Đang tải... (xem toàn văn)
Thực tế của nhiều nước trên thế giới cho thấy, với trữ lượng mỏ dầu và khí tự nhiên lớn không những giúp nhiều quốc gia phát triển về ngành công nghiệp từ nguồn dầu thô mà còn có thể tổ chức sản xuất ở quy mô lớn có lợi nhuận cao các sản phẩm từ khí như khí hóa lỏng (LPG,LNG) hay nguồn nguyên liệu đầu vào cho công nghiệp hóa dầu để sản xuất phân bón, bột giặt, dược phẩm, chất dẻo hoặc làm nhiên liệu cho đông cơ. Do hiệu quả cao của nhiên liệu khí và sự quan tâm ngày càng tăng đến các sản phẩm của nó trên thị trường thế giới, nhiều nước khai thác dầu khí đã xây dựng, mở rộng và trang bị lại các nhà máy chế biến khí.
MỤC LỤC DANH SÁCH HÌNH DANH SÁCH BẢNG CHƢƠNG I: TỔNG QUAN I Giới thiệu tổng quan công nghiệp chế biến khí 1.1 Thành phần tính chất chung cùa khí 1.2 Lịch sử phát triển khí Việt Nam II Tình hình đặc điểm mỏ khí Cá Voi Xanh III Cơ sở làm khí làm khí 15 IV Cơ sở nguyên lý hấp thụ khí chua 18 4.1 Nguyên lý trình hấp thụ 18 4.2 Yêu cầu dung môi hấp thụ 19 4.3 Hấp thụ vật lý 20 4.3.1 Dung môi DEPG (Dimethyl Ether of Polyethylene Glycol) 20 4.3.2 Dung môi MeOH (Methanol) 21 4.3.3 NMP (N-Methyl-2-Pyrrolidone) 22 4.3.4 So sánh dung môi hấp thụ vật lý 23 4.4 Hấp thụ hóa học 24 4.4.1 Dung môi MEA 24 4.4.2 Dung môi DGA 24 4.4.3 Dung môi DEA 25 4.4.4 Dung môi MDEA 25 V So sánh lựa chọn dung mơi cho q trình xử lý khí chua mỏ Cá Voi Xanh27 6.1 Quy trình Flash Only 33 6.2 Quy trình Conventional 34 6.3 Quy trình Single stage 35 6.4 Quy trình Double stage 36 6.5 So sánh lựa chọn quy trình cơng nghệ 37 I Các điều kiện ban đầu 39 II Tính tốn cân vật chất 40 2.1 Thành phần khí nguyên liệu 40 2.2 Thành phần khí 43 2.3 Thành phần khí sản phẩm 44 CHƢƠNG III: TÍNH TỐN CÂN BẰNG NĂNG LƢỢNG 53 I CÂN BẰNG NHIỆT LƢỢNG THÁP HẤP THỤ 53 1.1 Phƣơng trình c n nhiệt lƣợng: 53 1.2 Tính tổng nhiêt lƣợng vào tháp hấp thụ 53 1.2.1 Lƣợng nhiệt dòng khí ngun liệu mang vào 53 1.2.2 Nhiệt lƣợng dòng amine tái sinh mang vào 57 1.2.3 Nhiệt lƣợng sinh phản ứng khí chua với amine 57 1.3 Tính tổng lƣợng nhiệt khỏi tháp hấp thụ 58 1.3.1 Nhiệt lƣợng dòng khí mang đỉnh tháp hấp thụ Q4 58 1.3.2 Nhiệt thất mơi trƣờng Q5 59 1.3.3 Nhiệt lƣợng dòng amine mát theo dòng khí 60 1.3.4 Lƣợng nhiệt dòng amine bão hòa đem Q6 60 II Tính tốn tháp giải hấp 61 I Tính tốn tháp hấp thụ 64 1.1 Đƣờng kính tháp hấp thụ 64 1.2 Chiều cao tháp hấp thụ 65 II Tính cơng suất bơm 66 Bibliography 70 DANH SÁCH HÌNH Hình 1- Vị trí khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) 10 Hình 2- Hàm lượng CO2 mẫu khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) 11 Hình - Hàm lượng H2S mẫu khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) 11 Hình 4- Sơ đồ khối thu gọn nhà máy xử lý khí loại bỏ chọn lọc H2S theo phương pháp hấp thụ sử dụng dung môi amine 16 Hình - Sơ đồ khối thu gọn nhà