ biến là DEG, TEG, EG.. nhưng DEG được nhà máy chọn lựa sử dụng vì không những đáp ứng được các yêu cầu cần thiết của chất hấp thụ như độ hoà tan hydrocacbon thấp (thấp hơn TEG từ 25 – 30%) nên tránh mất mát khí nguyên liệu, khả năng tạo bọt kém mà còn đem lại hiệu quả kinh tế cao, cả về vốn đầu tư và năng lượng. Dưới đây là bảng số liệu phân tích thành phần khí nguyên liệu (Số liệu ngày 19/6/2010) Bảng 2.1. Thành phần khí nguyên liệu Thứ tự Tên cấu tử Hàm lượng 1 N2 0,472 % 2 CO2 0,077 % 3 Methane 75,734 % 4 Ethane 12,04 % 5 6 Propane I-Butane 6,941 % 1,418 % 7 N-Butane 1,951 % 8 9 10 11 12 13 14 I-Pentane N-Pentane Hexanes Heptanes Octanes H2O H2S 0,447 % 0,442 % 0,296 % 0,133 % 0,048 % 0,1 g/m3 18 ppm Trang 5 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP Dựa vào bảng số liệu trên, ta có thể nhận thấy khí nguyên liệu cung cấp cho nhà máy Dinh Cố có hàm lượng C2+ >10% nên thuộc loại khí béo, ngọt ẩm; có hàm lượng CO2 nhỏ và hầu như không chứa khí H2S nên khi chế biến không phải qua giai đoạn làm ngọt khí, do đó thuận lợi cho quá trình chế biến và sản xuất LPG. 2.2. Sản phẩm Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông được xử lý tại nhà máy nhằm thu hồi các sản phẩm chính là khí khô, LPG và condensate. Phần khí khô được sử dụng làm nhiên liệu cho nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện đạm Phú Mỹ, còn các sản phẩm lỏng sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn theo 3 đường ống 6” đến kho cảng Thị Vải cách nhà máy Dinh Cố 28 km. 2.2.1. Khí khô (salegas) Khí khô là sản phẩm khí thu được sau khi đã xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và condensate tại nhà máy, đáp ứng được tiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách hàng. Thành phần chủ yếu của khí khô là methane (> 90%) và ethane. Ngoài ra trong khí khô còn lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2, N2, CO2…với thành phần thay đổi tuỳ theo điều kiện vận hành. So với dầu và than đá thì khí khô khi cháy thải ra ít CO2 và NOx hơn, đặc biệt hầu như không thải ra SOx khi cháy. Do đó, khí khô là một nhiên liệu sạch. 2.2.2. LPG Thành phần chủ yếu của LPG là butane (40%) và propane (60%) cùng một hàm lượng nhỏ ethane, pentane. Tùy thuộc vào từng yêu cầu sử dụng mà butane và propane sẽ được phân tách riêng. LPG được sử dụng làm nhiên liệu, nguyên liệu tổng hợp hoá dầu, sản xuất vật liệu xây dựng. Để có thể nhận biết LPG trong trường hợp khí bị rò rỉ, chất tạo mùi meracaptan được thêm vào với tỷ lệ nhất định. Hiện nhà máy đang sử dụng etyl meracaptan với hàm lượng 40 ppm. Trang 6 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP 2.2.3. Condensate Condensate là hỗn hợp hydrocacbon tồn tại ở thể lỏng trong điều kiện thường. Thành phần của condensate chủ yếu là hydrocarbon mạch thẳng, bao gồm pentane và các hydrocarbon nặng hơn (C5+). Condensate chủ yếu được dùng làm dung môi, nhiên liệu hay nguyên liệu tổng hợp hoá dầu. Condensate từ mỏ Bạch Hổ và Nam Côn Sơn được dự trữ tại 2 bồn 6500 m3 thuộc kho cảng Thị Vải. Tùy theo chế độ hoạt động của nhà máy mà các sản phẩm sẽ có những thông số đặc trưng khác nhau. 2.3. Nguyên lý vận hành Khí ẩm cung cấp cho nhà máy từ hai nguồn mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông phụ thuộc vào việc khai thác dầu thô. Do đó, có sự chênh lệch giữa nhu cầu tiêu thụ khí khô và khả năng cung cấp khí ẩm. Vì vậy, việc vận hành nhà máy tuân thủ một số thứ tự ưu tiên như sau:  Ưu tiên cao nhất là tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm cung cấp từ ngoài khơi. Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom thì nhà máy vẫn tiếp nhận tối đa, lượng khí dư sau khi đã xử lý thu gom phần lỏng sẽ được đốt bỏ.  Ưu tiên tiếp theo là đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máy điện. Nếu nhu cầu tiêu thụ khí khô cao hơn lượng khí cung cấp từ ngoài khơi thì việc cung cấp khí được ưu tiên hơn việc thu hồi sản phẩm lỏng.  