Khoa Dầu khí : Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C3+

Lời mở đầu Hiện nay, ngành công nghiệp được đánh giá là ngành mũi nhọn trong chiến lược phát triển kinh tế của nước ta là ngành dầu khí. Nhưng thực tế thì ngành công nghiệp này đang phải đối mặt với rất nhiều khó khăn và thử thách. Cả nước mới chỉ có nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhưng theo dựa kiến đến năm 2009 thì nhà máy lọc dầu này mới đi vào hoạt động và kế tiếp đó tổ hợp lọc-hoá dầu ở Nghi Sơn - Thanh Hoá và nhà máy lọc dầu ở Long Sơn - Bà Rịa Vũng Tàu cũng dự kiến đi vào xây dựng. Còn hiện tại thì nhà máy chế biến khí vẫn đóng một vai trò khá lớn trong nền kinh tế của nước ta. Hiện nay, trong nước mới chỉ có nhà máy chế biến khí Dinh Cố là đi vào hoạt động và hàng năm cũng cung cấp được một phần LPG cho đất nước giảm tình trạng nhập khẩu LPG. Hơn nữa, nhà máy còn góp phần giải quyết công ăn việc làm cho một lượng lớn người lao động tăng GDP cho đất nước. Còn lại một lượng lớn khí ở ngoài giàn được đưa vào bờ như nhà máy khí Nam Côn Sơn, khí điện - đạm Cà Mau mới chỉ dừng lại ở việc thu hồi khí cung cấp cho các nhà máy điện và Condensate. Theo kế hoạch sắp tới nhà máy Nam Côn Sơn sẽ tăng lưu lượng khí vào bờ. Nếu cứ để tình trạng trên thì sẽ lãng phí một lượng lớn LPG vào trong khí khô và Condensate. Mặt khác, xét về mặt giá trị sử dụng thì LPG đem lại lợi ích kinh tế hơn so với Condensate. LPG được dùng trong dân dụng, và trong rất nhiều lĩnh vực công nghiệp khác. Đặc biệt, để giải quyết vấn đề năng lượng người ta đã và đang tiến hành đưa khí hoá lỏng vào chạy các động cơ như : xe máy, ô tô. Việc sử dụng LPG thay xăng chạy các động cơ trên sẽ đem lại rất nhiều lợi ích. So với xăng thì việc dùng LPG để chạy các động cơ sẽ kinh tế hơn, khả năng ô nhiễm cũng giảm. Đứng trước nhu cầu thiết thực trên, tôi đã quyết định chọn đề tài: “Lựa chọn sơ đồ công nghệ chế biến khí Nam Côn Sơn nhằm thu hồi C3+” làm đồ án tốt nghiệp. Mục đích cơ bản của đề tài là: Lựa chọn công nghệ chế biến khí nhằm thu hồi các sản phẩm mong muốn với giá trị cao nhất. Đề xuất đầy đủ dây chuyền công nghệ và tìm ra các thông số công nghệ tối ưu nhằm thu hồi sảm phẩm mong muốn với giá trị cao nhất. CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ KHÍ Khái niệm,và thành phần của khí. Khái niệm. Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH4, C2H6, C3H8 ... có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại thành những mỏ khí riêng rẽ hay tồn tại trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N2, H2S, CO2 , khí trơ, hơi nước... Thành phần của khí tự nhiên Thành phần hoá học của khí tự nhiên khá đơn giản, bao gồm: hợp chất hydrocacbon, hợp chất phi hydrocacbon. Các hợp chất hydrocacbon. Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí CH4 và đồng đẳng của nó như: C2H6, C3H8, n-C4H10, i-C4H10, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp chất C5+. Hàm ??????????????của các cấu tử trên thay đổi theo nguồn gốc của khí. Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là C1 còn các cấu tử nặng hơn như C3, C4 là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí nào đều là như nhau, nó không phụ thuộc vị trí khai thác. Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C3, C4 cao hơn và thành phần của khí phụ thuộc vị trí khai thác và thời gian khai thác. Các hợp chất phi hydrocacbon. Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí dầu mỏ còn chứa các hợp chất khác như : CO2, N2, H2S, H2O, CS2, RSH, He, Ar, Ne ... Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N2. Đặc biệt, có những mỏ khí chứa hàm lượng He khá cao. Hơi nước bão hoà: Khí tự nhiên luôn chứa hơi nước bão hoà, và hàm lượng hơi nước trong khí khai thác được phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ, áp suất, thành phần hoá học của khí trong suốt quá trình khai thác. Lượng hơi nước cực đại trong khí ở 200C, 1atm là 20g/m3. Phân loại khí dầu mỏ Có nhiều cách phân loại khí, mỗi phương pháp được đưa ra đều dựa trên những tiêu chí khác nhau. Phân loại theo nguồn gốc hình thành. Theo nguồn gốc hình thành khí được phân thành ba loại: Khí tự nhiên: là khí khai thác từ các mỏ khí, mà thành phần chủ yếu là metan (80-95% có mỏ lên đến 99%), còn lại là các khí khác như êtan, propan, butan... Khí đồng hành: là khí khai thác từ mỏ dầu. Ơ áp suất lớn khí tan trong dầu nên khi khai thác lên mặt đất do sự thay đổi áp suất khí bị tách ra. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng các cấu tử nặng hơn (C2+) tăng lên đáng kể. Khí ngưng tụ: Thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các Hydrocacbon như : Propan, butan ... Phân loại theo hàm lượng khí axít. Theo hàm lượng khí axit thì khí được phần thành hai??????????: Khí chua: là khí có hàm lượng H2S
mg/m3 khí ở đktc hoặc và hàm lượng CO2
2% thể tích. Khí ngọt: là khí có hàm lượng H2S và CO2 nhỏ hơn quy định trên. Phân loại theo hàm lượng C3+. Theo cách phân loại này thì có hai loại khí: Khí béo và khí gầy Khí béo: là khí có hàm lượng C3+ lớn hơn 50g/cm3, có thể sản xuất ra khí tự nhiên hoá lỏng LNG (Liquefied Natural Gas), khí dầu mỏ hoá lỏng LPG và sản xuất một số Hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ hoá dầu. Khí gầy: là khí có hàm lượng C3+ nhỏ hơn 50g/cm3, dùng làm nhiên liệu cho cho công nghiệp và sưởi ấm. Phân loại theo cấp độ chế biến. Theo cách phân loại này ta có hai loại: khí khô và khí ẩm: Khí khô: là khí chưa qua chế biến. Khí thương phẩm: là sản phẩm khí thu được từ thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hoá lỏng (LPG) và khí ngưng tụ (Condensate) tại nhà máy xử lý khí. Thành phần khí khô thương phẩm bao gồm chủ yếu là metan, etan, ngoài ra còn có propan, butan ... và một số tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng cho phép. Tính chất hoá - lý của hydrocacbon Phương trình chuyển pha Clapeyron - Clausius Trong quá trình chế biến khí việc chuyển pha là rất quan trọng bởi vì sự thay đổi thể tích khi chuyển từ pha khí sang pha lỏng là rất lớn. Phương trình clapeyron - Clausius cho thấy mối quan hệ giữa nhiệt độ chuyển pha và áp suất:
=
=
=
Trong đó:
: Nhiệt chuyển pha.
: Biến thiên thể tích trong quá trình chuyển pha.