máy xử lý khí loại bỏ đồng thời H2S CO2 theo phương pháp hấp thụ sử dụng dung môi amine 17 Hình - Quy trình loại bỏ khí chua DEPG 21 Hình - Quy trình sử lý khí chua sử dụng MeOH 22 Hình - Quy trình loại bỏ khí chua sử dụng NMP 22 Hình - Sơ đồ Benfield process sử dụng nhà máy ADGAS's Das Island (11) 25 Hình 10 - Sơ đồ PFD phân xưởng xử lý khí chua MDEA (12) 27 Hình 11 - So sánh hiệu hấp thụ vật lý hóa học (13) 28 Hình 12 - Sơ đồ cơng nghệ chung cho trình xử lý loại amine (14) 30 Hình 13 - Hàm lượng H2S dòng khí (14) 31 Hình 14 - Hàm lượng CO2 dòng khí (14) 31 Hình 15 - Sơ đồ cơng nghệ quy trình Flash Only 33 Hình 16 – Sơ đồ cơng nghệ quy trình Conventional 34 Hình 17– Sơ đồ quy trình cơng nghệ Single stage 35 Hình 18 – Sơ đồ cơng nghệ quy trình Double Stage 36 Hình 19 - Giản đồ Katz xác định hệ sô chịu nén (4) 43 Hình 20 - Sơ đồ cân vật chất tháp hấp thụ 45 Hình 21 - Biểu đồ cân H2S MEA 15% 60oC 48 Hình 22 - Biểu đồ cân bảng CO2 MEA 15% 60oC 49 Hình 23 - Đồ thị tra khối lượng riêng dòng amine MEA theo nhiệt độ nồng độ 51 Hình 24 - Đồ thị tra thơng số ( )0 55 Hình 25 - Đồ thị tra thơng số ( )0 56 Hình 26 - Hằng số cân C phương trình Souders and Brown 64 DANH SÁCH BẢNG Bảng 1- Thành phần phổ biến khí thiên nhiên khí đồng hành Bảng 2- Ảnh hưởng nồng độ CO2 khơng khí (1) 12 Bảng - Ảnh hưởng nồng độ CO2 khơng khí (Nguồn: Occupational Safety and Health Administration: Fact Sheet-Hydrogen Sulfide (H2S), 2005) 14 Bảng - Tiêu chuẩn sở khí thương phẩm PVGas (Nguồn: PVGas, 2012) 16 Bảng - Yêu cầu giới hạn tạp chất nhiên liệu khí đầu vào nhà máy Đạm Phú Mỹ (Nguồn: Tối ưu hóa thơng số thành phần khí nhằm đảm bảo an tồn vận hành hiệu kinh tế cho hệ thống đường ống hộ tiêu thụ, VPI, 2014) 18 Bảng - Yêu cầu giới hạn tạp chất nhiên liệu khí đầu vào nhà máy Đạm Cà Mau(Nguồn: Tối ưu hóa thơng số thành phần khí nhằm đảm bảo an tồn vận hành hiệu kinh tế cho hệ thống đường ống hộ tiêu thụ, VPI, 2014) 18 Bảng – Khả hòa tan số thành phần khí dung mơi vật lý điều kiện hấp thụ CO2 (ft3/U.S gal) (6) 24 Bảng - So sánh dung mơi hấp thụ hóa học vật lý (9) 27 Bảng 9- Ưu nhược điểm loại amine q trình xử lý khí chua phổ biến (7) 29 Bảng 10 - Nồng độ dòng đầu vào mục tiêu đầu (14) 30 Bảng 11 – So sánh cơng nghệ sử lý khí chua 38 CHƢƠNG I: TỔNG QUAN Giới thiệu tổng quan cơng nghiệp chế biến khí I Thực tế nhiều nước giới cho thấy, với trữ lượng mỏ dầu khí tự nhiên lớn giúp nhiều quốc gia phát triển ngành cơng nghiệp từ nguồn dầu thơ mà tổ chức sản xuất quy mơ lớn có lợi nhuận cao sản phẩm từ khí khí hóa lỏng (LPG,LNG) hay nguồn nguyên liệu đầu vào cho cơng nghiệp hóa dầu để sản xuất phân bón, bột giặt, dược phẩm, chất dẻo làm nhiên liệu cho đơng Do hiệu cao nhiên liệu khí quan tâm ngày tăng đến sản phẩm thị trường giới, nhiều nước khai thác dầu khí xây dựng, mở rộng trang bị lại nhà máy chế