công nghệ chế biến khí trong nhà máy dinh cố (42012)

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố trực thuộc công ty PV GAS là đơn vị trực thuộctập đoàn dầu khí quốc gia việt nam PETROVIETNAM hoạt động trong lĩnh vựcvận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản

KHOA CÔNG NGHỆ HOÁ - -

BÀI TIỂU LUẬN

Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố

GVHD : Lê Thị Kim Huyền

SVTH : 1.Nguyễn Minh Khiêm

2 Nguyễn Văn Thuận

Mục Lục

Lời Nói Dầu 3

Phần 1: Tổng Quan Về Nhà Máy Chế Biến Khí Dinh Cố 4

1.1 Vị trí: 4

1.2 Mục đích chính của nhà máy: 4

1.3 Các nguồn nguyên liệu cung cấp khí cho nhà máy: 4

Phần 2: Sơ Lược Về Nhà Máy Chế Biến Khí Dinh Cố 5

2.1 Nguyên lý vận hành 5

2.2 Các giai đoạn thiết kế nhà máy 6

2.3 Điều kiện nguyên liệu vào 7

2.4 Sản phẩm của nhà máy 7

2.4.1 Sản phẩm thương mại 7

2.4.2 Khí hóa lỏng LPG 11

2.4.3 Condensat 14

Phần 3: Quy Trình Công Nghệ Sản Xuất Của Nhà Máy 17

3.1 Các thiết bị chính của nhà máy 17

3.1.1 Thiết bị SLUG CATCHER 17

3.1.2 Thiết bị bốc hơi V- 03 .18

3.1.3 Tháp tách ethan C- 01 .18

3.1.4 Tháp ổn định C- 02 (stabilizer) 19

3.1.5 Tháp tách C3/C4 (C- 03) .19

3.1.6 GAS STRIPPER C-04 .20

3.1.7 Tháp làm sạch C-05 20

3.1.8 Hệ thống tách nước V-06 A/B 21

3.1.9 Thiết bị TURBO – EXPANDER 21

3.1.10 Máy nén khí 22

3.1.11 Hệ thống đuốc .22

3.1.12 Hệ thống bồn chứa và bơm các sản phẩm .22

3.1.13 Hệ thống bơm metanol 22

3.1.14 Hệ thống gia mùi 23

3.1.15 Hệ thống cấp phát cho xe bồn 23

3.2 Ba chế độ vận hành trong nhà máy chế biến khí dinh cố .23

3.2.1 Chế độ AMF .24

3.2.2 Chế độ MF 28

3.2.3 Chế độ GPP 31

3.3 Chế độ vận hành hiện tại nhà máy (GPP chuyển đổi) 35

Phần 4: An Toàn Trong Vận Hành 40

4.1 Bộ phận phòng cháy chữa cháy .40

4.2 Phát hiện nguy cơ cháy nổ 40

4.3 Hệ thống chữa cháy 40

4.4 Hệ thống chống sét .40

4.5 Các biện pháp làm giảm ô nhiễm môi trường 40

Kết Luận 41

Lời Nói Dầu

Không riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất đượcquan tâm và chú trọng phát triển Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch củamột 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 vàphát triển, tiềm năng về khai thác và chế biến dầu chưa thật sự phát triển Tuy nhiênnền công nghiệp khí Việt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng đượcnhu cầu tiêu dùng trong nước

Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nên nhiều tập đoàn dầu khí như: VietsoPetro, Petro Vietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài như: BP (vươngquốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC – liên doanhViệt - Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu khí cònnon trẻ ở Việt Nam

Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nóichung 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 bướcphát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí Việt Nam

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố trực thuộc công ty PV GAS là đơn vị trực thuộctập đoàn dầu khí quốc gia việt nam (PETROVIETNAM) hoạt động trong lĩnh vựcvận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí Là nơi chế biến và cung cấptoàn bộ các sản phẩm khí cho toàn khu vực miền nam, cũng như trên toàn quốc.Công ty đã không ngừng phát triển nhằm nâng cao chất lượng sản phẩm, ổn định thịtrường, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước cũng như xuất khẩu Phấn đấu để trởthành đơn vị đi đầu trong việc phát triển kinh tế, xây dựng đất nước ngày một phồnvinh