: Biến thiên entropy trong quá trình chuyển pha. Trạng thái vật lý của hydrocacbon Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị. Vì vậy để kiểm tra độ rò rỉ của khí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ an toàn. Chất tạo mùi thường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò rỉ của khí là Mercaptan. Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dễ dàng hoà tan trong các dung môi hữu cơ. Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử cacbon trong mạch. Giới hạn cháy nổ + Giới hạn cháy nổi dưới của một chất: Là nồng độ tính ra phần trăm thể tích hoặc phần trăm mol trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có giá trị cực tiểu có thể cháy được khi gặp ngọn lửa. + Giới hạn cháy nổ dưới của một chất: là nồng độ tính ra phần trăm thể tích (phần trăm mol) trong không khí hoặc trong oxi nguyên chất có giá trị cực đại có thể cháy được khi gặp ngọn lửa. + Vùng cháy nổ: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm trong miền giới hạn cháy nổ dưới và giới hạn cháy nổ trên. + Vùng an toàn: là vùng hỗn hợp khí có thành phần về phần trăm thể tích (%V) hoặc phần trăm mol nằm ngoài vùng cháy nổ. Nhiệt trị (nhiệt cháy hay năng suất toả nhiệt) Nhiệt trị của một chất là lượng nhiệt toả ra khi đốt cháy một lượng chất ấy để tạo ra các oxit cao nhất hoặc các chất bền. + Nhiệt trị trên (nhiệt trị cao): Là nhiệt trị của phản ứng cháy khi nước sinh ra tồn tại ở thể lỏng. + Nhiệt trị dưới (nhiệt trị thấp): Là nhiệt trị của phản ứng khi nước sinh ra tồn tại ở thể hơi. Các đại lượng tới hạn: Nhiệt độ tới hạn (Tc): nhiệt độ tới hạn của một chất là nhiệt độ mà ở nhiệt độ cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức: Tc =
Trong đó: n: Là số nguyên tử cacbon. áp suất tới hạn (Pc): áp suất tới hạn của một chất là áp suất mà ở áp suất cao hơn chất khí không biến thành chất lỏng ở bất kỳ nhiệt độ nào. áp suất tới hạn cũng được xác định bằng thực nghiệm và được xác định theo công thức: Pc =
Thể tích tới hạn (Vc): Thể tích tới hạn được xác định bằng thực nghiệm thông qua công thức có thể sai lệch 4 cm3/mol: Vc = 58,0 n + 22 Độ ẩm và điểm sương của khí hydrocacbon Độ ẩm của khí là lượng nước chứa trong khí Có hai khái niệm được đưa ra để đánh giá độ ẩm trong khí là độ ẩm tương đối và độ ẩm tuyệt đối. + Độ ẩm tuyệt đối (hàm ẩm) là lượng hơi nước có trong khí ở điều kiện nhiệt độ và áp suất xác định được tình bằng kg H2O/m3 khí hoặc g H2O/lít khí. + Độ ẩm tương đối là tỷ số giữa độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm bão hoà ở cùng điều kiện nhiệt độ và áp suất. Điểm sương: Có hai phương pháp tính điểm sương của khí: + Điểm sương theo nước: là nhiệt độ tại đó hơi nước bắt đầu ngưng tụ tạo thành sương mù ở áp suất nhất định. + Điểm sương theo hydrocacbon: là nhiệt độ tại đó hydrocacbon bắt đầu suất hiện ở thể lỏng ở áp suất nhất định. Các sản phẩm của quá trình chế biến khí. Khí khô thương phẩm. Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống dẫn khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-86. Đặc tính của khí khô thương phẩm. Bảng 1.1: Yêu cầu kỹ thuật cần đạt được của khí khô thương phẩm. Tên chỉ tiêu  Đơn vị tính  Mức chất lượng  Phương pháp phân tích   Điểm sương của nước ở 45bar  0C  <5  ASTM D1142-95   Điểm sương của hydrocacbon ở 45 bar  0C  <5  Tính theo thành phần khí   Hàm lượng tạp chất có đường kính không lớn hơn 10
 Ppm 
30  Phương pháp trọng lượng   Hàm lượng H2S  Ppm 
24  ASTM D2385-81   Hàm lượng lưu huỳnh tổng (H2S và mercaptan)  Ppm 
36  ASTM D2385-81   Nhiệt trị toàn phần (GHV)  MJ/m3  37<GHV<47  ASTM D3588-91   Thành phần khí (%mol)   O2  %mol  < 7,5  ASTM D1945-96   CO2, N2  %mol  < 6,6    C1, C2, C3, C4,C5  %mol  Số liệu báo cáo    C6+  %mol  < 1    LP G (Liquied Petrolium Gas). Khí hoá lỏng: là hỗn hợp của các hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propan, propen, butan và buten, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở điều kiện nhiệt độ môi trường. Đặc tính kỹ thuật của LPG: Bảng 1.2: Yêu cầu kỹ thuật đối với LPG Tên chỉ tiêu  Mức chất lượng  Phương pháp phân tích    Propan  Butan  Bupro    áp suất hơi ở 37,80C, max (KPa)  1430  485  1430  ASTM D1267-87   Hàm lượng lưu huỳnh (max), (ppm)  185  140  140  ASTM D2784-89   Hàm lượng nước tự do, (%kl)  Không có  Không có  Không có  ASTM D95   Độ ăn mòn tấm đồng trong 1h ở 37,80 C  Số 1  Số 1  Số 1  ASTM D 1838-91   Thành phần cặn sau khi bốc hơi 100 ml, max (ml)  0,05  0,05  0,05  ASTM D1657-91   Tỷ trọng ở 150C (kg/l)  --  --  --  ASTM D1657-91   Hàm lượng etan (%mol)  --  -  -  ASTM D2158-97   Hàm lượng butan và các chất nặng hơn, max, (%mol)  2,5  -  -    Hàm lượng pentan và các chất nặng hơn, max, (%mol)  -  2  2    Hydrocacbon không bão hoà, (%mol)  --  --  -    -- Số liệu báo cáo   Đặc tính kỹ thuật của propan thương phẩm: áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 0C. Hàm lượng etan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng butan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng propan: Tối thiểu là 96% thể tích. Đặc tính kỹ thuật của butan thương phẩm: áp suất hơi: 13,8 bar ở 37,7 0C. Nhiệt độ bay hơi 98% thể tích: Không cao hơn 1,1 0C ở 1 bar. Hàm lượng propan: Tối đa là 2% thể tích. Hàm lượng butan: Tối thiểu là 96% thể tích. Hàm lượng C5+: Tối đa là 2% thể tích. Condensate thương phẩm. Condensate thương phẩm: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate thương phẩm bao gồm chủ yếu là các hydrocacbon C5+. Đặc tính kỹ thuật của condensate thương phẩm: Bảng 1.3: Yêu cầu kỹ thuật đối với condensate thương phẩm Các chỉ tiêu  Mức chất lượng đăng ký  Phương pháp phâm tích   Tỷ trọng ở 150C (kg/l)  Số liệu báo cáo  ASTM D1298-90   áp suất hơi bão hoà ở 37,80C (pis, max)  11,2  ASTM D323-94   Hàm lượng lưu huỳnh (% kl, max)  0,25  ASTM D1552-95   Hàm lượng nước (% tt)  0,1  ASTM D95-90   Hàm lượng cặn lắng (% kl, max)  0,01  ASTM D473-95   Axit tổng (mg KOH/g mẫu, max)  0,033  ASTM D974-95   Cốc cặn 10% đáy (%kl)  0,01  ASTM D189-95   An mòn tấm đồng trong 3h ở 500C  Loại 1  ASTM D130-94   Hàm lượng tro (% kl)  0,005  ASTM D482-94   Hàm lượng mối (mg/l)  < 10  ASTM D3230-89   Hàm lượng mercaptan (ppm, max)  40  ASTM D3227-96   Chỉ số octan (RON) (min)  45  ASTM D2699-95a   Chưng cất (0C, min)   IBP 50% FGP Phần cất sau 2700C (% tt, max) Hàm lượng C1-C4 (% tt, max) Hàm lượng cặn (% tt, max)  10 65 130 20 2 2  ASTM D86-96   Thị trường khí hoá lỏng, trữ lượng và tiềm năng về khí ở Việt Nam Thị trường khí hoá lỏng trong nước. Tình hình sử dụng khí hoá lỏng trong nước: ở Việt Nam và khu vực Đông Nam á có nhu cầu sử dụng LPG làm nhiên liệu lớn, tốc độ tiêu thụ tăng cao. Theo kế hoạch sản xuất, nhà máy Dinh Cố và hai nhà máy lọc dầu Việt Nam có sản xuất LPG nhưng không đủ cung cấp cho thị trường Việt Nam. Bảng 1.4: Tình hình cung cầu LPG ở Việt Nam (nghìn tấn). LPG  1992  1995  1998  1999  2000  2001  2002  2003  2004   Nhu cầu  0,4  55  170  202  323  404  518  622  751   Sản xuất   -  1  140  268  298  347  363  366   Nhập khẩu  0,4  50  169  80,7  55  106  171  259  336   Sản xuất/tiêu thụ (%)  0  0  0,6  69  83  74  67  58  49   *Nguồn: Hội nghị KHCN 30 năm Dầu khí Việt Nam. Nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Na liên tục tăng nhanh. Tốc độ tăng trưởng trung bình giai đoạn 1998-2002 đạt 30%/năm. Từ năm 2003, tốc độ còn 20% và năm 2003 là 13%. Qua số liệu sự báo tốc độ gia tăng nhu cầu LPG của Việt Nam từ năm nay đến năm 2010 là khoảng 12-15%/năm. Sau năm 2010, tốc độ này có thể tăng trên dưới 15% vì khả năng sử dụng LPG thay xăng nhiều triển vọng sẽ phát triển. Như vậy, tổng nhu cầu ước khoảng 1,3-1,4 triệu tấn vào năm 2010 và lên đến khoảng 2,8 triệu tấn vào năm 2015. Khả năng cung cấp LPG trong tương lai: Trong khi đó, khả năng cung cấp LPG nội địa trong tương lai sẽ không chỉ có từ nhà máy Dinh Cố mà sản lượng LPG còn được bổ sung bởi hai nhà máy: lọc dầu Dung Quất và khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn. Nhà máy Dinh Cố có khả năng cung cấp khoảng 350 nghìn tấn/năm từ nay đến 2008, sau đó sẽ giảm dần xuống mức 200-270 nghìn tấn/năm trong vòng 5 năm tiếp theo nếu không có điều chỉnh gì về nguồn khí. Nhà máy lọc dầu Dung Quất: Dự kiến sẽ đi vào hoạt động năm 2008, cung cấp sản lượng LPG khoảng 348 nghìn tấn/năm. Dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn dự kiến khoảng 494 nghìn tấn LPG/năm. Bảng 1.5: Dự báo nhu cầu tiêu thụ - khả năng cung cấp LPG giai đoạn 2006-2015 (nghìn tấn) Năm  Khả năng cung cấp  Tổng khả năng cung cấp  Nhu cầu tiêu thụ  Chênh lệch tiêu thụ-cung cấp    Dinh Cố  Dung Quất  Nghi Sơn      2006  350  0  0  350  980  630   2007  350  0  0  350  1000  650   2008  350  348  0  698  1150  452   2009  300  348  0  698  1345  697   2010  300  348  436  1084  1550  466   2011  300  348  494  1142  1650  508   2012  300  348  494  1142  1850  708   2013  280  348  494  1122  2300  1178   2014  280  348  494  1122  2500  1378   2015  280  348  494  1122  2900  1778   Nhận xét: Khả năng sản xuất LPG trong nước để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ chỉ đạt 50% và trong tương lai có xu hướng ngày càng giảm dần kể cả khi có nhà máy lọc đi vào hoạt động. Trữ lượng và tiềm năng khí ở Việt Nam Theo kết quả đánh giá khảo sát, thăm dò, trữ lượng khí xác định của Việt Nam đang được đánh giá khoảng 1500 tỷ m3 khí. Được phân bố chủ yếu ở bốn bể: Nam Côn Sơn, Cửu Long, Sông Hồng, Thềm Tây Nam. Trữ lượng đã phát hiện hiện nay chỉ chiếm khoảng 30% tổng trữ lượng tiềm năng. Trữ lượng của các bể như trong bảng 1.6 Bảng1.6: Trữ lượng khí tiềm năng (nguồn PetroVietnam). Bể  Trữ lượng, tỷ m3    Đã phát hiện  Tiềm năng   Nam Côn Sơn  140 – 196  532 – 700   Cửu Long  42 – 70  84 – 140   Malay - Thổ Chu  14 – 42  84 – 140   Sông Hồng  5.6 - 11.2  28 – 56   Bể khác  -  532 – 700   Tổng  201.6 - 319.2  1260 – 1736   *Nguồn: Petro Vietnam Gas.co, 04/2001 Các nguồn và hệ thống đường ống cung cấp khí ở Việt Nam hiện tại và trong tương lai. Hiện nay, Việt Nam đang khai thác khí thương mại từ bố mỏ khí: Mỏ khí ở trên bờ (Tiền Hải - Thái Bình) và ba mỏ khí ở ngoài khơi (Bạch Hổ, Rạng Đông và Lan Tây). Mỏ khí Tiền Hải Được khai thác thương mại đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C vào ngày 03/07/1981, với lưu lượng 100 nghìn m3/ngày. Mỏ Tiền Hải được với trữ lượng còn lại hiện nay đã xuống thấp và thậm chí không đủ cho các hộ công nghiệp sẵn có ở địa phương tiêu thụ. Mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu Long Hiện nay, chúng ta đang vận chuyển tuyến ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ - Phú Mỹ cung cấp khí đồng hành Cửu Long vào bờ. Công suất vận chuyển khí ẩm hiện nay (bao gồm cả khí đồng hành mỏ Rạng Đông đưa sang trộn với mỏ Bạch Hổ) lên tời khoảng 2,1 tỷ m3/năm (tương đương 5,8 triệu m3/ngày). Công suất của nhà máy Dinh Cố hiện nay có thể cung cấp được 1,68 tỷ m3 thương phẩm một năm (tương đương 4,6 triệu m3/ngày). Khí tự nhiên Lan Tây - Lan Đỏ thuộc bể Nam Côn Sơn. Mỏ khí Lan Tây được cung cấp cho các hộ tiêu thụ khí vào ngày 20/01/2003. Công suất tối đa của đường ống Nam Côn Sơn là 20 triệu m3/ngày (tương đương 7 tỷ m3/năm). Hiện nay, tuyến ống Nam Côn Sơn có thể cung cấp 11,4 triệu m3/ngày (tương đương 4,0 triệu m3/năm) cho các hộ tiêu thụ khí tại Phú Mỹ. Tuyến ống khí Tây Nam Tuyến ống này bao gồm hai hệ thống đường ống dẫn khí: Đường ống dẫn khí thứ nhất: Có công suất thiết kế 2,5 tỷ m3 khí/năm, từ khu vực mỏ PM 3-CAA (mỏ Bunga Kekwa - khu vực chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia) về khu liên hợp Khí - Điện - Đạm Cà Mau. Đường ống này có đường kính 18 inch, phần ngoài biển dài 298 km và phần trên bờ dài 41 km. Đường ống dẫn khí thứ hai: Dẫn khí từ khu vực các lô B, 48/95 và 52/97 (vùng Vịnh Thái Lan) có đường kính 24 inch, phần ngoài biển dài 230 km, phần trên bờ được nối chung với đường ống thứ nhất, Dự kiến đường ống dẫn khí Tây Nam sẽ được khởi công xây dựng vào tháng 11 năm 2005, với công suất trong gia đoạn đầu khoảng 1,25
