Bài báo cáo thực tập nhà máy dinh cố

Như chúng ta đã biết, đối với tất cả các nước trên toàn thế giới thì vấn đề năng lượng luôn được chú trọng, có thể nói năng lượng là huyết mạch của quốc gia bởi nó có ảnh hưởng trực tiếp đến không chỉ riêng nền kinh tế mà còn đến cả an ninh quốc phòng. Ngày nay, với xu thế tìm kiếm những nguồn năng lượng sạch, thân thiện với môi trường để bảo vệ sự sống của trái đất, tuy nhiên, các nguồn năng lượng chủ yếu vẫn luôn được quan tâm phát triển, trong đó có năng lượng từ dầu khí, đây được xem là nguồn năng lượng quý và cùng với đó là một ngành công nghiệp khai thác, chế biến, sản xuất phát triển của thế giới nói chung và Việt Nam chúng ta nói riêng. Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nên nhiều tập đoàn dầu khí như: Vietso Petro, Petro Vietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài như: BP (vương quốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC – liên doanh Việt Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam. Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy trực thuộc Tổng công ty khí Việt Nam, thành lập vào tháng 10 năm 1998, sự kiện này đã cho thấy bước phát triển mới của ngành công nghiệp khí Việt Nam. Chúng em, nhóm sinh viên năm ba chuyên ngành công nghệ hóa dầu của trường Đại học Bà RịaVũng Tàu, đã được đến tại nhà máy khí Dinh Cố để thực hiện đợt thực tập chuyên ngành. Và với bài báo cáo này, nhóm chúng em xin trình bày những kiến thức, hiểu biết đã thu được về nhà máy cùng công nghệ chế biến khí tại Nhà máy chế biến khí DinhCố.

LỜI MỞ ĐẦU

Như chúng ta đã biết, đối với tất cả các nước trên toàn thế giới thì vấn đềnăng lượng luôn được chú trọng, có thể nói năng lượng là huyết mạch của quốcgia bởi nó có ảnh hưởng trực tiếp đến không chỉ riêng nền kinh tế mà còn đến

cả an ninh quốc phòng

Ngày nay, với xu thế tìm kiếm những nguồn năng lượng sạch, thân thiệnvới môi trường để bảo vệ sự sống của trái đất, tuy nhiên, các nguồn năng lượngchủ yếu vẫn luôn được quan tâm phát triển, trong đó có năng lượng từ dầu khí,đây được xem là nguồn năng lượng quý và cùng với đó là một ngành côngnghiệp khai thác, chế biến, sản xuất phát triển của thế giới nói chung và ViệtNam chúng ta nói riêng

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(vương quốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC –liên doanh Việt - Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triểnngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy trực thuộc Tổng công ty khíViệt Nam, thành lập vào tháng 10 năm 1998, sự kiện này đã cho thấy bước pháttriển mới của ngành công nghiệp khí Việt Nam

Chúng em, nhóm sinh viên năm ba chuyên ngành công nghệ hóa dầu củatrường Đại học Bà Rịa-Vũng Tàu, đã được đến tại nhà máy khí Dinh Cố để thựchiện đợt thực tập chuyên ngành Và với bài báo cáo này, nhóm chúng em xintrình bày những kiến thức, hiểu biết đã thu được về nhà máy cùng công nghệchế biến khí tại Nhà máy chế biến khí DinhCố

CHƯƠNG 1.TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 1.1 Giới thiệu về nhà máy xử lý khí Dinh Cố

1.1.1 Vị trí địa lý và quy mô nhà máy

Nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng sốvốn đầu tư là 79 triệu USD, đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tạiDinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu Nhàmáy 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 lớn có diện tích 89.600 m2 (dài 320 m,rộng 280m) Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điềukhiển tự động

Từ khi đi vào vận hành đến tháng 10/2010, nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đãvận hành an toàn, tiếp nhận và xử lý 19,6 tỷ m3 khí ẩm, cung cấp cho thị trường17,5 tỷ m3 khí khô, 3,4 triệu tấn LPG, 1,2 triệu tấn Condensate, góp phần đápứng 10 % sản lượng điện quốc gia, 30 % nhu cầu phân đạm của cả nước, 25 – 30

