Tài liệu Tìm hiểu và tính toán các thông số kỹ thuật của tháp ổn định condensat C-02

LỜI MỞ ĐẦU Với nhu cầu sử dụng khí trên thế giới tăng nhanh, sự thăm dò khai thác khí thiên nhiên ngày càng tăng, bên cạnh đó là sự phát hiện dầu ngày càng giảm thì ngành công nghiệp khí sẽ ngày càng đóng vai trò quan trọng. Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy xử lý khí đầu tiên ở Việt Nam do Tập đoàn dầu khí Việt Nam xây dựng, để chế biến các nguồn khí đồng hành, các nguồn khí tự nhiên dồi dào ở các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ lân cận thành những sản phẩm khác nhau, nhằm đáp ứng nhu cầu trong nước và xuất khẩu. Hiện nay sản phẩm của nhà máy GPP Dinh Cố bao gồm khí khô, LPG và Condensat. Trong đó LPG và Condensat là 2 sản phẩm có giá trị kinh tế cao hơn nhiều so với khí khô. Nó là nguồn nguyên liệu để sản xuất xăng, các loại dung môi hữu cơ, nhiên liệu đốt và những nguyên liệu quan trọng cho công nghiệp hoá dầu. Với nhu cầu lớn về LPG và Condensat nhà máy cần có những giải pháp nhằm tăng công suất để đáp ứng được nhu cầu của thị trường nhưng vẫn đảm bảo các chỉ tiêu kĩ thuật của sản phẩm thương phẩm. Tháp ổn định condensat C-02 là tháp chưng cất phân đoạn có nhiệm vụ phân tách LPG và Condensat để các sản phẩm này đáp ứng đủ các tiêu chuẩn thương mại quy định. Tháp C-02 là cụm thiết bị quan trọng không thể thiếu trong dây truyền công nghệ của nhà máy GPP Dinh Cố. Khi tiếp nhận thêm các nguồn khí từ các mỏ lân cận, lưu lượng khí vào nhà máy sẽ liên tục thay đổi, để khảo sát tháp khả năng đáp ứng của tháp C-02: “Tìm hiểu và tính toán các thông số kỹ thuật của tháp ổn định condensat C-02 tương ứng với lưu lượng khí đầu vào 5,9 triệu m3/ngày của nhà máy GPP Dinh Cố ” CHƯƠNG 1:TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN 1.1. Khái niệm về khí tự nhiên [2,4,5] Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH 4, C2H6, C3H8, C4H10 v.v.. có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong những mỏ khí riêng rẽ hoặc tồn tại ở trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên còn được hiểu là khí trong các mỏ khí. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N2, H2S, CO2..., khí trơ, hơi nước. Người ta phân loại khí tự nhiên làm hai loại: khí không đồng hành (còn gọi là khí thiên nhiên) và khí đồng hành. Khí thiên nhiên khai thác được từ mỏ khí, còn khí đồng hành khai thác được trong quá trình khai thác dầu mỏ ở trong mỏ dầu. Trong lòng đất, dưới áp suất và nhiệt độ cao, các chất hydrocacbon khí như CH 4, C2H6, C3H8... phần lớn hòa tan trong dầu, khí bơm lên mặt đất, do áp suất giảm nên chúng tách ra khỏi dầu tạo thành khí đồng hành. Thành phần định tính, định lượng của khí tự nhiên rất giống nhau ở các mỏ khác nhau, có thể khác nhau đáng kể ở các tầng trong cùng một mỏ. Giữa khí tự nhiên và khí đồng hành không có sự khác biệt lớn về thành phần định tính, nhưng về mặt định lượng thì khí đồng hành nghèo CH 4, hơn và giàu C4+ hơn so với khí thiên nhiên. Khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quý giá, gần như không tái sinh, đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong hoạt động kinh tế, trong cuộc sống của con người. Một sự biến động trong cán cân cung cầu dầu khí