1,50 tỷ m3 khí/năm. Kế hoạch cấp khí vào bờ trong thời gian tới. Bảng 1.7: Kế hoạch cấp khí vào bờ giai đoạn 2006 – 2020 (tỷ m3) Năm  I  II  III  IV  V  VI  VII  VIII  IX  X  XI   2006  1,45  0,46  0,00  0,00  0,00  3,00  0,00  0,00  0,00  0,00  4,91   2007  1,30  0,79     3,10   0,00   0,00  5,19   2008  0,92  0,30     3,10   0,00   0,00  5,32   2009  0.64  0.37     3,00  0,37  0,00   0,00  5,68   2010  0.47  0,31  0,70  0,25  0,50  2,70  1,00  0,00  0,60  0,00  8,03   2011  0,07  0,14  0,70  0,15  1,50  2,70  1,50  0,00  1,00  0,00  9,56   2012  0,00  0,00  0,29  0,05  1,50  1,86  1,50  0,00  1,00  0,00  8,00   2013  0,12  0,19  0,70  0,19  1,50  2,70  1,50  1,30  1,00  0,50  9,70   2014  0,12  0,19  0,70  0,19  1,50  2,70  1,50  1,30  1,00  0,50  9,70   2015  0,07  0,14  0.70  0,19  1,50  2,70  1,50  1,30  1,00  0,50  0,956   2016  0,04  0,10  0.70  0,19  1,50  2,70  1,50  1,30  1,00  0,50  9,47   2017  0,47  0,31  0,70  0,25  0,50  2,70  1,00   0,60  0,20  8,03   2018  0,07  0,14  0,70  0,15  1,50  2,70  1,50   1,00  0,50  9,130   2019    0,56  0,07  1,50  2,70  1,50  1,30  1,00  0,50  9,13   2020  0,00  0,00  0,29  0,05  1,50  1,86  1,50   1,00  0,50  8,00   *Nguồn: Hội nghị khách hàng PVGAS 2005 Trong đó: I: Mỏ Bạch Hổ (Cửu Long). II: Mỏ Rạng Đông (Cửu Long). III: Mỏ Emerald (Cửu Long). IV: Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng. V: Sư Tử Trắng/ VI: Mỏ Lan Tây, Lan Đỏ (bể Nam Côn Sơn). VII: Hải Thạch (Lô 05.2 Nam Côn Sơn). VIII: Rồng Đôi (Lô 11.2 Nam Côn Sơn). IX: Mộ Tinh (Lô 05.3 Nam Côn Sơn). X: Lô 12W. XI: Tổng sản lượng. Giới thiệu về dự án khí tự nhiên Nam Côn Sơn Ngày 31/05/2001 tại xã An Ngãi huyện Long Đất tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, PetroVietnam và BP đã làm lễ khởi công cho dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn. Ngày 26/11/2002, PetroVietnam, BP và ONGC Videsh đã đón dòng khí đầu tiên vào bờ với thời gian sớm hơn dự định. Từ dòng khí này có thể cung cấp 3 tỉ m3 khí/năm, đủ để sản xuất lượng điện năng 12 tỉ KWh, có thể đáp ứng 40% nhu cầu điện năng cả nước.Hiện tại, dự án bắt đầu hoạt động trong giai đoạn đầu với lượng khí 2.7 tỉ m3/năm và sẽ đạt 6 tỉ m3/năm vào giai đoạn 2 (2005-2010). Khí khai thác từ mỏ sẽ được xử lý sơ bộ tại giàn xử lý đặt tại mỏ Lan Tây, giàn xử lý này cao 190m có nhiệm vụ tách nước lẫn vào khí trong quá trình khai thác. Dòng khí khô 2 pha từ ngoài khơi được dẫn đến trạm xử lý khí Dinh Cố (Nam Côn Sơn Pipeline Terminal) theo đường ống 26”. Tại đây, khí sẽ được tách lỏng và được vận chuyển đến Phú Mỹ thông qua hệ thống đường ống 30”. Lượng Condensate sẽ được nhập vào cùng với Condensate của GPP Dinh Cố vận chuyển đến kho cảng Thị Vải theo đường ống 6”. Như vậy hiện nay, khí chỉ mới được xử lý sơ bộ và mục tiêu cung cấp chủ yếu cho sản xuất điện, lượng lỏng chưa được chế biến mà chỉ bán thô trong khi thị trường rất cần sản phẩm lỏng cung cấp cho nhu cầu nhiên liệu dân dụng. Trong tương lai khi lượng khí được đưa vào bờ với năng suất lớn, cần thiết có một trạm chế biến khí đáp ứng cho nhu cầu thị trường đồng thời thu được hiệu quả kinh tế sử dụng khí cao hơn. Theo các số liệu thăm dò thì bể Nam Côn Sơn vẫn còn có các mỏ khí khác với trữ lượng lớn đảm bảo cung cấp trong thời gian 30-50 năm với năng suất 2-3 tỉ m3 khí/năm. Kết luận. Nước ta có nguồn khí với trữu lượng khá lớn gồm cả khí tự nhiên và khí đồng hành. Việc khai thác khí cũng đang được tiến hành nhưng chưa đi vào chế biến để tận thu những sảm phẩm có giá trị. Khí tự nhiên ở Việt Nam đang khai thác hiện nay là khí ngọt (khí có hàm lượng lưu huỳnh tổng, H2S, CO2 ... dưới điều kiện cho phép). Do đó, có thể chế biến khí tự nhiên trực tiếp thành các sản phẩm khác mà không phải đầu các khu công nghệ phụ trợ để xử lý khí (loại bỏ H2S, CO2 ...), giảm đáng kể chi phí đầu tư xây dựng nhà máy. LPG là một sản phẩm có giá trị sử dụng lớn. Việc chế biến khí để thu triệt để LPG là việc nên làm. Việc này đồng nghĩa với việc sẽ làm giảm khả năng nhập khảo LPG và tránh tình trạng lãng phí LPG ở nước ta hiện nay. CHƯƠNG 2 NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 2.1 Mục đích, ý nghĩa của việc xây dựng nhà máy Trước khi nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng chúng ta đã phải đốt bỏ khoảng 91,5% lượng khí đồng hành khai thác được từ mỏ Bạch Hổ, điều này không chỉ gây lãng phí nguồn tài nguyên thiên nhiên mà còn gây ô nhiễm môi trường rất nghiêm trọng. Bên cạnh đó, nhu cầu trong nước về các sản phẩm từ khí tại thời điểm đó ngày càng tăng, chúng cần thiết cho các ngành công nghiệp tổng hợp hữu cơ, công nghiệp hoá dầu và đặc biệt trong công nghiệp sản xuất điện. Khu vực phía Nam đã cung cấp khoảng 40% điện vào mạng lưới quốc gia. Trước đó ta phải nhập một lượng lớn LPG, Condensate để pha xăng. Khi nhà máy đi vào hoạt động, mặc dù chưa giải quyết hết những khó khăn mà nước ta đang gặp phải nhưng nhìn chung nhà máy đã cung cấp được một lượng khá lớn các sản phẩm để đáp ứng nhu cầu của đất nước. Ngoài ra nó còn tiết kiệm một lượng khí tương đối lớn mà ta phải đốt bỏ trước đó, và đưa lại nguồn doanh thu khổng lồ cho đất nước. Mục đích chính của nhà máy là: Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom trong quá trình khai thác dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông. Cung cấp khí thương phẩm là nguyên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ 1 và là nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác. Thu hồi tối đa các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao như LPG, Condensate. 