% nhu cầu tiêu thụ LPG của cả nước, 10 % sản lượng xăng, đóng góp không nhỏvào sự phát triển kinh tế, xã hội của đất nước

Sản phẩm lỏng gồm Bupro và Condensate từ đầu ra của nhà máy xử lý khíDinh Cố được vận chuyển đến kho cảng Thị Vải để tồn trữ và xuất cho kháchhàng nhờ hệ thống 3 đường ống

Nhà máy xử lý khí được thiết kế vận hành liên tục 24h với DistributedControl System được cài đặt ở phòng điều khiển

Các đường ống được lắp đặt trong nhà máy như là đường ống vận chuyểnnguyên liệu từ ngoài khơi, đường ống dẫn khí thương phẩm đến Bà Rịa và Phú

Mỹ, đường ống dẫn sản phẩm lỏng đến kho chứa LPG thì được hiển thị bằng

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) đều đặt tại trung tâm điềukhiển Dinh Cố.

1.1.2 Mục đích của việc xây dựng nhà máy

 Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thácdầu tại mỏ Bạch Hổ,Rạng Đông

 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 đồnghành ban đầu

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

 Sản phẩm condensate cho xuất khẩu

Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bịđốt lãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng

nó Hơn nữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giáthành rẻ và được xem là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, củi, dầu diesel…

1.1.3 Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàuđược vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máyGPP Dinh Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn Khí khô sau khitách hydrocarbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làmnhiên liệu cho nhà máy điện

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

CHƯƠNG 2 CÔNG NGHỆ 2.1 Nguyên liệu và các thông số kỹ thuật

Nguyên liệu đầu vào của nhà máy là khí đồng hành (khí thu được từ quátrình khai thác dầu) Khí nằm trong dầu mỏ có áp suất cao nên chúng hòa tanmột phần trong dầu Khi khai thác lên áp suất giảm nên khí được tách ra thànhkhí đồng hành

Lượng khí đồng hành đi vào nhà máy thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏkhác Sau đó khí được dẫn vào bờ theo đường ống khí cao áp có đường kính16’’ về nhà máy

Lưu lượng 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 là5,7-6,1 triệu m3 khí/ngày

Bảng 2.1 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)

3 Nhiệt độ điểm sương của hydrocacbon ở

áp suất giao và chế độ vận hành không

qua máy nén nhỏ hơn

4 Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất

giao, nhỏ hơn

5 Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình

thường trong khoảng

6 Nhiệt trị toàn phần (GHV), không nhỏ

hơn

8 Tồng hàm lượng chất trơ kể cả CO2 nhỏ

-3 Điểm sương của nước ở áp suất

8 Methane, ethane, propan, i-butan,

n-pentane, hexane, heptanes,octanes, nonanes,decanes,undercanes, dodercanesplus

% mole Báo cáo

9 Khối lượng riêng của khí vào bờ ở

điều kiện 15 oC và 1.01325 bar

Báo cáo

10 Trọng lượng phân tử của khí vào

bờ

g/mole Báo cáo

12 Khối lượng riêng của condensate ở

điều kiện bình tách 28 oC, 10 bar

2.2.Sản phẩm và các chỉ tiêu kỹ thuật

2.2.1 Khí thương phẩm

Khí thương phẩm còn gọi là khí khô.Là khí đã qua chế biến đáp ứng đượctiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu củakhách hàng.Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (không nhỏ hơn 90%) vàC2H4.Ngoài ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2,N2, CO2… tùy thuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi

Bảng 2.3 Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Lưu lượng khí 5,7 triệu m3 khí/ngày

2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)

Khí hoá lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là propan và butanđược nén 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