đều lập tức ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực kinh tế, đến chính sách kinh tế, xã hội. Ngày nay, dầu khí được coi là tài nguyên chiến lược, chịu sự kiểm soát trực tiếp hoặc gián tiếp của các quốc gia. 1.2. Nguồn gốc của dầu và khí tự nhiên[2,4,5] Nguồn gốc hình thành dầu mỏ được các nhà khoa học giải thích theo nhiều chiều hướng khác nhau, tuy nhiên giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu mỏ là có nhiều cơ sở khoa học nhất. Các vật liệu hữu cơ tạo ra dầu mỏ có nhiều nguồn gốc khác nhau, trong đó quan trọng nhất là các sinh vật đồng thời cũng có một phần xác động thực vật hình thành nên. Các giai đoạn hình thành dầu khí: Quá trình hình thành dầu khí xảy ra trong một thời gian dài và liên tục. Sự hình thành này xảy ra hàng triệu năm và có thể chia thành 4 giai đoạn sau: ● Giai đoạn 1: Giai đoạn này bao gồm các quá trình tích tụ vật liệu hữu cơ ban đầu. Xác động thực vật được lắng đọng lại. Chúng được các vi sinh vật phân huỷ thành khí và các sản phẩm tan trong nước, phần bền vững nhất không tan sẽ lắng đọng lại thành các lớp trầm tích dưới đáy biển. Quá trình này diễn ra trong khoảng vài triệu năm. ● Giai đoạn 2: Giai đoạn này bao gồm các quá trình biến các chất hữu cơ thành các phân tử hydrocacbon ban đầu. Những hợp chất hữu cơ ban đầu không bị phân huỷ bởi vi khuẩn là nhóm hợp chất béo. Qua hàng triệu năm, những hợp chất này lắng sâu xuống đáy biển. ở độ sâu càng lớn, áp suất và nhiệt độ càng cao (t 0: 100-2000C, p: 200-1000 atm). ở điều kiện này, các thành phần hữu cơ trên bị biến đổi do các phản ứng hóa học tạo ra các cấu tử hydrocacbon ban đầu của dầu khí. ● Giai đoạn 3: Giai đoạn này bao gồm các quá trình di cư các hydrocacbon ban đầu đến các bồn chứa thiên nhiên. Chúng được phân bố rải rác trong các lớp trầm tích. Do áp suất trong các lớp đá trầm tích rất cao nên các hydrocacbon ban đầu bị đẩy ra và di cư đến nơi khác. Quá trình di cư diễn ra liên tục cho đến khi các hydrocacbon ban đầu đến được các lớp sa thạch, đá vôi, nham thạch có độ rỗng xốp cao được gọi là đá chứa, từ đó hình thành nên các bồn chứa tự nhiên. Tại các bồn chứa này, các hydrocacbon không thể di cư được nữa. Trong suốt quá trình di cư ban đầu, các hydrocacbon luôn chịu các biến đổi hóa học và dần nhẹ đi. ● Giai đoạn 4: Giai đoạn này gồm các quá trình biến đổi dầu mỏ trong các bồn chứa tự nhiên. 1.3. Thành phần và phân loại khí tự nhiên [2,4,5] 1.3.1. Thành phần của khí thiên nhiên. Khí tự nhiên là sản phẩm cuối cùng của quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ của thế giới sinh vật thành dầu khí trong lòng đất. Về mặt hóa học, CH 4 là hydrocacbon bền nhất, nên nó là hợp phần cơ bản của khí tự nhiên. Bên cạnh CH 4 khí tự nhiên còn chứa các hydrocacbon khí nặng hơn: C 2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14, C7H16... Ngoài các hydrocacbon, khí tự nhiên còn chứa các khí vô cơ: N 2, CO2, H2S và hơi nước bão hòa với hàm lượng không cố định. Bảng 1.1 trình bày thành phần của một số mỏ khí ở Việt Nam. Bảng 1.1: Thành phần khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long-Việt Nam (% theo thể tích). Công thức CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14 C7H16 C8H18 Điểm sương của