2.2 Nguyên liệu và các sản phẩm của nhà máy Nguyên liệu Khí đồng hành thu gom được từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP theo đường ống ngầm đường kính 16 inch để xử lý nhằm thu hồi LPG, Condensate và khí khô. Hiện nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy từ mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch Hổ. Thành phần nguyên liệu vào nhà máy được thống kê trong bảng 2.1: Bảng 2.1: Thành phần khí về bờ từ CPP (%mol) Tên mẫu  Khí Rạng Đông  Condensate trắng  Khí sau làm khô  Khí về bờ   Tên cấu tử  % mol  % mol  % mol  % mol   N2  0,243  0  0,213  0,233   CO2  0,022  0  0,026  0.033   Metan  79,52  7,919  75,472  75,873   Etan  10,469  8,523  10,574  11,97   Propan  6,366  14,426  6,383  6,671   I-Butan  1,091  6,038  1,556  1,454   N-Butan  1,518  11,73  2,333  2,074   I-Pentan  0,257  6,624  0,679  0,526   N-Pentan  0,213  9,128  0,777  0,57   Hexan  0,138  13,91  0,618  0,403   Heptan  0,144  11,941  0,982  0,162   Octan (C8+)  0,02  6,145  0,389  0,031   Nonan  -  2,795     Đecan  -  0,694     Unđecan  -  0,121     Đodecan (C12+)  -  0,006     H2O (g/m3)  0,19  -  0,07  0,072   H2S (ppm)  12  -  10  10   Tổng cộng  100  100,000  100  100   Khối lượng riêng (15,50C, 1at), kg/m3  0,9344  576,92  1,0466  0,9902   Trọng lượng phân tử TB, g/mol  20,93  67,63  23,44  22,18   Nhiệt cháy cao, KJ/m3 (15,50C, 1at)  47782,6  -  52855,2  50298   Nhiệt cháy thấp KJ/m3 (15,50C, 1at)  43345,7  -  48076,7  45692,2   Lưu lượng: 5,7 triệu m3/ngày áp suất: 60 - 70 bar Nhiệt độ: 250C 2.2.2 Yêu cầu kỹ thuật về các sản phẩm - Khí khô thương phẩm Khí khô thương phẩm được bảo quản và vận chuyển trong đường ống dẫn khí cao áp đến 50 bar. Khí khô thương phẩm là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 89 và TCVN 3255-86. Yêu cầu của khí khô thương phẩm được qui định trong bảng 1.1: - Khí hoá lỏng LPG Khí hoá lỏng LPG được bảo quản dưới dạng lỏng trong các bình chứa hay bồn chứa áp suất trung bình tại nhiệt độ môi trường. Khí hoá lỏng được vận chuyển bằng xe bồn chuyên dụng LPG hoặc bằng phương tiện thuỷ (tàu LPG). Khí hoá lỏng được nạp và bảo quản trong các bình dung tích 26-99,9 lít cho tiêu thụ dân dụng và thương mại, được vận chuyển bằng xe chuyên trở LPG đến các đại lý và từng hộ tiêu thụ. Khí hoá lỏng là sản phẩm dễ cháy nổ nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 6223-96. Yêu cầu kỹ thuật của khí hoá lỏng LPG thương phẩm được qui định trong bảng 1.2. - Condensate thương phẩm: Condensate được bảo quản trong các bình chứa hay bể chứa chuyên dụng cho xăng dầu. Condensate được vận chuyển bằng xe bồn hoặc bằng phương tiện đường thuỷ như tàu. Condensate là sản phẩm dễ cháy nên cần được bảo quản và vận chuyển phù hợp với TCVN 3254 - 98 và TCVN 3255 - 86. Yêu cầu về Condensate thương phẩm được qui định trong bảng 1.3: Các sản phẩm của Nhà máy. Các sản phẩm thu được trong nhà máy gồm có 3 sản phẩm chính là: khí khô, LPG, và condensate với những chỉ tiêu kỹ thuật được đề cập trong bảng 2.1; bảng 2.2; bảng 2.3. Bảng 2.1: Chỉ tiêu kỹ thuật của khí khô thương phẩm . Chỉ tiêu  Chế độ vận hành    AMF  MF  GPP  GPP hiện tại   Lưu lượng (triệu m3/ngày)  3,8  3,5  3,34  4,7   Nhiệt độ (0C)  20,3  30,4  60,8  55   áp suất (bar)  45,4  49,5  48,0  52   Nhiệt trị toàn phần (MJ/m3)  49,9  45,2  42,7  42,6   Thành phần (%mol) C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6+ N2 CO2 H2O  73,36 13,88 7,77 1,70 2,40 0,23 0,24 0,09 0,22 0,06 0,05  79,30 14,88 4,33 0,48 0,54 0,06 0,06 0,01 0,24 0,07 0,03  82,85 15,41 1,23 0,08 0,08 0,006 0,006 0,000 0,250 0,070 0,030  84,8107 13,3255 1,3184 0,0732 0,0671 0,0031 0,0031 0 0,3571 0,0244 -   Bảng 2.2: Chỉ tiêu kỹ thuật của sản phẩm LPG tại nhà máy. Chỉ tiêu  GPP hiện tại   Lưu lượng (tấn/ngày)  1000-1100   Nhiệt độ (0C)  44   áp suất (bar)  10   Thành phần (%mol) C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5  0,316 58,876 14,066 26,188 0,414 0,140   Bảng 2.3: Chỉ tiêu kỹ thuật Condensate tại nhà máy Chỉ tiêu  GPP hiện tại   áp suất hơI bão hoà (psi)  10,4   áp suất (KPa)  200-400   Nhiệt độ (0C)  27   Thành phần (%mol) i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 cyclo-C5 C6 Cyclo-C6 Benzen C7+  1,1 1,0 26,6 30,3 4,0 19,3 3,0 1,4 13,4   2.3 Các chế độ vận hành của nhà máy Nhà máy khí Dinh Cố thiết kế để vận hành theo ba chế độ là AMF, MF, GPP. Cả ba chế độ này đều được đưa vào vận hành theo từng thời kỳ khác nhau. Nguyên liệu đi vào nhà máy tại từng chế độ hoạt động là như nhau. Chỉ khác nhau về quá trình làm lạnh. Do đó các sản phẩm ở từng chế độ vận hành của nhà máy cũng khác nhau. AMF : Asolute Minimum Facility). MF : Minimum Facility GPP : Gas Process Plant Chế độ vận hành AMF (Asolute Minimum Facility): Đây là chế độ hoạt động của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động là tối thiểu tuyệt đối. Giai đoạn này được hoạt động với mục đích cung cấp khí thương phẩm gia dụng cho các nhà máy điện với công suất là 3,8 triệu m3/ngày. Đồng thời cũng thu một lượng tối thiểu Condensate với sản lượng 342 tấn/ngày. Chế độ AMF là chế độ dự phòng trong trường hợp chế độ MF và GPP không hoạt động khi xẩy ra sự cố, sửa chữa hoặc bảo dưỡng … Sản phẩm của chế độ này là: Khí khô Condensate Các thiết bị chính trong chế độ vận hành AMF: Slug Catcher (SC-01/02): Là cụm thu gom chất lỏng, tại đây xảy ra quá trình tách thô lỏng-khí từ hỗn hợp hai pha của dòng khí từ ngoài khơi vào. SC-01/02 được đặt tại đầu vào của nhà máy với áp suất thiết kế là 109 bar, nhiệt độ phụ thuộc vào nhiệt độ môi trường. SC gồm có hai dãy, mỗi dãy có công suất 1400 m3. Trong nhà máy hệ thống tuyến ống SC-01/02 được đặt nghiêng 150C. Phần lỏng được thu gom ở ống có đường kính 30 inch để chế biến tiếp. Slug Catcher liquid flash drum (V-03): Là bình tách nằm ngang hoạt động ở áp suất 75 bar và 200C nhận lỏng từ SC-01/02, tại đây tiếp tục quá trình tách hydrocacbon nhẹ. Để tránh quá trình tạo hydrat vì giảm áp (từ 109 bar xuống 75 bar) dòng dầu nóng E-07 được dùng để gia nhiệt cho V-03. Deethanizer (C-01): Là một tháp đĩa dạng van có 32 đĩa. Nguyên liệu vào tháp đi theo hai dòng, một dòng ra từ đáy của tháp Rectifier C-05 được đưa vào đĩa thứ nhất. Còn dòng thứ hai vào đĩa thứ 14 từ thiết bị tách V-03. Tháp hoạt động ở 20 bar, nhiệt độ đỉnh 640C và nhiệt độ đáy là 1940. Nhiệm vụ của tháp C-01 là tách lượng C4- ra khỏi Condensate, cung cấp khí khô cho các nhà máy điện và bước đầu ổn định nhiệt Condensate. Rectifier C-05: Thiết bị lọc tinh này hoạt động ở nhiệt độ 210C áp suất 45 bar. Tại đây xẩy ra quá trình tách khí bằng phương pháp ngưng tụ. Jet Compressor (bơm hoà dòng EJ-01A/B/C): Cụm thiết bị dùng để giảm áp suất của khí từ SC-01/02 có áp suất 109 bar xuống còn 45 bar trước khi đi vào tháp C-05. Ngoài ra nó còn có tác dụng nén khí từ áp suất 20 bar ra từ đỉnh tháp C-01 lên 45 bar. Quá trình vận hành chế độ AMF: Sơ đồ công nghệ chế độ vận hành AFM (phục lục 1) Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa vào bờ qua