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
- Xem thêm -