 Propan (C3H8): 60% mol

 Butan (C4H10): 40% mol

Ngoài ra còn chứa hàm lượng nhỏ cấu tử etan và pentan… trong LPG cònchứa các chất tạo mùi mercaptan (R-SH) với tỷ lệ nhất định (nhà máy GPP hiệnđang sử dụng khoảng 3-5 ppm) để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác Tất

cả các cấu 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 vớinhững vùng có khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêucầu hàm lượng cấu tử C3 nhiều hơn C4, và những nước có khí hậu nóng thìngược lại

Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hoá hơi nhờ thiết bịgia nhiệt bên ngoài hỗ trợ.Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 vàC4, nếu sản phẩm là butan thì thành phần C5 chiếm tối đa là 2% Thành phầnLPG phải đảm bảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định

Bảng 2.5.Các chỉ tiêu kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy xử lý

khí Dinh Cố.

Áp suất hơi bão hòa 13 bar ở 37.7 oC 4.83 bar ở 37.7 oC

Hàm lượng etan Chiếm tối đa 2 % thể tích Chiếm tối đa 2 % thể tích

Hàm 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

Nhiệt trị 11100 kcal/kg 10900 kcal/kg

Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượngthì propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn.Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòacách nhau khá xa

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

GP P

a 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 thu được từ nguồn khí mỏ Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ

có số nguyên tử cacbon nhỏ hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà

có thể ở trạng thái lỏng, khí

Condensat ở Việt Nam có 02 loại

Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan.Khí đi ra từ bình táchkhí (C1–C4) ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 1030C Sau đó khí khô theođường ống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 vớichiều dài 6300m 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 sẽhình thành trong đường ống Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa quavan cầu joule_thompson Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,50C

do hiệu ứng joule_thompson Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bìnhtách thứ 2, đó là bình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộnvới dầu thô để xuất khẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ.Trữ lượng condensate này không lớn

Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đườngống Ở giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đườngống vận chuyển 1500 triệu m3/năm Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiềucondensate ngưng tụ hơn Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất125bar và t0=450C Tại Dinh Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung vớicondensate từ nhà máy chế biến khí, 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

b Các sản phẩm chế biến từ condensat:

 Các loại nhiên liệu:

Bằng cách pha chế condensat với reformat có chỉ số octan cao đồng thờicộng 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 phachế 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 tiếphay 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 côngnghiệp Chúng có thể là thành phần cấu thành của sản phẩm cuối cùng như sảnxuất sơn, mực in, chất dính.Chúng có thể sử dụng trong quá trình trích ly nhưtrong quá trình tách dầu thực vật từ các hạt chứa dầu, các chất khoáng, dượcphẩm hoặc đơn giản dùng trong dung môi tẩy rửa, trong bảo dưỡng Các dungmôi dầu mỏ là chất lỏng trong suốt hoặc có màu vàng nhạt, không hòa tan trongnước nhưng hòa tan rất tốt trong các dung môi hữu cơ Khả năng hào tan cácchất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chất phân cực

Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu

được các sản phẩm khác như: n-pentan, n-heptan, naphtan nhẹ…

Bảng 1.5 Chỉ tiêu kỹ thuật 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

D-86

Cặn và hao hụt:

- Áp suất hơi bão hòa ở 37,8 oC

- Hàm lượng lưu huỳnh, S

% VOLKPa

% W

2,075,5

Bảng 1.6 Chỉ tiêu kỹ thuật của Condensate

2.3.Các thiết bị chính của nhà máy

2.3.1 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 biệtlưu ý đến 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 109bar và nhiệt độ 25,60C SC bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400

m3 Khi phân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ côngnghệ tiếp theo

Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới

sự điều 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 trườnghợp lượng lỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dònglỏng sẽ đóng để tranh 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 hấp phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ đượcđưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52

2.3.2 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 suất 75bar, nhiệt độ 180C Mục đích của thiết bị này để tách

hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat

2.3.3 Tháp tách ETHAN C-01

Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữaC2 và C3 C2-và một phần nhỏ C3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C3+ và một phần nhỏ C2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02