đường ống 16 inch với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,60C đi qua thiết bị SC-01/02. Tại đây dòng khí và dòng lỏng được tách ra theo các đường riêng biệt, phần lớn nước lẫn trong hydrocacbon được tách và thải ra từ thiết bị này. Dòng hydrocacbon từ Slug Catcher được giảm áp và đưa vào bình tách V-03 hoạt động ở áp suất 75 bar, nhiệt độ 200C để tách thêm phần nước vẫn còn lẫn lại trong hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng được tách ra. Nhưng do hiệu ứng Joule-Thomson đồng thời với việc giảm áp suất thì nhiệt độ cũng giảm theo dẫn đến quá trình tạo thành hydrat. Để tránh hiện tượng này bình được gia nhiệt đến nhiệt độ 200C bằng dầu nóng từ thiết bị E-07. Dòng hydrocacbon lỏng ra khỏi V-03 tiếp tục được gia nhiệt bằng cách trao đổi nhiệt với dòng ra từ đáy tháp C-01 (nhiệt độ là 1940C) tại thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B. Ngoài việc tận dụng nhiệt ra, ta còn tránh được khả năng tạo hydrat do sự giảm áp từ 75 bar xuống 20 bar khi đi qua FV-1701. Khi đó nhiệt độ của dòng lỏng sẽ tăng từ 200C đến 1010C và được đưa vào đĩa thứ 14 của tháp C-01. Dòng khí ra khỏi Slug Catcher (SC) được dẫn vào thiết bị tách V-08 nhằm tách triệt để các giọt lỏng cuốn theo dòng khí do SC không tách được và các hạt bụi trong khí (nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến phía sau. Khí ra khỏi V-08 được đưa vào bơm hoà dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp suất từ 109 bar xuống 45 bar, việc giảm áp đó sẽ hút khí từ tháp C-01. Dòng ra từ EJ-01 A/B/C là dòng hai pha ở nhiệt độ 210C, áp suất 45 bar được dẫn vào tháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03 (áp suất làm việc của tháp C-05 cũng sẽ bằng 45 bar). Tháp tách C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do hệ thống bơm hoà dòng đưa vào, dòng khí ra khỏi đỉnh tháp là dòng khí thương phẩm dùng để cung cấp cho các nhà máy điện, hydrocacbon lỏng từ đáy C-05 sẽ được đưa sang tháp C-01. Như vậy trong chế độ vận hành AMF tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào, dòng thứ nhất là hydrocacbon lỏng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14, dòng thứ hai là dòng hydrocacbon lỏng từ đáy tháp C-05 được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01, tại đây hầu hết các thành phần C4- được tách khỏi hỗn hợp nạp vào. Hỗn hợp lỏng ra khỏi C-01 một phần được tận dụng thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B, một phần được làm lạnh thông qua thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-09 trước khi đưa vào đường ống hoặc bồn chứa TK-21. Chế độ vận hành MF (Minimum Facility): Đây là chế độ vận hành của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động tối thiểu. Chế độ MF được phát triển từ chế độ AMF nhằm mục đích thu hồi sản phẩm Bupro với sản lượng 630 tấn/ngày và Condensate với sản lượng 380 tấn/ngày. Đây là chế độ dự phòng trong trường hợp không thể vận hành nhà máy theo chế độ GPP. Sản phẩm của chế độ vận hành MF: Khí khô Bupro (hỗn hợp butan và propan) Condensate Các thiết bị trong chế độ vận hành MF Ngoài các thiết bị chính trong chế độ vận hành AMF, trong chế độ này sẽ có thêm một số thiết bị sau: Tháp ổn đinh Condensate (Stabilizer C-02): Đây là tháp dạng đĩa gồm 30 đĩa vận hành ở áp suất 11 bar, nhiệt độ ở đỉnh là 60 0C, nhiệt độ đáy là 154 0C. Tại thiết bị này Condensate và Bupro sẽ được tách ra. Tháp loại nước (Dehydration and Regeneration V-06 A/B): Là tháp hấp phụ sử dụng chất rắn (lớp trên là nhôm oxit, lớp dưới là zeolit), hoạt động ở 109 bar. Với cấu tạo như trên, khí ra khỏi thiết bị có điểm sương là -75 0C. Các thiết bị trao đổi nhiệt (Exchanger E-14, E-20): Khí ra từ V-06 A/B được chia thành hai đường, một vào thiết bị trao đổi nhiệt E-14, một dòng vào thiết bị trao đổi nhiệt E-20 để trao đổi nhiệt với khí và lỏng ra ở đỉnh, đáy của tháp C-05 nhằm giảm nhiệt độ khí đầu vào tháp C-05. OVHD Compressor (K-01): Là thiết bị nén dùng để tăng áp suất khí từ đỉnh C-01 lên 45 bar để đưa vào dòng khí thương phẩm. Máy nén K-04 A/B: Là máy nén khí dùng để tái sinh cho tháp V-06 A/B. Qui trình vận hành chế độ MF: Sơ đồ công nghệ vận hành chế độ MF (phụ lục 2) Với điều kiện dòng nguyên liệu có nhiệt độ và áp suất theo thiết kế, đầu tiên khí được dẫn vào SC-01/02. Tại đây dòng nguyên liệu đầu vào được tách thành hai dòng. Dòng khí được dẫn tới thiết bị tách V-08 để tách hết lượng lỏng bị cuốn theo bao gồm nước và hydrocacbon lỏng, các hạt rắn để tránh việc làm hỏng chất xúc tác khi dẫn vào tháp V-06 A/B. Dòng lỏng ra khỏi thiết bị tách V-08 sẽ được đưa tới thiết bị tách V-03. Khí ra khỏi tháp V-06 A/B (điểm sương là -750C) áp suất 109 bar được dẫn đến đồng thời hai thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và E-20 để làm lạnh. Dòng khí ra khỏi E-14 nhiệt độ là -170C, áp suất 109 bar qua van giảm áp FV-1001 giảm xuống còn -350C, áp suất 47,5 bar sẽ được nhập với dòng khí ra từ E-20 có nhiệt độ 190C là nguyên liệu cho tháp C-05. Dòng khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -190C trao đổi nhiệt với E-14 và được đưa ra đường ống dẫn khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện, dòng lỏng ra khỏi đáy tháp C-05 được dẫn tới đĩa thứ 1 của tháp C-01. Dòng lỏng từ SC-01/02 qua van giảm áp đến thiết bị tách V-03 áp suất sẽ giảm từ 109 bar đến 75 bar và có nhiệt độ là 200C. V-03 là thiết bị tách ba pha được gia nhiệt bằng dòng E-07 (nhiệt độ đầu vào 2600C và nhiệt độ đầu ra 350C). Dòng khí từ V-03 qua van giảm áp được đưa vào đĩa thứ 2, đĩa thứ 3 của tháp C-01 với nhiệt độ -80C. Còn dòng lỏng đi ra từ V-03 được gia nhiệt từ 200C đến 800C qua FV-1701 và được đưa vào tháp C-01 ở đĩa thứ 20. Khí ra khỏi tháp C-01 được đưa vào thiết bị tách V-12 qua máy nén K-01 nén đến áp suấ 47 bar rồi dẫn vào đường ống dẫn khí thương phẩm. Tháp C-01 hoạt động ở nhiệt độ đỉnh 100C, nhiệt độ đáy 1200C áp suất 29 bar. Dòng lỏng ra khỏi đáy tháp C-01 sẽ là nguyên liệu cho tháp ổn định Condensate C-02 ở đĩa thứ 11. Nhiệt độ đỉnh tháp C-02 là 600C, nhiệt độ đáy là 1540C áp suất 11bar. Dòng ra khỏi tháp C-02 là Bupro được dẫn ra bồn chứa hoặc được dẫn đến kho