hyđrocabon Điểm sương của nước Hàm lượng nước (g/m3) Tổng hàm lượng lưu huỳnh H2S RHS Rạng Đông (chưa xử lý) 0,130 0,180 78,042 11,109 6,947 1,208 1,648 0,258 0,207 0,112 0,134 0,025 300C Tại 45 bar Bạch Hổ (chưa xử lý) 0,109 0,327 74,672 12,218 7,176 1,548 2,221 0,548 0,589 0,390 0,165 0,036 440C Tại 45 bar -30,100C Tại 57 bar Cửu Long (đã xử lý) 0,042 0,386 83,573 12,757 2,438 0,301 0,371 0,061 0,059 0,012 0,000 0,000 -280C Tại 45 bar -1,100C Tại 45 bar - 0,102 Vết 17 (ppmv) 10 (ppmv) 17 (ppmv) 10 (ppmv) 8,7 (ppmv) - - 7,5 (ppmv) - 16,2 (ppmv) * Nguồn Petrovietnam Gas.Co, 11/2 1.3. 2. Thành phần hóa học và phân loại khí tự nhiên Hợp phần cơ bản của khí tự nhiên là CH 4, khí càng nặng thì hàm lượng CH 4 càng ít. Nhiệt độ ở các mỏ khí tự nhiên thường là một vài trăm độ do đó khí tự nhiên luôn chứa cả những hydrocacbon C 5+, những chất ở thể lỏng ở điều kiện thường. Lượng hydrocacbon C5+ có thể khá lớn đặc biệt là ở trong các mỏ ngưng tụ, đôi khi đạt đến bốn trăm gam/m3 khí. Khí tự nhiên bao giờ cũng chứa các khí vô cơ với hàm lượng thường giảm theo thứ tự N2, CO2, H2S, khí trơ (He, Ne), COS... Khí tự nhiên ở trong mỏ luôn luôn chứa hơi nước bão hòa, khí khai thác được cũng thường bão hòa hơi nước nhưng cũng có thể chứa ít hơi nước hơn. Việc khí khai thác có bão hòa hơi nước hay không là phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ áp suất trong suốt quá trình khai thác. Ở các mỏ khác nhau thành phần định tính và định lượng của khí tự nhiên khác nhau. Phân loại khí thiên nhiên Khí thiên nhiên có thể phân thành các loại sau: ● Theo nguồn gốc: + Khí đồng hành: Khí đồng hành là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu trong quá trình khai thác và sau đó được tách ra khỏi dầu. Khí đồng hành được khai thác từ các giếng dầu hoặc giếng dầu khí (chủ yếu là dầu). + Khí không đồng hành: Khí không đồng hành là khí khai thác từ mỏ khí và mỏ khí ngưng tụ Condensat. ● Theo thành phần: - Khí khô: Là khí có hàm lượng C2+<10%. - Khí ẩm: Là khí có hàm lượng C2+≥10%. - Khí chua là khí chứa H2S ≥5,8mg/m3 khí hoặc nhiều hơn 2% thể tích CO2. - Khí ngọt là khí có hàm lượng H 2S và CO2 thấp hơn các giới hạn của khí chua. - Khí nghèo (khí gầy) là khí có hàm lượng C3+ nhỏ hơn 50g/m3 khí. - Khí béo (khí giàu) là khí có hàm lượng C3+ lớn hơn 400g/m3 khí. 1.4. Một số tính chất cơ bản của khí tự nhiên [1,2,5,6]. Tính chất hóa lý của khí được quyết định bởi thành phần định tính và định lượng. Tùy theo mục đích sử dụng cụ thể người ta thường quan tâm đến một số trong các tính chất của khí. Sau đây là các tính chất tiêu biểu của khí và sản phẩm của khí. 1.4.1. Áp suất hơi bão hòa. Áp suất hơi bão hòa là áp suất ở trạng thái bay hơi cực đại, khi tốc độ bay hơi và tốc độ ngưng tụ trên bề mặt chất lỏng bằng nhau. Ta có thể coi gần đúng áp suất hơi bão hòa P của một dung dịch lỏng tuân theo công thức: n P=  P .x i 1 i i Với Pi, xi lần lượt là áp suất hơi bão hòa và nồng độ phần mol của cấu tử i trong lỏng. Vậy hợp phần i có nồng độ càng lớn, có áp suất hơi bão hòa càng lớn sẽ gây ra một áp suất hơi bão hòa riêng phần càng lớn. áp suất hơi bão hòa của dung dịch càng lớn khi chứa càng nhiều chất để bay hơi. 1.4.2. Khối lượng riêng và tỉ khối. Khối lượng riêng