để phân tách tiếp thành LPG và condensate

2.3.4 Tháp ổn định C-02 (stabilizer)

- Lưu lượng dòng nhập liệu: 115 – 120 m3/h

Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ởchế độ AMF dự phòng Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như mộttháp ổn định bằng sự bốc hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏicondensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợpthiết bị ổn định không hoạt động Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMFthì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấphơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng

2.3.5 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 màsản phẩm lỏng là hỗn hợp C3, C4.Tuy nhiên nếu người ta cần tách C3 khỏi C4 thì cũng có thể chạy thiết bị này

2.3.6 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 mộtcái.Khi ở chế độ AMF, nếu khí dùng để stripping là khí đến từ đỉnh thápdeethaniser không sử dụng được.Máy nén còn lại được dùng để giữ lưu lượngcủa condensat đến từ V-03 trong chế độ GPP cho dù khí stripper không đủ sửdụng được

2.3.8 Hệ thống tách nước V-06 A/B

Thông số thiết kế:

- Lưu lượng dòng: 5 triệu m3/ngày

- Áp suất vận hành: 109 bar.

- Nhiệt độ : 30 – 2300C

- 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 tạigiàn nén trung tâm nên chu kỳ làm việc hiện nay có thể kéo dài lên 24h Do đónếu mở rộng công suất dòng khí đầu vào thì V-06A/B vẫn đủ khả năng tiếpnhận và xử lý dòng khí đầu vào với lưu lượng lớn hơn Tuy nhiên cần phải tínhđến khả năng rút ngắn chu kỳ luân chuyển tháp và tính toán độ chênh áp qua V-06

2.3.9 Thiết bị TURBO – EXPANDER

Thông số thiết kế:

- Lưu lượng dòng vào đầu giản nở max: 170.000 sm3/h

- Áp vào/ra đầu giản: 109/33 bar.

- Lưu lượng đầu nén: 150.000 sm3/h

- Áp vào/ra đầu nén: 33/48 bar.

Vận hành hiện tại:

- Lưu lượng dòng vào đầu giản nở: 165.000-170.000 sm3/h

- Áp vào/ra đầu giản: 109/35-38 bar.

- Lưu lượng đầu nén: 200.000-210.000 sm3/h

- Áp vào/ra đầu nén: 35-38/48 bar.

Căn cứ theo thiết kế công suất vận hành của CC-01 và E-14 đã đạt

giá trị tối đa và không có khả năng tăng được nữa

Thiết bị gồm hai phần chính: expander và máy nén

Phần expander: gồm hai phần, 3 dòng khí từ V-06 vào expander từ 109barxuống 33,5bar làm cho nhiệt độ dòng giảm xuống đến -180C Ở nhiệt độ nàychủ yếu các hydrocacbon nặng (C3+) được hóa lỏng và đưa đến tháp C-05 nhưnguồn nạp liệu

Phần máy nén: khi quá trình giảm áp tại turbo expander xảy ra thì dòng khí

sẽ được sinh công làm quay quạt gió trong expander, công được dẫn qua trụctruyền động dùng để chạy máy nén để tăng áp suất của dòng khí ra từ đỉnh thápC-05 từ 33,5bar lên 47bar

2.3.10 Máy nén khí

Máy nén khí mà nhà máy sử dụng ở đây là máy nén kiểu piston và kiểu lytâm: máy nén K-01 là loại máy nén piston một cấp, K-02 và K-03 là loại máynén kiểu piston hai cấp, máy nén K-04 là loại máy nén ly tâm

Mục đích của cụm máy nén K-01, K-02, K-03 là để thu hồi triệt để C3+ từkhí ra của C-01 nén lên áp suất 109bar để đưa lại nhà máy.