cảng Thị Vải, còn dòng lỏng ra khỏi C-02 một phần cho hồi lưu trở lại đáy tháp C-02, một phần cho trao đổi nhiệt với dòng lỏng của V-03 thông qua E-04, sau đó được làm lạnh ở E-09 tiếp tục được đưa tới bồn chứa TK-21 hoặc dẫn đến kho cảng Thị Vải. Thiết bị tách V-06 A/B là hai tháp hấp thụ hoạt động luân phiên nhau, khi tháp này làm việc tháp kia sẽ tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cấp nhiệt của dòng khí thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 2200C bằng dầu nóng tại E-18, dòng khí này sau khi ra khỏi V-06 A/B được tái làm nguội ở E-14 và tách lỏng ở V-07 trước khi đưa vào đường ống dẫn khí thương phẩm. Hệ thống hấp thụ nước bao gồm 2 tháp V-06A/B có tác dụng tách các phân tử nước ra khỏi hỗn hợp khí trước khi đi vào quá trình phân đoạn. Trong tháp có chứa các hạt hấp phụ nhôm oxit (hấp thụ???? thô) và zeolit (hấp thụ???? sâu), nước bị giữ lại trên các bề mặt mao quản của các hạt này. Hai tháp làm việc theo chế độ luân phiên nhau (một hấp phụ, một tái sinh). Quá trình tái sinh bao gồm các giai đoạn sau: Giảm áp (nhằm chuẩn bị cho quá trình tái sinh được hiệu quả hơn), gia nhiệt (tách các phân tử nước ra khỏi các mao quản dưới tác dụng của dòng khí có nhiệt độ 2300C), làm lạnh và tăng nhiệt áp (để giúp cho quá trình hấp phụ sau này được triệt để), cuối cùng là giai đoạn dự phòng (hai tháp cùng có tác dụng hấp phụ trong một thời gian ngắn trước khi hoán đổi chức năng làm việc). Chế độ vận hành GPP (Gas Processing Plant): Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy xử lý khí, lúc này nhà máy bao gồm các thiết bị hoàn chỉnh được hoàn thiện từ cụm thiết bị MF với mục tiêu thu hồi triệt để Condensate, propan và butan. Khi hoạt động ở chế độ GPP hiệu suất thu hồi lỏng cao hơn so với các giai đoạn AMF và MF. Sản phẩm của nhà máy trong chế độ GPP là: Khí khô thương phẩn. Propan. Butan. Condensate. Các thiết bị trong chế độ vận hành GPP: Ngoài các thiết bị có trong chế độ vận hành MF ra, ở chế độ vận hành GPP có thêm một số thiết bị sau: Turbo Expander/Compressor (CC-01): Là thiết bị giãn nở khí vận hành nhằm giảm nhiệt độ khí đầu vào C-05 nhờ sự giãn nở từ 109 bar xuống 33,5 bar, đồng thời tăng áp suất dòng khí ra ở đỉnh C-05 từ 33,5 bar lên 47 bar tại đầu nén trước khi đưa dòng khí này vào đường dẫn khí thương phẩm. Splitter C-03: Đây chính là tháp đĩa dạng van gồm 30 đĩa, đĩa tiếp liệu là đĩa thứ 14 vận hành ở áp suất 16 bar, nhiệt độ 970C. Tại đây xẩy ra quá trình tách riêng propan và butan. Máy nén K-02/03: Là các máy nén pittông một giai đoạn, được dùng để tăng áp suất từ đỉnh C-01 lên 109 bar trước khi vào lại V-06 A/B. Stripper C-04: Là tháp dạng đĩa van gồm 6 đĩa vận hành với áp suất 47 bar, nhiệt độ 400C. Tại đây dòng lỏng từ C-03 được đưa vào tách nước bởi tách nhân khí nóng. Qui trình vận hành chế độ GPP: Sơ đồ công nghệ vận hành chế độ GPP (phụ lục 3) Khí đồng hành từ ngoài khơi có áp suất 109 bar, nhiệt độ 260C được tiếp nhận tại SC-01/02, tại đây hai pha lỏng-khí được tách riêng ra. Sau đó : Dòng lỏng được loại một phần nước và được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03 để xử lý tiếp. Bình này hoạt động ở áp suất 75 bar và nhiêt độ 180C. Dòng khí được đưa qua các thiết bị tách thứ cấp hai pha lỏng-khí V-08 để tách phần lỏng còn lại, phần lỏng tách ra ở V-08 được đưa sang thiết bị tách ba pha V-03 để sử lý tiếp, còn dòng khí tách ra tại V-08 được đưa sang tháp V-06 A/B dùng chất hấp phụ rắn để tách hydrat. Dòng khí khô ra khỏi tháp V-06 A/B sau khi được lọc bụi ở thiết bị lọc F-01 A/B được chia thành hai phần. Phần một khoảng 2/3 lượng khí được đưa vào đầu giãn của thiết bị Turbo-Expander CC-01, tại đây khí giãn nở từ 109 bar xuống còn 33,5 bar, đồng thời do hiệu ứng Joule-Thomson nhiệt độ cũng giảm xuống còn -180C, dòng khí này sẽ được đưa vào đáy tháp C-05 để tách lượng nhẹ còn lại trong đó. Phần thứ hai khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06 A/B được đưa sang thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để làm lạnh từ 260C xuống -33,50C nhờ dòng khí lạnh từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -430C, sau đó nhờ van giảm áp FV-1001 khí được giãn nở đoạn nhiệt từ 109 bar xuống 47,5 bar đồng thời nhiệt độ cũng giảm từ -350C xuống -620C sau đó được đưa vào tháp C-05 đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài. Tháp C-05 làm việc ở nhiệt độ đỉnh -430C, nhiệt độ đáy -200C và áp suất 33,5 bar. Khí ra khỏi tháp C-05 được sử dụng để làm lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14, sau đó được nén tại đầu nén của thiết bị CC-01 và được đưa ra đường dẫn khí thương phẩm. Lỏng ra khỏi tháp C-05 được nạp vào đĩa thứ nhất của tháp C-01 để xử lý tiếp. Khí thoát ra ở đỉnh C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar sau đó được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08 với tác nhân làm lạnh là dòng lỏng đến từ V-03 có nhiệt độ 200C. Tiếp đó khí được đưa vào tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng đến từ V-03. Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh 400C, nhiệt độ đáy 440C, khí ra ở đỉnh C-04 được máy nén K-02 nén đến áp suất 75 bar sau đó được làm lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không khí E-19. Dòng khí thoát ra từ E-19 được trộn với lượng khí tách ra từ V-03 và được máy nén K-03 nén đến áp suất 109 bar, tiếp tục được làm lạnh tại E-13 và được đưa vào dòng khí nguyên liệu của thiết bị tách V-08. Tháp C-01 làm việc ở nhiệt độ đỉnh và nhiệt độ đáy lần lượt là 140C và 1090C. Sản phẩm đáy của tháp C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ sẽ được đưa tới tháp C-02. Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 550C, nhiệt độ đáy 1340C. Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng Condensate và Bupro. Sảm phẩm đỉnh của tháp C-02 là Bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn hoàn ở nhiệt độ 430C trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02, sau đó được đưa tới bình hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang. Một phần Bupro được bơm P-01 A/B bơm trở lại tháp C-02 để hồi lưu, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh áp suất làm việc của tháp C-02 (11bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần Bupro còn lại được gia nhiệt đến 600C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-17 trước khi cung cấp cho tháp C-03 bằng dòng lỏng nóng từ đáy tháp C-03. Sản phẩm của đáy tháp C-02 chính là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa TK-21 hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển Condensate về kho cảng Thị Vải. Tháp C-03 có nhiệm vụ tách riêng propan và butan ra khỏi hỗn hợp Bupro. Sản phẩm đỉnh tháp C-03 là hơi Propan được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 460C nhờ thiết bị làm lạnh E-11 được lắp đặt tại đỉnh C-03 và được đưa tới bình chứa V-05. Một phần lỏng ra khỏi V-05 được hồi lưu trở lại tháp C-03 bằng bơm P-03, phần còn lại được bể chứa V-21A. Sản phẩm ra từ đáy tháp C-03 được đưa trở lại hồi lưu một phần thông qua thiết bị gia nhiệt E-10 để đưa dòng lỏng lên nhiệt độ 970C, phần còn lại được giảm nhiệt độ đến 600C bằng cách trao đổi nhiệt với dòng nguyên liệu vào tháp thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-17, sau đó tiếp tục giảm nhiệt độ đến 450C thông qua E-12 và được dẫn đến bồn chứa V-21B hoặc được dẫn đến kho cảng Thị Vải. Chế độ vận hành GPP chuyển đổi hiện tại. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được thiết kế để sử dụng nguồn nguyên liệu là khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng đầu vào 4,3 triệu m3/ngày và áp suất khí đầu vào là 109 bar. Tuy nhiên, từ cuối năm 2001 lượng khí vận chuyển theo đường ống dẫn khí Bạch Hổ – Dinh Cố tăng từ 4,3 triệu m3/ngày lên 5,7 triệu m3/ngày do có thêm đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông nối vào. Như vậy, lượng khí tiếp nhận ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố sẽ tăng thêm khoảng 1 triệu m3/ngày. Việc tăng lưu lượng khí vào bờ đã gây sự sụt áp đáng kể trên đường ống dẫn khí vào bờ và áp suất tại điểm tiếp nhận khí của nhà máy giảm từ 109 bar xuống còn khoảng từ 60-80 bar. áp suất khí đầu vào thấp sẽ làm giảm khả năng ngưng tụ của các cấu tử nặng dẫn tới giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng của nhà máy, đồng thời làm giảm áp suất của dòng khí khô cung cấp cho nhà máy điện. Để khắc phục vấn đề này, nhà máy đã tiến hành lắp đặt thêm trạm nén khí đầu vào để nén khí đầu vào lên áp suất 109 bar theo đúng thiết kế ban đầu. Trạm nén khí đầu vào của nhà máy xử lý khí Dinh Cố gồm 4 máy nén K-1011 A/B/C/D. Trong đó có ba máy hoạt động, một máy dự phòng để tạo sự linh hoạt về công suất vận hành và công suất dự phòng. Các thiết bị chính trong chế độ GPP chuyển đổi: Các thiết bị trong chế độ này gồm toàn bộ các thiết bị trong chế độ vận hành GPP và còn có thêm trạm máy nén khí đầu vào K-1011 A/B/C/D, bình tách V-101. Quá trình vận hành chế độ GPP chuyển đổi: Sơ đồ công nghệ vận hành chế độ GPP chuyển đổi (phụ lục 4) Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng 5,7 triệu m3/ngày đi vào hệ thống SC-01/02 để tách Condensate và nước trong điều kiện áp suất 60-70 bar, nhiệt độ 25-300C tuỳ theo nhiệt độ môi trường. Tiếp theo đó hỗn hợp khí được chia thành hai dòng: Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp PV-106, áp suất của khí sẽ giảm từ 60-70 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101 để tách riêng lỏng và khí. Lỏng đi ra tại đáy bình tách V-101 được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03 để tách sâu hơn, còn khí đi ra từ bình tách V-101 được sử dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16 inch. Dòng khí thứ hai là dòng chính khoảng 4,9 triệu m3/ngày được đưa vào trạm nén khí K-1011 A/B/C/D nhằm tăng áp suất của dòng khí từ 60-70 bar lên áp suất 109 bar theo thiết kế, sau đó khí được làm nguội bằng không khí đến nhiệt độ 400C bằng E-1011. Dòng khí này được đưa vào thiết bị lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọc bụi bẩn. Sau đó được đưa vào thiết bị hấp thụ V-06 A/B để tách triệt để nước tránh hiện tượng tạo thành hydrat trong các quá trình chế biến sâu tiếp theo. Dòng khí ra khỏi tháp V-06 A/B được lọc bụi khi đi qua F-01 A/B được chia thành hai dòng: Khoảng một phần ba khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để hạ nhiệt độ từ 26,50 C xuống -350 C với tách nhân làm lạnh là dòng khí khô đến từ đỉnh tháp C-05 với nhiệt độ -450 C. Sau đó dòng khí ra khỏi E-14 được làm lạnh sâu hơn đến nhiệt độ -620 C nhờ van giảm áp FV-1001 áp suất giảm từ 109 bar xuống 37 bar. Lúc này dòng khí sẽ chứa khoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài. Phần thứ hai khoảng hai phần ba dòng khí còn lại được đưa vào đầu giãn của CC-01 để giảm áp từ 109 bar xuống 37 bar và nhiệt độ giảm xuống -120 C. Dòng khí này được đưa vào đáy tháp C-05. Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01 A/B được tách ra và đưa sang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ sau đó đưa vào tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ của đỉnh và đáy tháp tương ứng là -450C và -150C. Tại đây khí được tách ra từ đỉnh tháp chủ yếu là metan và etan, còn phần ra ở đáy là C3+. Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -450C qua E-14 sau đó được nén tới áp suất 54 bar trong phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16 inch đến các nhà máy điện như là khí thương phẩm. Còn hỗn hợp lỏng ra khỏi tháp C-05 được đưa tới đỉnh tháp C-01 như một dòng hồi lưu ngoài. Tháp C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như một thiết bị chưng cất. Trong chế độ GPP chuyển đổi này tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào là dòng lỏng từ đáy bình tách V-03 sau khi được gia nhiệt tại E-04 được đưa vào đĩa thứ 20. Tháp C-01 có nhiệm vụ tách các HC nhẹ như metan, etan ra khỏi Condensate, khi hoạt động tháp có áp suất 27,5 bar, nhiệt độ đỉnh 140C. nhiệt độ đáy tháp 1090C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B. Khí nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí, sau đó được máy nén K-01 nén từ 27,5 bar đến áp suất 47,5 bar rồi đưa vào bình tách V-13 được nén tiếp đến 75 bar nhờ máy nén K-02, được làm mát nhờ thiết bị trao đ