của khí lý tưởng: Lý thuyết về khí lý tưởng cho ta mối liên hệ sau: P.V = n.R.T (1.1) Trong đó: P: Áp suất (Bar) V: Thể tích (m3) T: Nhiệt độ (0K) n : số mol (mol) R : Hằng số của khí tưởng = 0,08314 Khối lượng riêng của khí lý tưởng: gp  M.P M.P  12, 03  R.T T (m3.bar/ (mol. 0K)) (1.2) Trong đó:  gp : Khối lượng riêng của khí lý tưởng (kg/m3) M: Khối lượng mol (kg/kmol). Khối lượng riêng của khí thực: g  Trong đó : M .P M .P  12,03  ( R.T .z ) (T .z ) (1.3) z : Hệ số nén. g : Khối lượng riêng của khí, [kg/m3]. Tỉ khối của khí A so với khí B là tỉ số giữa khối lượng riêng của khí A và khí B ở cùng nhiệt độ và áp suất. 1.4.3. Hàm ẩm và điểm sương của khí Khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác được từ các mỏ dưới lòng đất luôn bão hoà hơi nước. Hàm lượng hơi nước có trong hỗn hợp khí phụ thuộc vào áp suất, nhiệt độ và thành phần khí. Tại mỗi giá trị áp suất và nhiệt độ có thể xác định được hàm lượng ẩm tối đa của khí. Hàm ẩm tương ứng với trạng thái khí bão hoà hơi nước được gọi là hàm ẩm cân bằng hay còn gọi là độ ẩm cân bằng. Để biểu diễn hàm lượng hơi nước có trong khí, người ta sử dụng hai khái niệm: độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm tương đối. - Độ ẩm tuyệt đối: là lượng hơi nước có trong một đơn vị thể tích hoặc một đơn vị khối lượng (được biểu diễn bằng g/m 3 khí hoặc g/kg khí). - Độ ẩm tương đối: là tỷ số giữa khối lượng hơi nước có trong khí và khối lượng hơi nước tối đa có thể có trong khí ở điều kiện bão hoà (biểu diễn theo phần trăm hoặc phần đơn vị). - Điểm sương: nếu giảm nhiệt độ khí bão hoà hơi nước còn áp suất không đổi, thì một phần hơi nước bị ngưng tụ. Nhiệt độ tại đó hơi nước có trong khí bắt đầu ngưng tụ được gọi là điểm sương của khí ẩm tại áp suất đã cho. 1.4.4. Độ nhớt. Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức cản trở giữa hai lớp chất lưu khi chúng chuyển động tương đối với nhau. Đơn vị là cSt. Độ nhớt phụ thuộc rất phức tạp vào bản chất, nhiệt độ, nồng độ, áp suất. Không có một phương trình toán học nào, dù ở dạng rất phức tạp, cho phép tính độ nhớt của tất cả các sản phẩm dầu mỏ, mà chỉ có những phương trình gần đúng để tính độ nhớt cho những phân đoạn rất hẹp. Khác với ở thể lỏng, độ nhớt của hydrocacbon ở thể khí tăng nhiệt độ tăng, giảm khi phân tử lượng tăng. Độ nhớt gần như tăng tuyến tính với nhiệt độ, phân tử lượng càng lớn thì độ nhớt càng ít phụ thuộc nhiệt độ. Sự tăng áp suất làm tăng độ nhớt của hydrocacbon, đặc biệt khi chúng ở thể hơi. Người ta quan tâm đến độ nhớt của khí và sản phẩm của khí khi cần tính toán công suất bơm, máy nén, trở lực đường ống trên đường ống dẫn khí cũng như trong các thiết bị, khi tính độ hiệu dụng của tháp chưng cất... 1.4.5. Trạng thái tới hạn của khí. ● Nhiệt độ tới hạn TC: Một chất có thể biến từ trạng thái hơi sang trạng thái lỏng khi nhiệt độ giảm, áp suất tăng trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn một giá trị nào đó. Trên nhiệt độ đó không thể biến hơi thành lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ đó gọi là nhiệt độ tới hạn (tới hạn của cân bằng lỏng - hơi). Đối với các hydrocacbon từ C1 đến C5 có thể xác định nhiệt độ tới hạn T C (chính xác đến ± 10K) theo phương trình: TC  391,7(n  