Báo cáo: " QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ " ppsx

Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.Mặc dù mỏ khí Tiền Hải Thái Bình mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiê

Báo cáo: " QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ

MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ "

MỤC LỤC Lời Mở Đầu -Trang 4

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam Trang 6

1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố Trang 6

1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy Trang 7

1.2.2 Mục đích xây dựng nhà máy Trang 7

1.3 Sơ lược quy trình thiết kế Trang 8 Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1 Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật Trang 11

2.2 Sản phẩm tạo thành từ nhà máy Trang 12

2.2.1 Khí khô thương phẩm Trang 122.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas) Trang 13

2.2.3 Condensate Trang 16

2.3.1 Chế độ vận hành Trang 182.3.2 Chế độ AMF Trang 19

2.3.2.1 Sơ đồ công nghệ Trang 19

2.3.2.2 Mô tả sơ đồ Trang 212.3.3 Chế độ MF Trang 222.3.3.1 Sơ đồ công nghệ Trang 222.3.3.2 Mô tả sơ đồ Trang 232.3.4 Chế độ GPP Trang 242.3.4.1 Sơ đồ công nghệ Trang 252.3.4.2 Mô tả sơ đồ Trang 262.3.5 Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi Trang 272.3.5.1 Sơ đồ công nghệ Trang 282.3.5.2 Mô tả sơ đồ Trang 29

2.4 Các thiết bị chính trong nhà máy Trang 30

2.4.1 Slug Catcher Trang 302.4.2 Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống Trang 31

2.4.3 Thiết bị Turbo Expander Trang 312.4.4 Bình tách V-03 Trang 322.4.5 Tháp tách tinh C-05 Trang 33

2.4.6 Tháp tách ethane C-01 Trang 332.4.7 Tháp C-04 Trang 332.4.8 Tháp ổn định C-02 Trang 342.4.9 Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter Trang 35

2.5 Các hệ thống trong quá trình sản xuất Trang 36

2.5.1 Hệ thống LPG và xe bồn Trang 362.5.2 Hệ thống đuốc đốt Trang 362.5.3 Hệ thống bơm Methanol Trang 372.5.4 Hệ thống xả kín Trang 372.5.5 Hệ thống bơm và bồn chứa Trang 382.5.6 Hệ thống gia mùi Trang 38

2.6 Phòng chống cháy nổ Trang 38 2.7 Hệ thống phụ trợ Trang 39

2.7.1 Hệ thống khí công cụ Trang 392.7.2 Hệ thống sản xuất khí Nitơ Trang 40

2.7.3 Hệ thống nước làm mát Trang 40 Chương 3: KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN Trang 42

Phụ lục -Trang 43Tài liệu tham khảo: -Trang 45

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ KIẾN TẬP CỦA CÔNG TY

Họ và tên sinh viên: Phan Văn Huân

Nguyễn Văn Tới

Trần Thanh Tuấn

Đơn vị : Trường Đại học Bà Rịa- Vũng Tàu

Địa điểm kiến tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố - Công Ty Chế Biến Khí Vũng Tàu Mục đích kiến tập: Tìm hiểu về cơ cấu tổ chức, công nghệ và vấn đề môi trường Thời gian kiến tập: Từ 06/06/2011 đến 07/07/2011

-

………., Ngày…… tháng ……năm 2011

Xác nhận của đơn vị (Ký tên, đóng dấu)

ĐÁNH GIÁ CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN

1 Thái độ tác phong khi tham gia kiến tập:

2 Kiến thức chuyên môn:

3 Nhận thức thực tế:

-

4 Đánh giá khác:

-5 Đánh giá kết quả kiến tập: Giảng viên hướng dẫn

LỜI MỞ ĐẦU

Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam có sự phát triển tích cực và hiệu quả Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về năng lượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trở nên căng thẳng Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triển ngành công nghiệp dầu mỏ và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tế mũi nhọn hiện nay Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát triển và đạt được những thành công vượt bậc Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ở nước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời điểm mà dòng khí đồng hành đầu tiên của mỏ Bạch Hổ được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sự vận hành

Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trở thành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà

Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệm cho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kể từ năm 1995 đến nay bằng việc sử dụng khí thay cho việc nhập khẩu dầu DO để phát điện PV GAS đã đóng góp doanh thu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng

Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tự nhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng khách hàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện, sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tinh,… Với những gì mà ngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào

Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đẩy nhóm sinh viên chúng tôi tìm tòi, đi sâu vào nghiên cứu để hiểu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìm hiểu sâu về quy trình xử lý khí ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố trong chuyến đi thực tập tại nhà máy này trong tháng sáu vừa qua

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM VÀ

NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam

Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990, trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt Việt Nam Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng Tàu

Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến

và Kinh doanh sản phẩm khí Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí

Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở

tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đầu tư 100% vốn điều lệ

Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát viên, Tổng Giám đốc, các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng ban chức năng và các đơn vị thành viên

Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyển đổi sang hoạt động theo mô hình Công ty mẹ - Công ty con PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanh nghiệp và đảm bảo tiến độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010

Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tổ chức, triển khai xây dựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hổ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên của ngành công nghiệp khí Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí do PV GAS quản

lý đã và đang được hoàn thiện, phát triển đồng bộ

Mỗi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ m3 khí, hơn 600.000 tấn LPG và gần 100.000 tấn condensate làm nguyên, nhiên liệu để sản xuất gần 40% sản lượng điện, trên 30% thị phần phân bón, 10% sản lượng xăng và trên 60% thị phần khí hóa lỏng cả nước hàng năm

Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) để phục

vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi trường

Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiện đại, bảo đảm chất lượng, an toàn Đáng kể nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệ thống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tổng chiều dài đường ống dẫn khí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 110 km; các nhà máy xử lý khí Dinh

Cố, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm Ngoài ra, PV GAS còn sở hữu hệ thống bồn chứa Condensate, hệ thống 6 kho chứa LPG có tổng sức chứa 15.000 tấn

Ngày 11/5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 – Cà Mau đã vào bờ Dự kiến mỗi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Mau khoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng

Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí để sản xuất khoảng 40-50% sản lượng điện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc

1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố

1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy

Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng

số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu Nhà máy GPP cách tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xây dựng với quy mô to lớn với diện tích 89.600 m2( dài 320 m, rộng 280 m) Toàn

bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động,

Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế bến nguồn khí đồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m3khí/năm( tương đương với khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày)

 Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn.

 Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế

 Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu

Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh Cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều mặt

• Về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu để sản xuất các sản phẩm khí đem lại lợi ích ứng dụng và doanh thu rất lớn

• Về môi trường: Có thể góp phần giúp giảm thiểu đáng kể sự ô nhiễm do việc đốt

bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí

Nhà máy sử dụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏ khác, được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy Lưu lượng theo thiết kế ban đầu của nhà máy là 4,3 triệu m3 khí/ngày Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu m3 khí/ngày

Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng, condensate v.v Các sản phẩm này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quan trọng cho rất nhiều ngành công nghiệp khác Điều đó góp phần đáng kể trong việc bảo vệ môi trường, tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo từ biển Đông

1.3 Sơ lược quy trình thiết kế

Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander để thu hồi C3 propane khoảng 540 tấn/ngày, C4 butane khoảng 415 tấn/ngày và condensat khoảng 400 tấn/ngày Sản phẩm lỏng nhà máy dược dẫn theo được dẫn ra khỏi nhà máy qua 3 đường ống 6” đến kho cảng LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 Km dưới sự giám sát bởi hệ thống SCADA Nhà máy bao gồm các cụm thiết bị chính như máy nén đầu vào, slucatcher, tháp hấp phụ tách nước, cụm thiết bị làm sạch sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy nén khí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ khác…

Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn, không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm Phú Mĩ, nhà máy Dinh Cố đã được thiết kế lắp đặt theo bốn chế độ chính:

 Chế độ AMF (Absolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

 Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

 Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện

 Chế độ MGPP (Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.

Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duy nhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khí

đồng hành từ mỏ Bạch Hổ nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,7 triệu m3 khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPP cho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP,

áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầu vào để nâng áp lên 109 bar như thiết kế Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 5,7 – 6,1 triệu m3 khí/ngày và thu hồi khoảng 1,5 tỷ m3 khí khô, 130.000 tấn Condensate, 350.000 tấn LPG/năm

• Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AMF): Thu khí thương mại (chưa tách

C3, C4) và condensate Sản phẩm được lấy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho

đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi (AMF Rectifier), thiết bị loại bỏ ethane để ổn định condensate (De- ethaniser)

• Chế độ thiết bị tối thiểu (MF): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hỗn hợp butan – propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu

m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998 Với mục đích thu khí thương mại (đã tách C3, C4), Bupro và condensate Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị

từ AMF, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đổi nhiệt bằng khí, thiết bị trao đổi nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị De-ethaniser OVHD Compressor và thiết bị ổn định Trong chế độ này thì các nguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt để nhằm thu lượng sản phẩm cao nhất

• Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện Là chế độ làm

việc hoàn chỉnh nhất, sử dụng công nghệ Turbo Expander Và hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng ở chế độ này là cao nhất Ngoài những thiết bị được sử dụng trong chế độ trước thì có bổ sung thêm thiết bị Gas Stripper, Turbo Expander/Compressor (đóng vai trò thiết bị trao đổi nhiệt nhờ điều chỉnh áp), máy nén khí, tháp tách Sản xuất condensate ổn định, butan và propan được tách độc lập và khí khô Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 1,5 tỷ

m3/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; butan: 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày

• Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Vận hành công nghệ theo chế

độ GPP chuyển đổi

Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi, chỉ chuyển sang chế độ

MF hoặc AMF khi bảo dưỡng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cố

Sản phẩm của nhà máy được vận chuyển tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạm Phú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17” Sau đó, các sản phẩm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cả nước

Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 2.1 Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật

Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đường ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố

Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày Hiện nay, nhà máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhà máy khoảng 5.7 – 6.1 triệu m3 khí/ngày

Bảng 2.1.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1)

tính

Đặc tính kỹ thuật

2 Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành bình thường , nhỏ hơn

oC 30.5

3

Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2)

tính

Đặc tính

kỹ thuật

1 Áp suất ban đầu tại giàn ống dứng không nhỏ hơn bar 125

-3 Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ hơn oC 5

%mole Báo cáo

9 Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện 15

oC và

12 Khối lượng riêng của condensate ở diều kiện bình tách

13 Trọng lượng phân tử của condensate trắng g/mole Báo cáo

Bảng 2.1.3 Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cố

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F3)

1 Diểm sương của nước ở 125 bar nhỏ

hơn

4 Methane; ethane; propan; i-butane ;

neo-pentane; hexane; heptanes; ctanes

; nonanes; decanes; undercanes;

Khí khô thương phẩm là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng hành sau

khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng LPG, Condensate Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu là methane, ethane, ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng như các khí vô cơ khác như nitơ, cacbondioxit… với hàm lượng cho phép

Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện đạm, nhà máy cán thép, nhà máy sản xuất gốm…Thành phần chủ yếu của khí khô thương phẩm chủ yếu là

Methane, Ethane, ngoài ra còn có chứa propane, Butane và một số tạp chất khác như

Nitrogen, Carbondioxite… với hàm lượng cho phép

Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm.

79,3

0 82,85 84,8107

C2

13,88

14,8815,4

Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỹ bằng hệ thống đường ống dẫn khí 16’’ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ.