Trong bài tiểu luận này chúng tôi xin trình bày về công nghệ và các quá trìnhchế biến khí trong nhà máy chế biến khí dinh cố

Phần 1: Tổng Quan Về Nhà Máy Chế Biến Khí Dinh Cố

1.1 Vị trí:

Công ty TNHH chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí, tên tiếng anh làPetrovietnam Gas Company (PVGAS) Là một đơn vị thành viên của tập đoàn dầukhí quốc gia Việt Nam (Petro Vietnam); chuyên vận chuyển, chế biến, phân phối,kinh doanh khí, sản phẩm khí và vật tư thiết bị liên quan trên toàn quốc

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện LongĐất, Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờcủa đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km Diện tích nhà máy 89.600 m2

(dài 320 m, rộng 280m)

1.2 Mục đích chính của nhà máy:

 Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầutại mỏ Bạch Hổ

 Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú

Mỹ, và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác

 Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hànhban đầu

Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốtlãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng nó Hơnnữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ vàđược xem là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, củi, dầu diesel…

1.3 Các nguồn nguyên liệu cung cấp khí cho nhà máy:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu đượcvận 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 khô sau khi tách hydrocarbonnặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên liệu cho nhà máyđiện

Hiện nay, do sản lượng khí từ mỏ Bạch Hổ đang giảm dần theo thời gian nênnhà máy sẽ tiếp nhận khí bổ sung từ các mỏ khác từ khu vực bể Cửu Long: Sư TửTrắng, Rồng - Đồi Mồi, Tê Giác Trắng…

Phần 2: Sơ Lược Về Nhà Máy Chế Biến Khí Dinh Cố

2.1 Nguyên lý vận hành.

Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đườngống 16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và cáchydrocarbon nặng hơn Phần khí khô được làm nguyên liệu cho nhà máy điện Phú

Mỹ, Bà Rịa

Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo-Expander nhằm thu hồi C3,C4, vàcondensate Các sản phẩm lỏng, khí sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn vào theo bađường 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 lượngphụ thuộc vào công suất khai thác dầu thô ngoài giàn Do có sự chênh lệch giữa nhucầu, tiêu thụ khí khô và khả năng cung cấp khí ẩm Vì lẽ đó việc vận hành nhà máytuân theo nguyên tắc ưu tiên sau:

Ưu tiên cao nhất của nhà máy là tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm cấp vào từngoài khơi Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom được ngoài khơi,thì nhà máy vẫn tiếp nhận tối đa lượng khí dư sau khi đã được xử lý thu gom phầnlỏng sẽ được đốt bỏ

 Ưu tiên đối với nguồn cung cấp khí khô cho nhà máy điện:

Trong trường hợp nhu cầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng khí cungcấp từ biển vào thì việc thu hồi các sản phẩm lỏng sẽ được giảm tối thiểu nhằm bùđắp 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 lưulượng

 Ưu tiên cho sản suất dầu:

Trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máy điện thấp hơn so với khícung cấp từ ngoài biển, thì khí khô dư sau khi đã thu hồi lỏng sẽ được đốt tại nhàmáy

2.2 Các giai đoạn thiết kế nhà máy.

 Nhằm đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh động (đề phòngmột số thiết bị chính gặp sự cố)

 Đảm bảo cho hoạt động của nhà máy được lien tục khi thực hiện bảodưỡng sữa chữa thiết bị thiết bị không ảnh hưởng đến cấp khí cho các

hộ tiêu thụ

Nhà máy được thiết kế vận hành ở 03 chế độ khác nhau

Giai đoạn AMF: bao gồm hai tháp chưng cất, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình

tách để thu hồi khoảng 340 tấn condensate/ngày đêm từ 4,3 triệu m3 khí ẩm/ngàyđêm Gai đoạn này không có máy nén nào được sử dụng

Giai đoạn MF: bao gồm các thiết bị AMF và bồ sung thêm một thiết bị chưng

cất, một máy nén pittông chạy khí 800 kW, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình tách đểthu hồi hỗn hợp bupro khoảng 630 tấn/ngày đêm và condensate khoảng 380tấn/ngày đêm

Giai đoạn GPP: với đầy đủ các thiết bị như thiết kế để thu hồi 540 tấn

propan/ngày, 415 tấn butan/ngày đêm và 400 tấn condensate/ngày đêm GPP baogồm các thiết bị của MF bổ sung thêm: 1 turbo-expander 2200 kW, máy nénpittong 2 cấp chạy khí 1200 kW, 2 tháp chưng cất, các thiết bị trao đổi nhiệt, quạtlàm mát và các thiết bị khác

Theo thiết kế ban đầu, nhà máy chỉ sử dụng một máy nén pittong K-01A đểhồi lưu lượng khí đỉnh tháp tách etan nhằm tăng hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏnghoặc có thể đưa ra trộn với khí khô để cung cấp cho nhà máy điện, khi phải dừngmáy nén này để bảo dưỡng hoặc khi gặp sự cố, thì toàn bộ lượng khí đỉnh tháp C-01

sẽ phải bị đốt bỏ rất lãng phí và ảnh hưởng đến môi trường Do đó nhà máy đã đượclắp đặt thêm máy nén thứ 2 (K-01B)

Sau khi hoàn tất chế độ GPP, tùy vào điều kiện và hoàn cảnh mà việc sửdụng các chế độ được áp dụng linh hoạt

Kể từ năm 2002, sau khi đưa vào vận hành trạm nén khí đầu vào nhà máy đãvận hành theo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánh giá và thiết kếlại

2.3 Điều kiện nguyên liệu 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

ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2, N2, CO2… tùythuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi

Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô

Nhà máy điện nói chung

Áp suất tối thiểu, bar Tuỳ theo mỗi nhà máy

Nhiệt độ điểm sương -100C

Nhiệt độ điểm sương của nước -750C

Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m3

Người ta phân thành hai loại nhiệt trị:

 Nhiệt trị toàn phần: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toàn một đơn

vị vật chất khí thương phẩm thu được cộng thêm phần nhiệt lượng sinh

ra khi ngưng tụ phần hơi nước của sản phẩm cháy

 Nhiệt trị tối thiểu: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toàn một đơn

vị vật chất khí thương phẩm, được đo trong điều kiện ở dạng hơi

Hàm lượng các hợp chất lưu huỳnh

Việc hạn chế thành phần các hợp chất lưu huỳnh trong không khí nhằm tránhhiện tượng ăn mòn, tạo các hợp chất gây độc, giảm nhiệt trị khi cháy

Tiêu chuẩn các hợp chất lưu huỳnh ở đây thường biểu diễn cho hàm lưọng

H2S Thông thường hàm lượng H2S thường được quy định trong khoảng 20 – 40ppm

Tiêu chuẩn thường được đưa ra để tránh hiện tượng tạo thành hydrat trong quátrình giảm áp để đốt khí sản xuất điện Tiêu chuẩn này thay đổi theo từng nước vàtừng khu vực Nó thường được biểu diễn bằng khối lượng nước có trong một đơn vịthể tích khí thương phẩm hoặc nhiệt độ điểm sương của khí tại áp suất tiêu chuẩn(1000psi tương đương 70bar).

Ở Mỹ người ta quy định hàm lượng nước trong khí thương phẩm cao nhất ở

112 mg/m3, còn ở Châu Âu thì khoảng 50 đến 60 mg/m3 tương đương với nhiệt độđiểm sương của khí -100C

Nhiệt độ điểm sương hydrocacbon

Tiêu chuẩn này được đưa ra để đánh giá hàm lượng lỏng tự do, các chất rắn,hàm lượng nhựa và khả năng tạo nhựa của khí thương phẩm Tiêu chuẩn này được

ấn định bằng nhiệt độ điểm sương cao nhất tại áp suất của dòng khí ra khỏi nhàmáy Tiêu chuẩn này thường được đưa ra do các yêu cầu của nhà máy điện Ở TâyBắc và Châu Âu, tiêu chuẩn này thường thay đổi trong khoảng từ -10 đến 00C.Tiêu chuẩn này còn có thể xác định theo hàm lượng hydrocacbon lỏng tự do

có trong khí thương phẩm Theo cách đo này, tiêu chuẩn của khí thương phẩm làkhoảng 15 mg/m3