1)  190,7 2,645  (n  1) 0, 785 (1.4) (n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon). Tương ứng với nhiệt độ tới hạn Tc ta có các khái niệm áp suất tới hạn P c, thể tích tới hạn Vc. ● Áp suất tới hạn(Pc): Đối với các hydrocacbon từ C 1 đến C20 (trừ C18) có thể xác định chính xác đến ± 0,05 Mpa theo phương trình sau: PC  49,51 7,977  n1, 2 (1.5) (n: số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon). ● Thể tích tới hạn VC: Đối với các hydrocacbon từ C 3 đến C16 có thể xác định thể tích tới hạn chính xác đến 4cm3/mol có thể áp dụng phương trình: VC  58,0 . n  22 (1.6) (n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon) 1.4.6. Nhiệt cháy Nhiệt cháy của một chất là hiệu ứng nhiệt của phản ứng đốt cháy chất đó bằng ôxi tạo thành ôxit cao nhất và các chất tương ứng. Trong công nghiệp chế biến khí người ta dùng khái niệm nhiệt cháy trên và nhiệt cháy dưới. Nhiệt cháy trên là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể lỏng bão hòa CO2 và các sản phẩm cháy. Như vậy, về mặt thực nghiệm phải xác định nhiệt cháy trên bằng cách đốt nhờ O2 bão hòa hơi nước. Nhiệt cháy dưới, còn gọi là cháy tinh, là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể hơi. Nhiệt cháy dưới Qd bao giờ cũng nhỏ hơn nhiệt cháy trên Q t một đại lượng bằng nhiệt ngưng tụ hơi nước sinh ra. 1.4.7. Giới hạn cháy nổ Giới hạn cháy nổ dưới (trên) của một chất khí là phần trăm thể tích lớn nhất (nhỏ nhất) của khí đó trong hỗn hợp với không khí hoặc với ôxy nguyên chất khi hỗn hợp có thể cháy nổ. Công thức tính giới hạn cháy nổ dưới cho hỗn hợp khí. x y.  i i 1  N i n Với    100%  y : là giới hạn cháy nổ của hỗn hợp khí xi : là nồng độ phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp Ni : là giới hạn cháy nổ dưới của cấu tử i. Bảng 1.2. Một số tính chất hóa lý của hydrocacbon và N2, CO2, H2S Nhiệt T sôi hành C C H4 K 161,4 H6 H8 i C4H10 13,0 0,5 n C4H10 72,6 - 11,7 i C5H12 2 61,4 3 6,0 n 7,8 34,9 09,0 08,1 96,5 87,2 4 4,55 3 4,39 ,3 0 0 0 ,28 0 ,27 4,52 0 ,28 3 4,30 3 4,27 ,3 4 nén tới ,28 ,6 69,6 60,3 4,55 3 4 1 4 ,8 4 1 3 01,0 25,1 số ,28 ,2 4 1 3 2 69,8 ệ 6,19 ,8 3 1 52,0 4 H hạn g ,6 05,4 6,6 2 riêng tới hạn tới hạn M cm3/ 3 9 Thể p suất tích Pa 0,5 2,2 á 9 3 2 - K 82,6 84,5 0 - 1 42,6 3 1 - C 0 C 11,6 86,6 2 0 - C Nhiệt độ tới hạn 0 phần C5H12 độ 0 ,26 0 ,27 C H14 6 8,7 6 C H16 41,8 9 8,4 7 C H18 H20 C H22 23,9 74,1 10 N 47,2 - 195,7 2 C O2 S 2 94,6 26,2 1,05 10,4 4,20 2 4,18 0 ,25 0 ,24 3,21 0 ,29 7 3,17 9 - ,3 3 0 ,25 ,4 04,2 73,6 2 3 3 1 4,25 ,1 1 3 3 12,8 17,5 149,8 2 ,2 6 - 1 60,3 44,4 7,3 78,4 94,5 0 ,26 ,4 5 3 7 - H 21,4 4 4,25 ,7 68,7 0 ,26 2 5 3 4,27 ,0 40,1 95,6 3 5 2 4 1 07,3 67,0 98,8 5 2 3 1 50,7 9 3 1 C 2 34,2 71,5 25,6 8 3 1 ,27 ,0 0 ,28 CHƯƠNG 2. NHÀ MÁY GPP DINH CỐ 2.1. Nguyên liệu vào nhà máy và các sản phẩm chính. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, cách tỉnh lộ 44 khoảng 1 km, cách Long Hải khoảng 6 km về hướng bắc. Nhà máy có tổng diện tích 89.600 m2, dài 329 m, rộng 280 m. Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP theo đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG, Condensat 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 16 inch, khí khô được đưa về các nhà máy điện thông qua hệ thống đường kính 16 inch để dùng làm nguyên liệu. Nhà máy chế biến khí được xây dựng theo thiết kế bước sử dụng nguyên liệu với lưu lượng là 4,3 triệu m 3 khí/ngày đêm. Hiện nay, do mỏ Rạng Đông đã đi vào khai thác dầu và Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông về mỏ Bạch Hổ. Do đó, hiện nay toàn bộ lượng khí của mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch Hổ được nén và dẫn vào bờ, do đó hiện tại tổng lưu lượng khí cung cấp cho nhà máy khí Dinh Cố là khoảng 5,7 triệu m3 khí/ngày. Sản phẩm của nhà máy hiện nay bao gồm : +Khí khô thương phẩm với thành phần chủ yếu là metan và etan, được cung cấp cho nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện Phú Mỹ. +Condensat hay còn gọi là khí ngưng tụ, là một hỗn hợp hydrocacbon ở dạng lỏng trong điều kiện thường (1atm, 250C), thành phần chủ yếu là C5+. Dòng condensat được dẫn đến nhà máy chế biến condensat để pha chế thành xăng. +Bupro là hỗn hợp của butan và propan, hỗn hợp lỏng này được dẫn về kho cảng Thị Vải, tại đây nó được đưa ra thị trường. 2.2. Các chế độ vận hành của nhà máy GPP Dinh Cố  Chế độ vận hành AMF  Chế độ vận hành MF  Chế độ vận hành GPP 2.2.1 Chế độ vận hành AMF (Absorluted 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 được hoạt động với mục đích cung cấp khí thương phẩm gia dụng cho các nhà máy điện, đồng thời cũng thu hồi một lượng tối thiểu condensat với sản lượng 340 tấn/ngày. Chế độ AMF là chế độ dự phòng cho chế độ MF trong trường hợp chế độ MF, GPP và GPP chuyển đổi không hoạt động được như: xảy ra sự cố, sửa chữa, bảo dưỡng. ● Chế độ vận hành 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 25,6 0C đi qua thiết bị SlugCatcher, dòng khí và dòng lỏng được tách ra theo các đường riêng biệt, phần lớn nước lẫn trong hydrocacbon được tách và thải ra từ thiết bị này. Dòng hydrocacbon từ Slug-Catcher được giảm áp và đưa vào bình tách V-03 hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 20 0C để tách thêm phần nước vẫn còn lẫn lại trong hydrocacbon lỏng. Khi giảm áp suất từ 109 bar xuống còn 75 bar một phần hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng được tách ra nhưng do hiệu ứng JouleThomson đồng thời với việc giảm áp suất, nhiệt độ sẽ giảm xuống thấp hơn nhiệt độ tạo thành hydrat nên để tránh hiện tượng tạo hydrat này bình được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng ra từ thiết bị E-07. Dòng hydrocacbon 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 ở đầu V-08 được dùng để hút khí từ C-01 thông qua các bơm hoà dòng EJ-01A/B/C. Đầu ra của các bơm hòa dòng EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 21 0C, dòng hai pha này được nạp vào tháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03. Tháp tách 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 dòng khí thương phẩm dùng để cung cấp cho các nhà máy điện, hydrocacbon lỏng từ đáy C-05 được đưa sang tháp tách etan C-01. T K21 M E24 N ướ c V-03 K hí Đ ầu V ào S C01 A/ B E09 V08 E04 Hì nh 2. 