biến khí 1.1 Thành phần tính chất chung cùa khí Trong thành phần khí tự nhiên khí đồng hành, ngồi cấu tử hỗn hợp hydrocarbon dãy metan gồm có: metan, etan, propan, butan…, có lượng đáng kể tạp chất có khí axit CO2, H2S hợp chất chứa lưu huỳnh COS (hợp chất sunfua), CS2 (hợp chất disunfua), RSH (mercaptan)…Số lượng hàm lượng cấu tử thay đổi khoảng rộng tùy thuộc vào điều kiện nhiệt độ, áp suất, tính chất mỏ Thành phần Khí thiên nhiên Khí đồng hành Methane CH4 70- 90 % 30 – 80 % Ethane C2H6 0-20 % 10 – 26 % Propane C3H8 – 22 % Butane C4H10 4–7% ≥ n-pentane C5+ 1–3% Carbon Dioxide CO2 0–8% Oxygen O2 – 0.2 % Nitrogen N2 – 5% Hydrogen sulphide H2 S 0–5% Rare gases A, He, Ne, Xe trace Bảng 1- Thành phần phổ biến khí thiên nhiên khí đồng hành Theo nguồn gốc, khí thiên nhiên khai thác từ mỏ khí, khí đồng hành tìm thấy dầu thơ, dạng hòa tan vào dầu thơ tạo thành khơng gian phía lớp dầu thô mỏ dầu Một cách phân loại khác theo hàm lượng hydrocarbon hàm lượng axit có măt khí thiên nhiên Theo hàm lượng C3+: khí gầy: C3+ < 50 g/m3, khí béo C3+ > 150 g/m3, khí trung gian C3+ 50 ÷ 150 g/m3 Theo hàm lượng C2+: khí khơ C2+ ≤ 10%, khí ẩm C2+ > 10% Theo hàm lượng khí axit: khí chua H2S ≥ 5.7 mg/m3 >2% CO2, khí thấp giới hạn khí chua 1.2 Lịch sử phát triển khí Việt Nam Với tiềm khí phong phú, nước ta có điều kiện phát triển cơng nghiệp dầu khí tồn lãnh thổ Cho đến nay, Việt Nam hình thành bốn cụm khai thác dầu khí quan trọng Cụm thứ nhất: đồng Bắc Bộ, gồm nhiều mỏ khí mỏ khí tiền hải C với trữ lượng khoảng 250 tỷ m3, đưa vào khai thác vào năm 1981 với sản lượng khiêm tốn 450 triệu mét khối khí phục vụ cho cơng nghiệp địa phương Cụm thứ hai: thuộc vùng biển Cửu Long, gồm Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Rubi cụm quan trọng nay, tâm điểm khai thác khí lượng khí đồng hành mỏ dầu Bạch Hổ, vốn khai thác từ năm 1986 song “phải đốt bỏ ngày lớn, lên đến tỉ m3 khí năm” (từ ngữ Petro Vietnam) Hiện chưa có giải thích thức việc phải đốt bỏ khí đồng hành Mãi đến năm 1993, dự án khai thác khí đốt bỏ thành hình với dự án PetroVietnam, với số vốn khoảng 460 triệu USD, lắp đặt tuyến ống từ khơi Nhà máy điện Bà Rịa Lúc đầu cung cấp tỉ m3khí/ngày; đến cuối năm 2001 nâng lên 5.8 tỉ m3 khí/ngày Tháng 12-1998, Nhà máy chế biến khí Dinh Cố đưa vào vận hành, ngày có 4,2 triệu m3 khí xử lý, chế biến thành khí hóa lỏng (LPG) condensate cung cấp cho thị trường PetroVietnam xem xét việc nâng cơng suất tồn hệ thống thu gom vận chuyển khí từ bể Cửu Long lên tỉ m3 khí/năm Cụm thứ ba: thuộc vùng biển Nam Cơn Sơn gồm mỏ Đại Hùng khai thác có mỏ phát Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh…Riêng mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ với trữ lượng 58 m3 cung cấp ổn định lâu dài mức 2,7 m3 khí/năm Cụm thứ tư: thềm lục địa Tây Nam gồm Bunga Kekwa – Cái Nước, mỏ Bunga Orkid, Bunga Parkma, Bunga Raya khu vực thỏa thuận thương mại Việt Nam – Malaysia sở đảm bảo phát triển khu cơng nghiệp dầu khí Cà Mau – Cần Thơ Nói chung, khí tự nhiên khí đồng hành Việt Nam chứa H2S ( 0.02 g/m3 ) nên thuộc loại khí sạch, thuận lợi cho chế biến, sử dụng an tồn với thiết bị khơng gây nhiễm mơi trường II Tình hình đặc điểm mỏ khí Cá Voi Xanh Mỏ khí Cá Voi Xanh nằm cách bờ biển miền Trung khoảng 100 km phía đơng, Tập đồn Exxon Mobil Mỹ làm nhà điều hành Mỏ khí có trữ lượng thu hồi chỗ ước tính khoảng 150 tỷ m3, gấp lần mỏ Lan Tây Lan Đỏ - thuộc dự án khí Nam Cơn Sơn (lớn Việt Nam thời điểm tại) Hiện bên xây dựng chuẩn bị phương án khai thác đưa vào sử dụng, đáp ứng nhu cầu lượng đất nước Hình 1- Vị trí khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) Dự án khí Cá Voi Xanh dự án khí lớn Việt Nam Việc phát triển Dự án khí Cá Voi Xanh cung cấp nguồn khí quan trọng để ổn định phát triển khu vực miền Trung khả bổ sung lượng cho miền Nam sau này, tạo đà cho phát triển công nghiệp hóa dầu động lực phát triển ngành cơng nghiệp địa phương, góp phần đảm bảo an ninh lượng cho đất nước, thêm động lực phát triển kinh tế địa phương tạo nhiều công việc làm cho khu vực Theo kế hoạch, Tập đoàn Exxon Mobil (Mỹ) đầu tư giàn đầu giếng để xử lý tách nước khơi; cụm khai thác ngầm, cụm có giếng khai thác đường ống dài khoảng 88km nối vào bờ biển Chu Lai Tổng sản lượng khí năm khai thác khoảng ÷ 10 tỷ m3, dành tỷ m3 để kết nối với Nhà máy Lọc dầu Dung Quất phục vụ chế biến sâu Mỏ khí Cá Voi Xanh dự kiến đưa vào khai thác từ năm 2023 Tuy nhiên, hàm lượng H2S khí Cá Voi Xanh cao (2.500 ppmv), cần có phương án loại bỏ H2S để tránh ảnh hưởng đến hoạt động vận chuyển chế biến khí Hàm lượng CO2: dao động khoảng 28,4÷30,9 %tt, mẫu cá biệt có hàm lượng 13,2 %tt 10 Hình 2- Hàm lượng CO2 mẫu khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) Hàm lượng H2S: dao động khoảng 0,06÷0,17 %tt theo liệu thu thập (Hình I.15) Tuy nhiên, ExxonMobil ước tính 0,21÷0,28 %tt H2S có khí giếng Cá Voi Xanh–2X giếng Cá Voi Xanh–3X Hình - Hàm lượng H2S mẫu khí Cá Voi Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) Tập đồn Dầu khí Việt Nam (PVN) đầu tư toàn dự án khoảng 4,6 tỷ USD; doanh thu từ khí dự kiến khoảng 30 tỷ USD, từ điện khoảng 30 tỷ USD Sau hoàn thành, đưa vào vận hành, dự án dự kiến nộp ngân sách nhà nước 3.900 tỷ đồng năm Tác hại khí chua H2S, CO2 vận chuyển, công nghiệp ngƣời Tác hại khí CO2 11 Tỉ trọng khí đầu vào 57,396 (kg/m3) Cơng suất khí ngun liệu 15000 (m3/h) Khối lượng phân tử khối trung bình dòng khí vào 20,6478 (kg/kmol) Do đó, ta có lưu lượng khối lượng dòng khí vào ( /h) Suy Lượng nhiệt dòng khí mang vào: 1.2.2 Nhiệt lƣợng dòng amine tái sinh mang vào Trong đó: /kg.oC : nhiệt dung riêng dòng amine tái sinh : lượng amine tái sinh vào tháp hấp thụ (kJ/h) : nhiệt độ dòng amine vào T = 110oF = 34oC ( ) 1.2.3 Nhiệt lƣợng sinh phản ứng khí chua với amine Theo Rohl and Riesenfeld nhiệt tỏa phản ứng CO2 VÀ H2S với MEA 825 (Btu/pound) 820 (Btu/pound) Lượng mol khí chua cần hấp thụ tính ( ⁄ ) Do đó, ta có khối lượng khí chua là: 57 ( ⁄ ) ( ) ( ( ⁄ ) ) ( ⁄ ) Nhiệt phản ứng: ( ⁄ ) ( ⁄ ) Nhiệt phản ứng sinh phản ứng khí chua với amine: ( 1.3 ⁄ ( ⁄ ) ) Tính tổng lƣợng nhiệt khỏi tháp hấp thụ 1.3.1 Nhiệt lƣợng dòng khí mang đỉnh tháp hấp thụ Q4 Cách tính Q4 tương tự Q1, ta xem dòng khí khỏi tháp hấp thụ nhiệt độ áp suất làm việc 110oFvà 900 psi, có nồng độ cấu tử lưu lượng dòng thay đổi Cụ thể sau: Thành phần khí đầu Nồng độ (yi) Khối Thông số lượng mol acentric (kg/kmol) Anthalpy Anthanpy 110oF(kJ/kg) (kJ/kmol) N2 0,0825 28 0,0372 0,0029 325,64 752,5489 CO2 0,00005 44 0,2667 0,0133 232,60 0,5117 H2S 0,000005 34 0,0948 0,0005 302,38 0,0514 C1 0,77985 16 0,0104 0,0077 651,28 8126,426 C2 0,12624 30 0,0979 0,01168 418,68 1585,58 C3 0,00444 44 0,1522 0,00064 372,16 72,774 iC4 0,00085 58 0,1852 0,00015 348,9 17,1302 nC4 0,00106 58 0,1995 0,0002 372,16 22,8403 iC5 0,000634 72 0,228 0,00014 348,9 15,9488 58 nC5 0,00042 72 0,2514 0,0001 360,53 10,987 C6 0,000635 86 0,2994 0,0002 314,01 17,145 C7+ 0,00328 100 0,3477 0,0011 272,142 89,2692 Tổng 0,03854 4126,324 10711,213 Tính tương tự cho thành phần khí vào ta có: ( ⁄ ) suy ra: ( ) = 0.62 ( ) = 0.03 ( ) ( ) Mặt khác, ta có: Tỉ trọng khí đầu 52,5738 (kg/m3) Cơng suất khí nguyên liệu 14171,77967 (m3/h) Khối lượng phân tử khối trung bình dòng khí 19,34289 (kg/kmol) Do đó, ta có lưu lượng khối lượng dòng khí vào là: ( ) ( Lượng nhiệt dòng khí mang ra: ( 1.3.2 Nhiệt thất mơi trƣờng Q5 59 ) ) Lượng nhiệt thất bên phụ thuộc vào điều kiện hoạt động tháp yếu tố môi trường tác động bên ngồi Thơng thường, thất nhiệt tính toán lấy khoảng đến % lượng nhiệt tổng tồn q trình Lấy hệ số tổn thất nhiệt 5%, ta có: ( ) ( ) 1.3.3 Nhiệt lƣợng dòng amine mát theo dòng khí Trong đó: : lượng amine mát (kg/h) : nhiệt dung riêng dòng amine mát (kJ/kg.oC) : nhiệt độ dòng amine (oC) ( ) 1.3.4 Lƣợng nhiệt dòng amine bão hòa đem Q6 Theo cân nhiệt lượng, tổng lượng nhiệt vào tháp tổng lượng nhiệt khỏi tháp nên: (( ) ( ) ( ) Nhiệt độ khỏi đáy tháp Trong đó: : lượng nhiệt dòng amine đem khỏi đáy tháp (kJ/h) 60 Btu/lb.oF = 3,82836 kJ/kg.oC : nhiệt dung riêng dòng : khối lượng khỏi tháp (kg/h) Từ đó, suy ra: o C Vậy nhiệt độ khỏi tháp khoảng 57oC II Tính tốn tháp giải hấp Cân nhiệt lượng tháp giải hấp: Phương trình cân nhiệt (tài liệu tham khảo (13)) Trong đó: : nhiệt lượng dòng rich amine vào (amine+ H2S + CO2) (kJ/h) : nhiệt lượng dòng lean amine (kJ/h) : nhiệt độ giải hấp phản ứng khí chua amine (kJ/h) : nhiệt độ reboiler (kJ/h) : nhiệt cần cấp cho thiết bị condenser (kJ/h) Tính nhiệt lượng dòng vào ( ) Sau dòng amine sau qua tháp tách chủ yếu tách hoàn tồn CH4, lượng CO2, MEA H2S khỏi sản phẩm đỉnh tháp tách nên nên ta có thành phần dòng đáy sau: Thành phần dòng sau qua tháp tách CO2 Lưu lượng khối lượng (kg/h) 61 Lưu lượng mol (mol/h) % mol 34,721 5,305 H2 S 2,98 0,455 Dung dịch 616,792 94,24 amine DEA Tổng 50197,606 654,493 100 o Lấy nhiệt độ dòng rich amine vào thấp giải hấp 190 F dòng lean amine khỏi tháp giải hấp 240 oF Ta có: ( ) ( ) ( ) (Btu/min) Trong đó: ( Lượng amine vào tháp giải hấp 50197,606 (kg/h) = ) Nhiệt lượng dòng khí chua giải hấp khỏi amine là: ( ) ( ( ) Trong đó: Lượng nhiệt khí chua qua tháp giải hấp =360023,2875 (Btu/min) (Btu/min) Lượng khí chua CO2 H2S lại dòng amine (lb/min) (lb/min) Nhiệt lượng reboiler: Giả sử dòng vào thiết bị reboiler 250 oF có nhiệt lượng riêng 945 (Btu/lb) ( ) ( ) ( Nhiệt lượng cần cấp cho thiết bị ngưng tụ : ( ) 62 ) ( ) ( 63 ) CHƢƠNG 3: TÍNH TỐN CÁC THIẾT BỊ I Tính tốn tháp hấp thụ 1.1 Đƣờng kính tháp hấp thụ Vận tốc tối đa dòng khí tháp hấp thụ: [ ] Trong đó: C= số ứng với phương trình Souders and Brown equation (m/h) khối lượng riêng pha lỏng (kg/m3) khối lượng riêng pha khí (kg/m3) Hình 27 - Hằng số cân C phương trình Souders and Brown Từ tài liệu tham khảo (14), ta tìm sức căng bề mặt dung dịch MEA 15% 64,4 (mN/m), khoảng cách đĩa 0,6 (m) Qua biểu đồ trên, ta tìm số C=650 (ft/h) = 198,12 (m/h) 64 Thay vào cơng thức, ta có: [ ] [ ] ( ) Đường kính tháp hấp thụ: √ Trong đó: đường kính tháp (m) lưu lượng dòng khí vào tháp ( ⁄ ) vận tốc dòng tháp (m/h) Ta có: √ 1.2 √ ( ) Chiều cao tháp hấp thụ Dựa vào sô liệu thực nghiệm, thực tế số đĩa tháp hấp thụ amine thường có từ 20-30 đĩa, dòng khí đầu vào với lương lượng lớn hàm lượng CO2 lớn, ta lựa chọn số đĩa 28 khoảng cách đĩa 0,6m H đ ( ) Với Hđ: khoãng cách đĩa, chọn Hđ=0,6 (m) 0,8 1: khoãng cách cho phép đỉnh đáy thiết bị, chọn 0,9 (m) :chiều dày đĩa (m) chọn = 8.10-3 (m) 65 ( ) ( ) Tính cơng suất bơm II Lưu lượng dòng qua bơm 54 (m3/h) Chiều cao hút (m) Chiều cao đẩy 12 (m) Cơng suất hữu ích ( ) Cơng suất trục bơm ( Công suất động ( Hiệu suất bơm Công suất thực tế bơm ( Với công suất động là, chọn III Tính tốn nhiệt lƣợng Heat Exchanger (HE) Ta có: 66 ) ) ) ( ) ( ) Trong đó: kJ/kg.oC : nhiệt dung riêng dòng rich amine : nhiệt độ dòng rich amine HE (oC) ) o : nhiệt độ dòng rich amine vào HE (oC) C o C : nhiệt độ dòng lean amine vào HE (oC) o C : nhiệt độ dòng lean amine HE (oC) ( 67 ) (kJ/h) LỜI CẢM ƠN 68 69 BIBLIOGRAPHY ẢNH HƯỞNG CỦA MƠI TRƯỜNG KHƠNG KHÍ VÀ CHỌN THƠNG SỐ TÍNH TỐN CÁC HỆ THỐNG ĐIỀU HỒ KHƠNG KHÍ [Online] https://voer.edu.vn/m/anhhuong-cua-moi-truong-khong-khi-va-chon-thong-so-tinh-toan-cac-he-thong-dieu-hoakhong-khi/59428dfe Carbon Dioxide Corrosion in Oil and Gas Production M B Kermani, A Morshed 8, Torrington Place, United Kingdom : s.n., 2003, Vol 59 Ảnh hưởng H2S tới công tác khoan http://hoahocngaynay.com/ [Online] http://hoahocngaynay.com/vi/hoa-hoc-va-doi-song/hoa-hoc-dau-khi/1448-anh-huong-cuakhi-h2s-toi-cong-tac-khoan-cac-bien-phap-phong-chong.html Muhammad Shahid, Muhammad Faisal Effect of hydrogen sulfide gas concentration on the corrosion behavior of “ASTM A-106 grade-A” carbon steel in 14% diiethanol amin solution 2010 Hiền, Nguyễn Thị Minh Cơng nghệ chế biến khí tự nhiên khí đồng hành Hà Nội : Nhà xuất khoa hoc kỹ thuật, 2004 Lyddon, Barry Burr and Lili A COMPARISON OF PHYSICAL SOLVENTS FOR ACID GAS REMOVAL Bryan, Texas, U.S.A : Bryan Research & Engineering, Inc Mitra, Subhasish A technical report on gas sweetening system Mumbai, India : s.n., 2015 DIGLYCOLAMINE® AGENT for Gas Treating http://www.huntsman.com/ [Online] http://www.huntsman.com/performance_products/Media%20Library/a_MC348531CFA3 EA9A2E040EBCD2B6B7B06/Key%20markets_MC348531CFD2FA9A2E040EBCD2B6 B7B06/Energy_MC348531D0031A9A2E040EBCD2B6B7B06/Gas%20treating_MC3485 31D01FFA9A2E040EBCD2B6B7B06/Products_MC348531D02 70 Arthur J Kidnay, William R Parrish Fundamentals of natural gas processing Boca Raton : s.n., 2006 10 GAS SWEETENING PROCESSES pogc [Online] total fina elf, 2002 http://www.pogc.ir/portals/0/news/890623-2.pdf 11 Richard Ochieng,Abdallah S Berrouk,Cornelis J Peters Amine processes outperform in sweetening LNG plant feed Abu Dhabi, UAE : s.n., 2012 12 Cambell, John M Gas Conditioning Vol Norman, Oklahoma, U.S.A : s.n 13 Jennifer Dyment, Suphat Watanasiri Acid Gas Cleaning using DEPG Physical Solvents: Validation with Experimental and Plant Data s.l : Aspen Technology, 2015 14 Moshfeghian, Dr Mahmood Gas Sweetening-Part 1: Comparison of Amines 2014 15 Mitra, Subhasish A Technical Report on Gas Sweetening by Amines Mumbai, India : s.n 16 P G T Fogg and C L Young, Eds., IUPAC Solubility Data Series, Vol 32, Hydrogen Sulfide, Deuterium Sulfide, and Hydrogen Selenide, Pergamon Press, Oxford, England, 1988 17 Rechard.M.Felder, Ronard W.Rousseau.John Willey & Sons,Inc, Elementary Priciples of chemical processes,2005 18.Robert.N.Mabbox Leonard F.Sheerar Professor, Oklahama State University, Gas Conditioning and Processing, volume Gas and Liquid Sweetening,1982 71 ... Hình 17– Sơ đồ quy trình cơng nghệ Single stage 35 Hình 18 – Sơ đồ cơng nghệ quy trình Double Stage 36 Hình 19 - Giản đồ Katz xác định hệ sô chịu nén (4) 43 Hình 20 - Sơ... công nghiệp hóa dầu để sản xuất phân bón, bột giặt, dược phẩm, chất dẻo làm nhiên liệu cho đông Do hiệu cao nhiên liệu khí quan tâm ngày tăng đến sản phẩm thị trường giới, nhiều nước khai thác... Xanh (Nguồn: ExxonMobil, 2014) Tập đồn Dầu khí Việt Nam (PVN) đầu tư toàn dự án khoảng 4,6 tỷ USD; doanh thu từ khí dự kiến khoảng 30 tỷ USD, từ điện khoảng 30 tỷ USD Sau hoàn thành, đưa vào vận