Các tiêu chuẩn khác

Trong khí thương phẩm ngoài thành phần là khí metan và các hydrocacbonnhẹ còn chứa các cấu tử phi hydrocacbon như: N2, He, Ar, CO2, O2, Hg

 Các cấu tử N2, He, Ar thường được khống chế nhỏ hơn 1 – 2 %

CO2 thường được khống chế nhỏ hơn 2% bởi vì tính ăn mòn và có nhiệt cháy bằngkhông

2.4.2 Khí hóa lỏng LPG.

Khí hoá lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là propan và butan đượcnén 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

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 từngvùng, từng nước mà yêu cầu các cấu tử C3, C4 là khác nhau Ví dụ, đối với nhữngvùng có khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàmlượng 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 hoá hơi nhờ thiết bị gianhiệt bên ngoài hỗ trợ Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 và C4, nếusản phẩm là butan thì thành phần C5 chiếm tối đa là 2% Thành phần LPG phải đảmbảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định

Các thông số kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Áp suất hơi bão hòa 13 bar ở 37.70C 4.83 bar ở 37.70C

Hàm lượng etan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tíchHàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tíchHàm 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 thìpropan tạo ra một thể tích khí lớn hơn Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cáchnhau khá xa

 Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t0 = -45, P = 1bar hoặc t0 = 200C,

 Có chứa khoảng trống trong bồn

 Lắp đặt van an toàn trên các ống dẫn trên thiết bị

 Nguy hiểm do áp suất

 Nguy hiểm do lửa và nhiệt độ

 Nguy hiểm do gây ngạt: do LPG không có mùi do đó phải pha thêm chất tạo mùi để phát hiện khi khí thoát ra Alkylmercaptan thường được

sử dụng cho mục đích gia mùi với tỷ lệ 3 – 5 ppm

Các khả năng sử dụng khí hóa lỏng:

 Sử dụng làm nguyên liệu

 Sử dụng trong dân dụng

 Sử dụng trong sản xuất vật liệu xây dựng

Sử dụng làm nhiên liệu hóa dầu: có thể từ propan, butan sản xuất etylen,propylen, butadien phục vụ cho ngành nhựa, cao su, đặc biệt là sản xuất dung môi

Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở từng chế độ khác nhau

2.4.3.1 Nguồn gốc chung của condensat

Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màuvàng rơm Do đó các bồn chứa condensat được sơn màu vàng rơm Condensat thuđược từ nguồn khí mỏ Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ có sốnguyên tử cacbon nhỏ hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà có thể ởtrạng 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 cáchydrocacbon có C > 5 cũng ngưng tụ do hiện tượng lôi kéo Ở các mỏ dầu, khí tách

ra khỏi dầu ở điều kiện miệng giếng gọi là khí đồng hành Trong quá trình vậnchuyển khí ở các đường ống dẫn hay các thiết bị tách, khí có số nguyên tử cacbonlớn hơn 5 sẽ ngưng tụ tạo thành condensat Tuy vậy condensat vẫn chứa một lượngkhí hóa lỏng do hiện tượng lôi kéo

Do vậy condensat bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng và tỷ trọng caohơn propan và butan thường được ký hiệu là C5 Ngoài các hydrocacbon no,condensat còn chứa các hydrocacbon mạch vòng, các nhân thơm

Condensat thường được ổn định theo các tiêu chuẩn thương mại, chủ yếu làcác tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa trong khoảng 0,6 – 0,7 bar Ở áp suất nàycondensat tồn trữ và vận chuyển kinh tế hơn

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 1030C Sau đó khí khô theo đườngống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài6300m 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 thànhtrong đường ống Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầujoule_thompson Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,50C do hiệu ứngjoule_thompson Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó làbình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuấtkhẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ Trữ lượng condensatenày không lớn

Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống Ởgiai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vậnchuyển 1500 triệu m3/năm Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụhơn Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t0=450C Tại Dinh

Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biếnkhí, sản lượng condensate này là 9500 tấn/năm

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

2.4.3.2 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 sẽ 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 C4-C10 Các dung môi này được

sử dụng rộng rãi trong quá trình sản xuất công 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 quá trình trích ly như trong quá 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 hặoc có màu vàng nhạt, không hòa tan trong nước nhưng hòa tan rất tốt trong các dung môi hữu cơ

Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chất phân cực

Dung môi PI(0F) PF(0F)

Ete dầu hỏa 86 140

Dung môi cao su 150 250

Naphta sạch 150 157

Dung môi khử mùi 350 450

Dung môi pha sơn 420 560

Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu được các sảnphẩm khác như: n-pentan, n-heptan, naphtan nhẹ…

Các sản phẩm hóa dầu:

Condensat qua quá trinh crakinh hơi có thể sản xuất các olefin như Etylen,Butadien, ở những nơi không đủ Etan hay Propan làm nguyên liệu thì condensat lànguyên liệu rất quý để sản xuất olefin Condensat qua quá trình reforming xúc tác

3.1 Các thiết bị chính của nhà máy

3.1.1 Thiết bị SLUG CATCHER

Thiết kế ban đầu:

Áp suất: 109 bar

Lưu lượng khí từ SC-01/02: 4,3 trm3/ngày

Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m3/ngày.

Vận hành hiện tại:

Áp suất : 70 – 75 bar

Lưu lượng lỏng từ SC-01/02: 4,9 trm3/ngày

Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,6 triệu m3/ngày

Theo đánh giá của Fluor Daniel Inc trong tương lai SC-01/02 vẫn đủ khả

năng để tiếp nhận và xử lý dòng khí ẩm đầu vào với lưu lượng khoảng 6 triệu

m3/ngày Tuy nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ýđến hệ thống scrubbers của máy nén đầu vào

Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher

(SC-01, 02) để phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar vànhiệt độ 25,60C SC bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m3 Khiphân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ công nghệ tiếptheo

Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới sựđiều khiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm hai mức A (cao),

B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0112 Trong trường hợp lượnglỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng lỏng sẽ đóng đểtranh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03

Nước từ thiết bị SC đến thiết bị ILIC-0112 &0122 thông qua bình tách nước

và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển và hydrocacbon hấpphụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ được đưa đến Brun pit(ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn nước sẽ được đóng đểtránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52

3.1.2 Thiết bị bốc hơi V- 03.

Thiết bị bốc hơi V-03 là thiết bị bốc hơi ba pha nằm ngang, vận hành ở áp suất75bar, nhiệt độ 180C Mục đích của thiết bị này để tách hydrocacbon nhẹ hấp thụtrong condensat Với việc giảm áp từ 109bar xuống 75bar thì nhiệt độ sẽ giảmxuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrat (200C) thì các khí hydrocacbon nhẹ chủ yếu là

C2, C3 được tách ra khỏi phần lỏng và được nén bởi máy nén K-03 từ 75 bar lên 109bar để hòa cùng với khí ra từ SC Vì nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thànhhydrat nên cần phải có hai van điều khiển mức, một cái như thiết bị dự trữ tại đầuvào của thiết bị bốc hơi Trong trường hợp tinh thể hydrat hình thành trong van thì

người ta phun metanol vào Ở trong bồn có hệ thống gia nhiệt để đảm bảo nhiệt độlớn hơn 200C, lưu lượng của dòng lưu chất nóng được điều khiển bằng thiết bị điềukhiển nhiệt, còn condensat được điều khiển bởi thiết bị điều khiển mức Nước đượcgóp lại ở đáy bồn và được điều khiển ở thiết bị điều khiển mức thông qua thiết bịbốc hơi V-52 như trong trường hợp của thiết bị SC Áp suất vận hành của thiết bịbốc hơi được khống chế ở 75bar bằng van điều áp bắt trên đường ống dẫn hơi nước.

3.1.3 Tháp tách ethan C- 01.

Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữa C2 và

C3 C2-và một phần nhỏ C3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C3 và mộtphần nhỏ C2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02 để phân táchtiếp thành LPG và condensate

Áp suất hoạt động của tháp tách ethan C-01 là 27bar cho chế độ MF và GPPhoặc 20bar cho chế độ AMF Nhiệt độ ở đáy và đỉnh tương ứng là 140C và 1090Cứng với chế độ GPP, đối với chế độ MF thì nhiệt độ này là 60C và 1200C Trong chế

độ AMF thì không có dòng hồi lưu của lưu thể lạnh nên nhiệt độ trong tháp rất cao,nhiệt độ ở đỉnh và đáy tương ứng là 63,70C và 1940C

Tháp tách etan C-01 được thiết kế 32 đĩa van Phần trên của tháp có 13 đĩa vớiđường kính là 2,6m Phần dưới của tháp có 19 đĩa với đường kính 3,05m Tháp này

có hai nguồn cung cấp, nguồn thứ nhất là dòng lỏng từ tháp stripper khí sau khi làmnóng từ 400C lên 860C trong bộ trao đổi nhiệt E-04 đi vào đĩa thứ 20 Nguồn thứ hai

là chất lỏng ở đáy tháp làm sạch C-05 có nhiệt độ -230C vào đĩa trên cùng của tháp,chứa 95% mol chất lỏng dùng cho việc phun tưới

Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế

độ AMF dự phòng Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổnđịnh bằng sự bốc hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensat ởnhiệt độ rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn địnhkhông hoạt động Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách etanhoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 cóthể được sử dụng

Áp suất vận hành của hệ thống tháp C-02 được khống chế ở 11bar, bằng cáchkhống chế hiệu suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặc đóng mộtdòng khí bypass nóng qua van TV-1501A, công suất thiết kế là 30% dòng tổng khí

sẽ được đốt qua van PV-1501B

Tháp C-02 gồm 30 đĩa van với đường kính 2,14m, đĩa nạp liệu là đĩa số 10;một thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy LPG trong tháp C-02 sẽđược tách ra khỏi condensat

3.1.5 Tháp tách C 3 /C 4 (C- 03).

Thiết bị C-03 được lắp đặt ở chế độ GPP nhưng cũng có thể hoạt động ở chế

độ MF và AMF dự phòng Ở chế độ MF người ta không phân tách C3, C4 mà sảnphẩm lỏng là hỗn hợp C3, C4 Tuy nhiên nếu người ta cần tách C3 khỏi C4 thì cũng

có thể chạy thiết bị này Áp suất hoạt động của tháp C-03 được khống chế ở 16barbằng cách điều khiển công suất của thiết bị E-19 nhờ việc đóng hoặc mở dòng khínóng ở van Bypass PV-2101A, có công suất thiết kế là 30% dòng tổng Lượng khí

dư được đem đi đốt thông qua van PV-2101B

Tháp tách C-03 được cấu tạo có 30 đĩa van với đường kính 1,7m, nhiên liệu đượcnạp vào tại đĩa thứ 14 kể từ đỉnh xuống Có một thiết bị ngưng tụ và một thiết bịđun sôi lại Tại tháp C-03 thì propan và butan được tách ra khỏi nhau

3.1.6 GAS STRIPPER C-04.

Thiết bị C-04 chỉ được lắp đặt ở chế độ GPP nên cũng nên chạy nó ở chế độ

MF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP Ở chế độ AMF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP,hai máy nén alter có thể được sử dụng nhưng có thể không dùng một cái Khi ở chế

độ AMF, nếu khí dùng để stripping là khí đến từ đỉnh tháp deethaniser không sửdụng được Máy nén còn lại được dùng để giữ lưu lượng của condensat đến từ V-03trong chế độ GPP cho dù khí stripper không đủ sử dụng được

Hàm lượng nước đầu vào: hàm lượng nước bảo hoà trong khí ở 109bar và 260

Outlet Dew point: -65 oC

Chênh áp tối đa cho phép: 80 kpa

Hai tháp làm việc song song, thời gian chuyển tháp là 8h

Do đã có hệ thống tách nước bằng dietthylene glycol từ thượng nguồn tại giànnén trung tâm nên chu kỳ làm việc hiện nay có thể kéo dài lên 24h Do đó nếu mởrộng công suất dòng khí đầu vào thì V-06A/B vẫn đủ khả năng tiếp nhận và xử lý