2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)

Khí hóa lỏng LPG là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane và butane,

có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt

độ môi trường

LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp Ngoài

ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn là một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam

Lưu lượng từ 750-850 tấn/ngày

Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)

Bảng 2.2 2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

STT Tên chỉ tiêu Đơn vị

tính Propan Butan Bupro

Phương pháp phân tích

1 Áp suất hơi ở 37.8

oc

ASTM 95

D1267-2 Hàm lượng lưu

ASTM 98

D2784-3 Hàm lượng nước tự

Không có

Không có

Không có

Quan sát bằng mắt thường4

số liệu báo cáo

ASTM 91

số liệu báo cáo 0,05

D2158-STT Chỉ tiêu Đơn vị Kết quả Phương pháp

1 Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C KPa 900 ASTM D 1267-95

2.2.3 Condensate

Condensate là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng, có màu vàng rơm, gồm

hidrocacbon có phân tử lượng lớn hơn Propan và Butan, hợp chất vòng, nhân thơm, được ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng các phương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hấp thụ

Ở Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan, lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển trên đường ống Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu (như các loại xăng M92, M95), làm dung môi và các sản phẩm Hoá dầu

Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane, hexane, heptane (C5+), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các nhân thơm và một số tạp chất khác

Lưu lượng: 150.000 tấn/năm.

Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử lý Condensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng

Bảng 2.2.3.1 Chỉ tiêu cần đạt được của Condensate

( Chứng thư giám định phẩm chất ASI No: 08638A/GĐAC)

Chỉ tiêu giám định Đơn vị Kết quả Phương pháp

Chưng cấtIBP

10 %

50 %

90 %FBP

0C

364556107149

D-86

Cặn và hao hụt:

- Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C

- Hàm lượng lưu huỳnh, S

% VOLKPa

% W

2,075,50,01

Bảng 2.2.3.2 Yêu cầu kỹ thuật đối với Condensate

(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)

tính

Mức chất lượng đăng ký

Phương pháp phân tích

1 tỷ trọng ở 15oC Kg/l Số liệu báo cáo ASTM D1298-99

2 Áp suất hơi bão hoà ở

3 Hamf lượng lưu huỳnh

5 tổng hàm lượng axit max Mg

• Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

• Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điểu chỉnh chế độ vận hành

để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa

Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu

m3/ngày Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy sẽ khoảng 109 barG

và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của thiết bị bên trong nhà máy Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm

xuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng

áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG

Từ sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có 1 số thay đổi chính gồm:

Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG và nhiệt độ khí sau trạm khí K-1011 tăng lên khoảng 450 C cao hơn so thiết kế

Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục đích: Lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-

101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ Lỏng được tách ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lí Lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-

03 để đảm bảo an toàn

Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt, chạy thử Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được sử dụng mà sẽ thay đổi tuỳ theo điểu kiện của các thiết bị Để phù hợp với mục đích ban đầu, trong tài liệu này sẽ trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiện tại Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ cho chế độ GPP và MGPP

2.3.2 Chế độ AMF

Chế độ AMF ( theo thiết kế):

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

2.3.2.1 Sơ đồ công nghệ

Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03 hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 200C V-03 có nhiệm vụ: Tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp Cùng với việc giảm áp suất từ 109 bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-

07 Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm

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 do SC không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau

Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp suất từ 109 bar xuống 47 bar Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01 Dòng ra là dòng 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 200C cùng với dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05 Nhiệm vụ của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar và nhiệt độ 200C Ở chế

độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường Tháp C-05

có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01 A/B/C Dòng khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của tháp C-01 Chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:

• Dòng từ V- 03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01

• Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

Áp suất hơi của condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01 nhằm mục đích: Phù hợp cho công việc chứa trong bồn chứa ngoài trời Với ý nghĩa đó, trong

chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate Trong đó, phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-04A/B đến 1940C Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C được trộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01 A/B/C Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 450C trước khi ra đường ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21

2.3.3 Chế độ MF

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy Trong chế độ hoạt động này, một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF( trừ EJ- A/B/C), các thiết bị chủ yếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber), thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/ Gas Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 (Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer OVHD Compressor), máy nén K-04A/B và tháp ổn định C-02 (Stabilizer)