2.4 Ba chế độ vận hành của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế để xử lý, chế biến với năng suất 1.5 tỷ m3 khí/năm (khoảng 4.3 triệu m3/ngày) Nguyên liệu sử dụng cho nhàmáy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, được xử lý để thu LPG và condensat, khícòn lại được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa và Phú Mỹ.Các thiết bị xử lý được thiết kế vận hành liên tục trong 24h trong ngày (hoạt động 350 ngày/năm) và thời gian hoạt động của nhà máy là 30 năm

Để cho việc vận hành nhà máy được linh động, đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố, cũng như bảo đảm trong quá trình bảo dưỡng, sữa chữa các thiết bị không ảnh hưởng đến việc vận hành cung cấp khí cho các nhà máy điện mà vẫn đảm bảo thu được một lượng sản phẩm lỏng thì nhà máy đượclắp đặt và hoạt động theo ba chế độ

Chế độ AMF(absolute minimun facility): cụm thiết bị tối thiểu tuyệt

đối, ở chế độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên quátrình làm lạnh không sâu (200C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được làcondensat và khí khô không tách LPG Khí thương phẩm với lưu lượng 3.7 triệu

m3 khí/ngày cung cấp cho các nhà máy điện và thu hồi condensat với sản lượng

340 tấn/ngày

Chế độ MF(minimum facility): cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sản

phẩm là khí khô, LPG và condensat Trong chế độ phương thức làm lạnh là cácthiết bị trao đổi nhiệt nên nhiệt độ xuống thấp hơn so với chế độ AMF do đó cóthể ngưng tụ C3, C4 trong khí nên sản phẩm cho ta thêm Bupro (hỗn hợp butan

và propan) Sản lượng condensat là 380 tấn/ngày và Bupro là 630 tấn/ngày

Chế độ GPP(Gas Processing Plant): nhà máy xử lý khí Đây là chế độ

tối ưu nhất, phương thức làm lạnh bằng Turbo – Expander có khả năng làm lạnhsâu hơn chế độ MF Ngoài ra trong chế độ này còn có thể tách riêng butan vàpropan, sản lượng propan 540 tấn/ngày, butan là 415 tấn/ngày, condensat là 400tấn/ngày

2.4.1 CHẾ ĐỘ AMF

a Mục đích :

Chế độ AMF có khả năng đưa nhà máy sớm đi vào hoạt động nhằm cungcấp khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m3/ngày cho các nhà máy điện vàthu hồi condensat với sản lượng 340 tấn/ngày Đây đồng thời cũng là chế độ dựphòng cho chế độ MF, khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặccần sửa chữa, bảo dưỡng mà không có thiết bị dự phòng

b Các thiết bị chính

Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối Nó chỉ

bao gồm các thiết bị chính sau:

Hai tháp chưng cất C-01, C-05

Ba bình tách V-06, V-08, V-15

Máy nén Jet Compresser EJ-01 A/B

Bồn chứa Condensat TK-21, …

c Mô tả chế độ vận hành AMF

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa tới Slug Catcher của nhà máybằng đường ống 16” với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,60C Tại đây, condensat và

khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, còn nước chứatrong condensat cũng được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52)

để xử lý Ở đây nước được giảm áp tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị hấpthụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc.Nước sau đó được đưatới hầm đốt (ME-52)

Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher sẽ 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 dùng để táchhydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng bằng cách giảm áp.Với việc giảm áp từ 109bar xuống 75 bar, nhiệt độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên đểtránh hiện tượng này bình được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng ở thiết bị E-07.Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B

để tận dụng nhiệt

Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách/lọc V-08 nhằmtách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách được vàlọc các hạt bụi trong khí (nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến khíphía sau

Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01A/B/C đểgiảm áp suất từ 109 Bar xuống 47 Bar Việc giảm áp của khí trong EJ có tácdụng để hút khí từ đỉnh tháp C-01 Đầu ra của EJ-01A/B/C là dòng hai pha có

áp suất 47 bar và nhiệt độ 200C cùng với dòng khí nhẹ từ V-03 đã giảm áp đượcđưa vào tháp C-05 Mục đích của EJ-01A/B/C là nén khí thoát ra từ đỉnh thápC-01 lên áp suất làm việc của tháp C-05, vì vậy nó giữ áp suất làm việc của thápC-01 ổn định

Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 200C.Phần đỉnh của tháphoạt động như bộ tách khí lỏng Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng