Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố

Không riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm và chú trọng phát triển.

TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HOÀ

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 : Nhóm 3

Tuy Hoà, Tháng 3 Năm 2011

PHỤC LỤC

PHỤC LỤC 3

LỜI MỞ ĐẦU 4

PHẦN 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 5

1.1 Vị trí: 5

1.2 Mục đích chính của nhà máy: 5

1.3 Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy: 6

PHẦN 2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY KHÍ DINH CỐ (GPP) 6

2.1 Nguyên lý vận hành 6

2.2 Các giai đoạn thiết kế nhà máy 6

2.3 Điều kiện nguyên liệu vào 7

2.3 SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY 8

2.3.1 KHÍ THƯƠNG PHẨM 8

2.3.2 KHÍ HÓA LỎNG (LPG) 9

2.3.3 Các sản phẩm của condensat 10

PHẦN 3 12

3.1 Các thiết bị chính của nhà máy 12

3.1.1 Thiết bị SLUG CATCHER 12

3.1.2 Thiết bị bốc hơi V-03 13

3.1.3 Tháp tách ETHAN C-01 13

3.1.4 Thấp ổn định C-02 (stabilizer) 13

3.1.5 Tháp tách C3/C4 (C-03) 14

3.1.6 GAS STRIPPER C-04 14

3.1.7 THÁP LÀM SẠCH C-05 14

3.1.8 Hệ thống tách nước V-06 A/B 15

3.1.9 Thiết bị TURBO – EXPANDER 15

3.1.10 Máy nén khí 16

3.2 BA CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

16

3.2.1 CHẾ ĐỘ AMF 16

3.2.2 CHẾ ĐỘ MF 20

3.2.3 CHẾ ĐỘ GPP 23

3.2.4 Mô tả chế độ vận hành GPP .23

3.3 CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH HIỆN TẠI CỦA NHÀ MÁY (GPP CHUYỂN ĐỔI) 26

3.3.1 Mô tả chế độ GPP chuyển đổi .26

KẾT LUẬN 30

LỜI MỞ ĐẦU

Không riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm

và chú trọng phát triển Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch của một quốc gia, nótác 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 nhiên nềncông nghiệp khí Việt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêudùng trong nước

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 gópphần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam

Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nói chung

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 bước phát triển vượt bật củangành công nghiệp khí Việt Nam

Trong bài tiểu luận này, nhóm chúng tôi xin trình bày về công nghệ chế biến khí trongnhà máy Dinh Cố

PHẦN 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ1.1 Vị trí:

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện Long Đất,Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đườngống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km Diện tích nhà máy 89.600 m2 (dài 320 m, rộng280m)

1.3 Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu được vậnchuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máy GPP Dinh Cố để thu hồiLPG và các hydrocarbon nặng hơn Khí khô sau khi tách hydrocarbon nặng được vậnchuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên 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: Sư Tử Trắng, Rồng - ĐồiMồi, Tê Giác Trắng…

PHẦN 2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY KHÍ DINH CỐ (GPP)

2.1 Nguyên lý vận hành

Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đường ống 16” vàđược xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn Phầnkhí 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 ba đườngống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 km

2.2 Các giai đoạn thiết kế nhà máy

 Nhằm đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh động (đề phòng một số thiết bịchính gặp sự cố)

 Đảm bảo cho hoạt động của nhà máy được lien tục khi thực hiện bảo dưỡng sữachữa 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/ngày đêm Gai đoạnnày 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 để thu hồi hỗnhợp bupro khoảng 630 tấn/ngày đêm và condensate khoảng 380 tấn/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 bao gồm các thiết bị của MF

bổ sung thêm: 1 turbo-expander 2200 kW, máy nén pittong 2 cấp chạy khí 1200 kW, 2 thápchưng cất, các thiết bị trao đổi nhiệt, quạt làm mát và các thiết bị khác

Theo thiết kế ban đầu, nhà máy chỉ sử dụng một máy nén pittong K-01A để hồi lưulượng khí đỉnh tháp tách etan nhằm tăng hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng hoặc có thể đưa ratrộn với khí khô để cung cấp cho nhà máy điện, khi phải dừng máy nén này để bảo dưỡnghoặc khi gặp sự cố, thì toàn bộ lượng khí đỉnh tháp C-01 sẽ phải bị đốt bỏ rất lãng phí vàảnh hưởng đến môi trường Do đó nhà máy đã được lắp đặt thêm máy nén thứ 2 (K-01B)Sau khi hoàn tất chế độ GPP, tùy vào điều kiện và hoàn cảnh mà việc sử dụng 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 đã vận hànhtheo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánh giá và thiết kế lại

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

Khí thương phẩm còn gọi là khí khô Là khí đã qua chế biến đáp ứng được tiêu chuẩn