Ưu tiên cuối cùng là thu hồi sản phẩm lỏng LPG. Tuy nhiên, thực tế thì giá thành của các sản phẩm lỏng cao hơn nhiều so với sản phẩm khí nên trong quá trình vận hành, nhà máy vẫn chú trọng vào việc vận hành ở các chế độ thích hợp nhằm thu hồi lượng sản phẩm lỏng tối đa. 2.4. Các chế độ vận hành Theo thiết kế, nhà máy có thể hoạt động ở các chế độ khác nhau. Nguyên nhân là vì khi bắt đầu xây dựng, do đòi hỏi cao về tiến độ trong khi một số thiết bị không kịp đáp ứng, nhà máy đã chia làm 3 giai đoạn để đi vào hoạt động, Trang 7 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP tương ứng với 3 chế độ AMF, MF và GPP. Sau khi hoàn tất chế độ GPP, tuỳ vào hoàn cảnh mà các chế độ được vận dụng linh hoạt. Trong điều kiện bình thường, chế độ GPP được vận hành nhằm mục đích thu hồi tối đa lượng sản phẩm lỏng. Tuy nhiên, từ năm 2002 đến nay, do phải tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông nên nhà máy đã vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi nhằm giải quyết vấn đề tăng công suất khí đầu vào. 2.4.1. Chế độ AMF (Absolute Minium Facility) 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. Chế độ AMF có hệ thống thiết bị gồm 2 tháp chưng cất, 3 thiết bị trao đổi nhiệt, 3 bình tách và không sử dụng máy nén. Phương thức làm lạnh trong chế độ AMF là sử dụng thiết bị hoà dòng Jet Compressor EJ-01A/B nên quá trình làm lạnh không sâu, do đó sản phẩm khí khô thu được nặng (C1-C4) với năng suất 3,7 triệu m3/ngày, có nhiệt độ điểm sương cao nên cần phải tách lỏng và khó tiêu thụ. Ngoài ra, chế độ này không thu hồi được LPG nên không thực sự mang lại hiệu quả, vì vậy không được ứng dụng rộng rãi và chỉ được vận hành khi cần thiết. 2.4.2. Chế độ MF (Minium Facility) Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy nhằm thu hồi khoảng 630 tấn bupro/ngày và khoảng 380 tấn condensate/ngày. Thiết bị của chế độ này bao gồm toàn bộ các thiết bị của chế độ AMF (trừ EJ-A/B/C) và được bổ sung thêm các thiết bị chính sau:  Tháp ổn định condensate : C-02.  Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-14, E-20.  Thiết bị hấp phụ : V-06A/B.  Máy nén: K-01, K-04A/B. Trang 8 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP Phương thức làm lạnh chế độ MF sử dụng là dùng các thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và E-20, làm giảm nhiệt độ điểm sương của khí đến mức thấp hơn so với chế độ AMF. Ngoài ra, trong chế độ này các hydrocacbon C3, C4 có thể được ngưng tụ trong khí nên sản phẩm ngoài condensate còn có thêm hỗn hợp bupro. 2.4.3. Chế độ GPP thiết kế (Gas Processing Plant) Chế độ GPP là chế độ vận hành tối ưu và hoàn thiện của nhà máy, được thiết kế để thu hồi 540 tấn propane/ngày, 415 tấn butane/ngày và 400 tấn condesate/ngày. Chế độ này bao gồm các thiết bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau:  Một tháp tách C3/C4 : C-03.  Một tháp Stripper : C-04.  Hai máy nén piton 2 cấp chạy khí 1200 kW : K-02, K-03.  Thiết bị Turbo-Expander 2200 kW : CC-01.  Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-17, E-11, … Chế độ GPP sử dụng công nghệ làm lạnh Turbo-Expander, là một công nghệ có hiệu quả nhất về làm lạnh vì khả năng làm lạnh sâu, có thể tự động hoá hoàn toàn và tự động điều chỉnh khi thành phần hỗn hợp khí nguyên liệu thay đổi. Do đó trong chế độ này, ta có thể tách riêng butane và propane thay vì hỗn hợp bupro như trong chế độ MF. 2.4.4. Chế độ GPP chuyển đổi (Modified Gas Processing Plant) Năm 2001, khi phải tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông dẫn vào bờ, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào giảm xuống còn khoảng 70 – 75 bar, không thể đảm bảo giá trị áp suất thiết kế ban đầu là 109 bar. Để giải quyết những phát sinh của việc tăng công suất, trạm nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D đã được lắp đặt để tăng áp suất khí nguyên liệu vào nhà máy lên 109 bar theo đúng thiết kế ban đầu, đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của nhà máy cũng như đủ áp suất cho dòng Trang 9 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP khí cung cấp cho nhà máy điện Phú Mỹ 1. Vì vậy kể từ năm 2002, nhà máy đã vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánh giá và thiết kế lại. Các thiết kế trong chế độ này gồm toàn bộ các thiết bị của chế độ GPP và được lắp đặt thêm trạm nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D cùng bình tách lỏng V-101. Trạm nén khí đầu vào gồm 4 máy nén khí, trong đó có 3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng. Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố cũng được cải hoán để kết nối, mở rộng với trạm nén khí. 2.5. Quy trình công nghệ chế độ GPP chuyển đổi Quy trình công nghệ chế độ GPP chuyển đổi được thể hiện trong hình 2.1 và nguyên lý vận hành của chế độ này như sau: Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông với lưu lượng khí ẩm khoảng 5,9 – 6,1 triệu m3/ngày. Do nhà máy được thiết kế với điều kiện nguyên liệu đầu vào được bão hoà nước nên lượng khí ẩm này sau khi tách nước sơ bộ tại giàn sẽ được đưa vào hệ thống tách lỏng Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16” ở điều kiện áp suất từ 65 – 80 bar, nhiệt độ từ 20 – 300C để tách khí nguyên liệu thành 3 pha: nước, condensate và khí. Nước được đưa ra từ Slug Catcher thông qua thiết bị điều khiển mức, đi vào bình tách nước V-52 để xử lý. Tại đây, nước được làm giảm tới áp suất khí quyển và khí hydrocacbon bị hấp thụ sẽ được giải phóng, đưa vào đốt ở hệ thống đuốc đốt ME-51. Để loại bỏ toàn bộ lượng chất lỏng bị cuốn theo trước khi đốt, toàn bộ khí thải ra được thu gom vào ống thu gom có đường kính 20” và đưa đến bình tách lỏng V-51 nằm ngang. Lượng lỏng thu được từ bình tách V-51 được gia nhiệt lên 5500C nhờ thiết bị gia nhiệt bằng dầu nóng E-52 tích tụ trong V-51. Mục đích của việc gia nhiệt là nhằm bay hơi triệt để các hydrocacbon nhẹ trước khi thải ra hầm đốt nhờ bơm P-51A/B. Trang 10 BÁO CÁO THỰC TẬP KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP Hình 2.1. Quy trình công nghệ chế độ GPP chuyển đổi Trang 11 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP Condensate sau khi ra khỏi Slug Catcher được thu gom trong đường ống 36” và được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 thông qua các bộ điều chỉnh mức để tách hydrocacbon nhẹ, chủ yếu là methane và ethane bị hấp thụ trong dòng lỏng từ đáy Slug Catcher nhờ quá trình giảm áp. Lượng lỏng dưới đáy bao gồm condensate và nước sẽ được tách riêng nhờ vào sự khác nhau về tỷ trọng của chúng. Nước tách ra từ V-03 được chuyển sang thiết bị điều chỉnh mức và đưa vào bình tách nước V-52 như trường hợp nước từ Slug Catcher. Dòng condensate sau khi ra khỏi V-03 được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm. Thiết bị V-03 làm việc ở nhiệt độ 200C, được gia nhiệt nhờ thiết bị gia nhiệt bằng dầu nóng dạng ống xoắn E-07 nhằm tăng nhiệt độ cho dòng condensate lên cao hơn 200C để tránh tạo hydrat bên trong bình. Khi lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP, nó sẽ được bypass qua bình tách lỏng V-101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ, còn lượng lỏng tách ra ở V-101 và trước K-1011 cũng được đưa về V-03 để xử lý để đảm bảo an toàn. Vì vậy, áp suất làm việc của bình tách V-03 trong chế độ GPP chuyển đổi là 47 bar, thấp hơn so với chế độ GPP thiết kế (75 bar). Đây chính một trong những điểm khác biệt trong quy trình công nghệ của chế độ GPP và GPP chuyển đổi. Hiện nay, do sản lượng khai thác được nâng lên và nhu cầu sử dụng sản phẩm cũng ngày càng tăng nên yêu cầu đặt ra là phải tăng năng suất xử lý của nhà máy. Để đảm bảo cho nhà máy hoạt động bình thường, dòng khí ra khỏi Slug Catcher được chia thành 2 dòng: - Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m3/ngày, sau khi tách khỏi dây chuyền hoạt động được đưa qua van giảm áp PV-106, giảm áp từ 65 – 80 bar xuống còn 54 bar và đi vào thiết bị phân tách thu hồi lỏng lỏng V-101 để tách riêng khí và lượng lỏng lẫn trong khí. Lỏng tách ra tại đáy bình tách lỏng V-101 được đưa vào thiết bị tách V-03 là thiết bị tách ba pha để tách sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được đưa trực tiếp đến dòng khí thương phẩm Trang 12 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16”. Khi đó, một lượng đáng kể các cấu tử C3, C4 sẽ theo dòng khí này đi ra cùng khí thương phẩm. Vì vậy, nhược điểm của chế độ này là không thu hồi một cách triệt để propane và butane để sản xuất LPG. - Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 5,2 triệu m3/ngày, được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-1011A/B/C/D để nén dòng khí từ áp suất 65 – 80 bar lên đến áp suất thiết kế là 109 bar với nhiệt độ 450C. Do dòng khí này có chứa lượng lỏng kéo theo trong khí và bụi bẩn từ dòng khí đầu ra Slug Catcher hoặc đầu ra máy nén K-1011 nên sẽ được đưa vào thiết bị lọc V-08 nhằm đảm bảo vận hành các thiết bị chế biến. Sau khi ra khỏi V-08, dòng khí chưa bão hòa nước nên cần được tách tinh nước bằng cách đưa vào thiết bị hấp phụ V-06A/B với mục đích đảm bảo nhiệt độ điểm sương của khí trước khi đưa vào cụm làm lạnh nhằm tránh hiện tượng tạo thành hydrate khi nhiệt độ của quá trình làm lạnh thấp và đảm bảo nhiệt độ điểm sương của khí thương phẩm đầu ra. Dòng khí được đi qua các tầng chất hấp phụ từ nhôm oxit hoạt tính đến rây phân tử zeolit nhằm tách triệt để nước và giảm nhiệt độ điểm sương xuống đạt yêu cầu là -750C ở áp suất 34,5 bar. Khí khô ra khỏi thiết bị hấp phụ được góp lại và đưa đến thiết bị lọc F-01A/B để tách bụi của chất hấp phụ bị kéo theo. Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách 3 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 2 phần : - Phần thứ nhất: Khoảng 1/3 lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt E-14 bằng cách thực hiện quá trình trao đổi nhiệt nhờ sự tiếp xúc giữa 2 dòng khí nóng và lạnh. Dòng nóng là dòng đi từ tháp hấp thụ V-06A/B có nhiệt độ 26,50C và dòng lạnh là dòng đi từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -450C. Lúc này, dòng khí được làm lạnh xuống -350C. Nếu nhiệt độ này thấp hơn giá trị -350C thì một lượng hydrocacbon lỏng có thể không được thu hồi, và nếu Trang 13 KHOA HOÁ HỌC VÀ CNTP BÁO CÁO THỰC TẬP nhiệt độ này cao hơn thì hydrate có thể hình thành trong đường ống. Vì vậy, nhiệt độ này được điều chỉnh bằng dòng lạnh qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 thông qua bộ điều chỉnh nhiệt độ được lắp đặt trên đường ống đầu ra của dòng lạnh nhằm tránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá trị nhiệt độ thiết kế đường ống (-1000C) bằng cách giới hạn dòng khí lạnh bypass qua E-14. Sau đó, dòng khí tiếp tục được làm lạnh sâu bằng cách giảm áp qua van tiết lưu FV-1001 để giảm áp suất từ 109 bar xuống 37 bar, bằng áp suất làm việc của đỉnh tháp chưng cất C-05. Đồng thời với quá trình giảm áp, nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống tới -620C. Khi đó, dòng khí sẽ chứa khoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài. - Phần thứ hai: Sau khi đã được tách nước, khoảng 2/3 lượng khí khô còn lại sẽ được đưa vào thiết bị giãn nở Turbo-Expander CC-01 để thực hiện việc giảm áp suất khí nguyên liệu đầu vào từ 109 bar xuống 35 bar nhằm làm lạnh dòng khí xuống -120C. Ở nhiệt độ này, phần lớn hydrocacbon nặng C3+ được hóa lỏng và làm dòng nạp liệu vào đáy tháp C-05, dòng nguyên liệu phần chính là ở trạng thái hơi nên đóng vai trò như dòng đun sôi lại tháp C-05. Như vậy, khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/B được phân tách ra thành hai dòng đưa sang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ, sau đó mới 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 -420C và -200C. Nhờ sự chênh lệch nhiệt độ giữa dòng đỉnh và dòng đáy nên các cấu tử nhẹ (chủ yếu là C1, C2) có nhiệt độ -420C sẽ được tách ra và bay lên đỉnh tháp, đóng vai trò là dòng nhiệt lạnh tận dụng cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được đưa đến phần nén của thiết bị CC-01, nâng áp suất lên 47 bar nhằm đảm bảo yêu cầu cho dòng khí thương phẩm. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16” đến các nhà máy điện. Còn các cấu tử nặng, chủ yếu là propane và các cấu tử nặng hơn sẽ rơi xuống đáy tháp, sau đó được đưa vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài. Trước khi đi vào CC-01, dòng khí này được trích ra một phần Trang 14