1: E J01 Sơ Đ ồ C ôn C05 g N gh V15 ệ A M F M E13 E01 A/ B D ầu N ón g C01 C - ThấpTách Phân Đoạn. V - Thiết Bị Tách. SC- SlugCatcher. E- Thiết Bi Trao Đổi Nhiệt. ME- Thiết Bị Đo D ầu N ón g S al e G as Như vậy trong chế độ AMF tháp tách C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào, dòng thứ nhất là hydrocacbon lỏng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14, dòng thứ hai là dòng hydrocacbon lỏng từ đáy tháp C-05 được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01, tại đây hầu hết các thành phần nhẹ C 1, C2 được tách khỏi hỗn hợp đầu vào. Hỗn hợp lỏng từ đáy của tháp 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 đưa ra đường ống hoặc vào bồn chứa Condensat TK-21. 2.2.2.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 Bupro với sản lượng 630 tấn/ngày và condensat 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. Ngoài các thiết bị trong giai đoạn AMF, trong giai đoạn MF có thêm các thiết bị chính sau: - Tháp ổn định condensat (Stabilizer C-02) - Dehydration and Regeneration V-06A/B - Các thiết bị trao đổi nhiệt (Exchanger E-14, E-20) - OFVHD 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 Sale Gas. ● Chế độ vận hành MF: Dòng khí ra từ Slug-Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08 để tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu nhờn và các hạt rắn, tác dụng của V-08 là bảo vệ lớp chất lỏng hấp phụ trong V-06A/B 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 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 với 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 25,60C xuống -170C trước khi được làm lạnh bậc hai tại van giãn nở FV-1001. Tăng nhiệt độ cho chính dòng khí ra từ 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 đến thiết bị trao đổi nhiệt E-20 để làm lạnh dòng nguyên liệu của tháp C-05 từ nhiệt độ 25,6 0C xuống còn 190C đồng thời cũng gia nhiệt cho chính dòng lỏng từ C-05 trước khi được nạp vào đĩa trên cùng của tháp C-01. Hai tháp hấp phụ V-06A và V-06B được sử dung luân phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cấp nhiệt của dòng khí thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 220 0C bằng dòng dầu nóng tại E18, 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 ở chế độ AMF chỉ khác ở chỗ khí ra ở V-03 được đưa đến tháp C-01 thay vì đưa vào tháp C-05 như chế độ AMF. Ngoài ra trong chế độ 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 Bupro hơn và sản phẩm lỏng có chất lượng tốt hơn. Bu pr o T K21 M E24 Bu pr o Nư ớc E05 V07 M E26 V15 Sơ Đồ Cô Kh í Đầ u SC Và o-01 V-03 V08 E04 M E2 5 PV 17 01 E15 E18 C01 Hì nh 2.2 : V06 K04 V12 E01 A/ B PV 13 01 ng Ng F01 K01 hệ M F E14 E20 FV 10 01 C02 C05 M E13 E02 E03 Dầ uN ón g Dầ uN ón g V02 P01 A/ B No ựn g S al e G as 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 đĩa trên cùng. - Dòng khí từ đỉnh V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 và thứ 3. Tại tháp C-01 các hydrocacbon nhẹ C 1, 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 đĩa thứ 11 của tháp C02. Tháp C-02 làm việc ở áp suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 60 0C, nhiệt độ đáy là 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 lượng lỏng này được đưa đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-09 để làm lạnh trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensat thương phẩm TK-21. 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 Bupro đến kho cảng Thị Vải. 2.2.3. Chế độ vận hành GPP (Gas Processing Plant): Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy xử lý khí, lúc này nhà máy được hoàn thiện các thiết bị từ cụm thiết bị MF với mục đích thu hồi triệt để Condensat, 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 giai đoạn GPP như sau: - Khí thương phẩm: 3,3 triệu m3/ngày. - Propan 540 tấn/ngày, Butan 415 tấn/ngày. - Condensat 400 tấn/ngày. ● 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) - Splitter (C-03) - Máy nén K-02, K-03 - Stripper C-04 ● Mô tả vận hành chế độ GPP: Khí đồng hành từ ngoài khơi vào có áp suất 109 bar, nhiệt độ khoảng 25,6 0C 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 tiếp tục xử lý tiếp, còn dòng khí tách ra khỏi V-08 được đưa vào tháp tách V-06A/B dùng chất hấp phụ rắn để tách hydrat. - 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 giãn của thiết bị Turbo-Expander CC-01, tại đây khí giãn nở từ 109 bar xuống còn 33,5 bar, đồng thời do hiệu ứng Joule-Thomson nhiệt độ cũng giảm xuống còn -18 0C, dòng khí này sẽ được đưa vào đáy tháp tinh lọc 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 26 0C 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 -35 0C 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 đỉnh -42,4 0C, 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 đĩa thứ nhất của tháp C-01 để tiếp tục xử lý tiếp. C on Pr V- op V- B T de 21 an 21 ut K- ns B an 21 at A e M E25 M E26 M E24 N ướ c V07 S C01 E15 V08 K03 E18 K02 K04 V06 F01 V13 E08 C04 K hí Đ ầu V ào V03 E14 V14 E09 E19 E19 F V18 02 E04 C C01 K01 F V17 01 E01 E12 C01 E14 F V10 01 M E13 V15 P V12 01 F V13 01 E03 C02 C05 Sa le G as E02 V02 P01 E17 C03 E1 0 E11 V05 P03 Khí thoát ra khỏi 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 làm lạnh là dòng lỏng đến tử V-03 có nhiệt độ 20 0C sau đó được đưa vào tháp tách khí nhẹ C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng đến từ bình tách V-03. Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh 40 0C, 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 đưa vào dòng khí nguyên liệu. Tháp tách C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 29 0C, nhiệt độ đáy 1090C, Sản phẩm đáy của C-01 chủ yếu là C 3+ được đưa đến tháp ổn định C-02 để tiếp tục xử lý tiếp. Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 55 0C, nhiệt độ đáy 1340C có nhiệm vụ tách riêng Condensat và Bupro. Hỗn hợp khí ra ở đỉnh của C-02 là hỗn hợp Bupro được ngưng tụ toàn bộ ở nhiệt độ 43 0C 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 (Nhiệm vụ của bơm P-01A/B là bù đắp sự chênh áp suất giữa tháp C-01 11 bar và tháp C-02 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 C03, sau đó được nạp lại vào tháp C-03. Sản phẩm đáy của C-02 là Condensat thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc đường ống Condensat. Tháp C-03 có nhiệm vụ tách riêng C3, C4 ra khỏi Bupro. Khí ở đỉnh C-03 là hơi của Propan, hơi này được tụ toàn bộ ở nhiệt độ 46 0C 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 bằng dầu nóng E-10 (ở 970C) đun sôi để làm tác nhân cấp nhiệt cho E-17, sau khi được cấp nhiệt dòng này lại được làm mát tại E-12, nhiệt độ hạ xuống còn 45 0C cuối cùng được đưa vào ống dẫn Butan.