để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách hàng Khí khô cóthành phần chủ yếu là CH4 (không nhỏ hơn 90%) và C2H4 Ngoài ra còn có lẫn cáchydrocacbon 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 2.3.1a Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Nhà máy điện nói chung

Áp suất tối thiểu, bar Tuỳ theo mỗi nhà máy

Nhiệt độ 200C trên điểm sương

Nhiệt độ điểm sương -100C

Nhiệt độ điểm sương của nước -750C

Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m3

Butan và propan là hai sản phẩm thu được từ sự phân tách Bupro

Đối với LPG đóng chai thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng của từng vùng, từngnước mà yêu cầu các cấu tử C3, C4 là khác nhau Ví dụ, đối với những vùng có khí hậu lạnh,

để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu tử C3 nhiều hơn C4, vànhững nước có khí hậu nóng thì ngược lại

Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hoá hơi nhờ thiết bị gia nhiệt bênngoài hỗ trợ Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 và C4, nếu sản phẩm là butanthì thành phần C5 chiếm tối đa là 2% Thành phần LPG phải đảm bảo khả năng bay hơi 95%thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định

Bảng 2.3.2 Các thông số kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố

Sản phẩm Propan Butan

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 tích

Hàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tích

Hàm 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 thì propantạo ra một thể tích khí lớn hơn Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cách nhau khá xa

 Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t0 = -45, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 9bar

 Để hóa lỏng butan thì cần điều kiện: t0 = -20C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 3bar

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

2.3.3 Các sản phẩm của condensat

a Nguồn gốc chung của condensat

Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu vàng 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 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 đường ống 12” xuống đáybiển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều 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 giảmnhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thành trong đường ống Khi quay lại hỗn hợp hai phakhí lỏng sẽ đưa qua van cầu joule_thompson Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm1,50C do hiệu ứng joule_thompson Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ

2, đó là bình 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 condensate này khônglớn

Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống Ở giaiđoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vận chuyển 1500 triệu

m3/năm Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụ hơn Đường ống vận hànhtheo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t0=450C Tại Dinh Cố condensate sẽ được thu gom vànhập chung với condensate 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 thời cộng thêmphụ 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 phụgia 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 giántiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C4-C10 Các dung môi này được sử dụng rộngrãi trong quá trình sản xuất công nghiệp Chúng có thể là thành phần cấu thành của sảnphẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính Chúng có thể sử dụng trong quá trìnhtrích 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 rấttốt trong các dung môi hữu cơ Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phầnhóa 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 350 450

Dung môi pha sơn 420 560

Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu được các sản phẩmkhác 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, ởnhững nơi không đủ Etan hay Propan làm nguyên liệu thì condensat là nguyên liệu rất quý

để sản xuất olefin Condensat qua quá trình reforming xúc tác có thể sản xuất BTX

Sản lượng condensate thu được khi vận hành nhà máy ở các chế độ khác nhau

PHẦN 3 QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN NHÀ MÁY DINH CỐ3.1 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 nhiênkhả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ý đến hệ thống scrubbers củamáy nén đầu vào

Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC-01, 02) đểphân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar và nhiệt độ 25,60C SCbao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m3 Khi phân tách được góp lại ở đầugóp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ công nghệ tiếp theo

Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới sự điềukhiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm hai mức A (cao), B (thấp) bởithiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0112 Trong trường hợp lượng lỏng lớn ở mức cao Hthì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng lỏng sẽ đóng để tranh hiện tượng sục khí vàothiết 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 được đưa 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

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 suất 75bar, nhiệt

độ 180C Mục đích của thiết bị này để tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat

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 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

 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 ở chế độ AMF

dự phòng Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổn định bằng sự bốchơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bịđun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt động Nếu người ta thuhồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độđun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng

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 sản 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

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 saukhi hoàn chỉnh chế độ GPP Ở chế độ AMF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP, hai máy nénalter có thể được sử dụng nhưng có thể không dùng một cái Khi ở chế độ AMF, nếu khídùng để stripping là khí đến từ đỉnh tháp deethaniser không sử dụng được Máy nén còn lạiđược dùng để giữ lưu lượng của condensat đến từ V-03 trong chế độ GPP cho dù khístripper 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 giàn néntrung tâm nên chu kỳ làm việc hiện nay có thể kéo dài lên 24h Do đó nếu mở rộng côngsuất dòng khí đầu vào thì V-06A/B vẫn đủ khả năng tiếp nhận và xử lý dòng khí đầu vàovới lưu lượng lớn hơn Tuy nhiên cần phải tính đến khả năng rút ngắn chu kỳ luân chuyểntháp và tính toán độ chênh áp qua V-06

3.1.9 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 vàkhông có khả năng tăng được nữa