TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI
MỎ ĐỊA CHẤT
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU
Với nhu cầu sử dụng khí trên thế giới tăng nhanh, sự thăm dò khai thác khí
thiên nhiên ngày càng tăng, bên cạnh đó là sự phát hiện dầu ngày càng giảm thì
ngành công nghiệp khí sẽ ngày càng đóng vai trò quan trọng.
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố là nhà máy xử lý khí đầu tiên ở Việt Nam do
Tập đoàn dầu khí Việt Nam xây dựng, để chế biến các nguồn khí đồng hành, các
nguồn khí tự nhiên dồi dào ở các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ lân cận thành
những sản phẩm khác nhau, nhằm đáp ứng nhu cầu trong nước và xuất khẩu.
Hiện nay sản phẩm của nhà máy GPP Dinh Cố bao gồm khí khô, LPG và
Condensat. Trong đó LPG và Condensat là 2 sản phẩm có giá trị kinh tế cao hơn
nhiều so với khí khô. Nó là nguồn nguyên liệu để sản xuất xăng, các loại dung môi
hữu cơ, nhiên liệu đốt và những nguyên liệu quan trọng cho công nghiệp hoá dầu.
Với nhu cầu lớn về LPG và Condensat nhà máy cần có những giải pháp
nhằm tăng công suất để đáp ứng được nhu cầu của thị trường nhưng vẫn đảm bảo
các chỉ tiêu kĩ thuật của sản phẩm thương phẩm. Tháp ổn định condensat C-02 là
tháp chưng cất phân đoạn có nhiệm vụ phân tách LPG và Condensat để các sản
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
2
2
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
phẩm này đáp ứng đủ các tiêu chuẩn thương mại quy định. Tháp C-02 là cụm thiết
bị quan trọng không thể thiếu trong dây truyền công nghệ của nhà máy GPP Dinh
Cố. Khi tiếp nhận thêm các nguồn khí từ các mỏ lân cận, lưu lượng khí vào nhà
, C
4
H
10
v.v
có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong những mỏ khí riêng rẽ hoặc tồn tại ở
trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên còn được hiểu là khí trong các mỏ khí. Khí tự
nhiên cũng luôn chứa các khí vô cơ như N
2
, H
2
S, CO
2
, khí trơ, hơi nước.
Người ta phân loại khí tự nhiên làm hai loại: khí không đồng hành (còn gọi
là khí thiên nhiên) và khí đồng hành. Khí thiên nhiên khai thác được từ mỏ khí, còn
khí đồng hành khai thác được trong quá trình khai thác dầu mỏ ở trong mỏ dầu.
Trong lòng đất, dưới áp suất và nhiệt độ cao, các chất hydrocacbon khí như CH
4
,
C
2
H
6
, C
3
H
8
phần lớn hòa tan trong dầu, khí bơm lên mặt đất, do áp suất giảm nên
chúng tách ra khỏi dầu tạo thành khí đồng hành.
● Giai đoạn 1: Giai đoạn này bao gồm các quá trình tích tụ vật liệu hữu cơ
ban đầu. Xác động thực vật được lắng đọng lại. Chúng được các vi sinh vật phân
huỷ thành khí và các sản phẩm tan trong nước, phần bền vững nhất không tan sẽ
lắng đọng lại thành các lớp trầm tích dưới đáy biển. Quá trình này diễn ra trong
khoảng vài triệu năm.
● Giai đoạn 2: Giai đoạn này bao gồm các quá trình biến các chất hữu cơ
thành các phân tử hydrocacbon ban đầu. Những hợp chất hữu cơ ban đầu không bị
phân huỷ bởi vi khuẩn là nhóm hợp chất béo. Qua hàng triệu năm, những hợp chất
này lắng sâu xuống đáy biển. ở độ sâu càng lớn, áp suất và nhiệt độ càng cao (t
0
:
100-200
0
C, p: 200-1000 atm). ở điều kiện này, các thành phần hữu cơ trên bị biến
đổi do các phản ứng hóa học tạo ra các cấu tử hydrocacbon ban đầu của dầu khí.
● Giai đoạn 3: Giai đoạn này bao gồm các quá trình di cư các hydrocacbon
ban đầu đến các bồn chứa thiên nhiên. Chúng được phân bố rải rác trong các lớp
trầm tích. Do áp suất trong các lớp đá trầm tích rất cao nên các hydrocacbon ban
đầu bị đẩy ra và di cư đến nơi khác. Quá trình di cư diễn ra liên tục cho đến khi các
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
4
4
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
hydrocacbon ban đầu đến được các lớp sa thạch, đá vôi, nham thạch có độ rỗng xốp
cao được gọi là đá chứa, từ đó hình thành nên các bồn chứa tự nhiên. Tại các bồn
chứa này, các hydrocacbon không thể di cư được nữa. Trong suốt quá trình di cư
ban đầu, các hydrocacbon luôn chịu các biến đổi hóa học và dần nhẹ đi.
● Giai đoạn 4: Giai đoạn này gồm các quá trình biến đổi dầu mỏ trong các
bồn chứa tự nhiên.
7
H
16
Ngoài các hydrocacbon, khí tự nhiên còn chứa các khí vô cơ: N
2
,
CO
2
, H
2
S và hơi nước bão hòa với hàm lượng không cố định. Bảng 1.1 trình bày
thành phần của một số mỏ khí ở Việt Nam.
Bảng 1.1: Thành phần khí đồng hành mỏ Bạch Hổ và Rạng Đông thuộc bể Cửu
Long-Việt Nam (% theo thể tích).
Công thức
Rạng Đông
(chưa xử lý)
Bạch Hổ
(chưa xử lý)
Cửu Long
(đã xử lý)
CO
2
0,130 0,109 0,042
N
2
0,180 0,327 0,386
CH
4
78,042 74,672 83,573
C
6
H
14
0,112 0,390 0,012
C
7
H
16
0,134 0,165 0,000
C
8
H
18
0,025 0,036 0,000
Điểm sương của
hyđrocabon
30
0
C
Tại 45 bar
44
0
C
Tại 45 bar
-28
0
C
Tại 45 bar
Điểm sương của
1.3.2. Thành phần hóa học và phân loại khí tự nhiên
Hợp phần cơ bản của khí tự nhiên là CH
4
, khí càng nặng thì hàm lượng CH
4
càng ít. Nhiệt độ ở các mỏ khí tự nhiên thường là một vài trăm độ do đó khí tự
nhiên luôn chứa cả những hydrocacbon C
5
+
, những chất ở thể lỏng ở điều kiện
thường. Lượng hydrocacbon C
5
+
có thể khá lớn đặc biệt là ở trong các mỏ ngưng tụ,
đôi khi đạt đến bốn trăm gam/m
3
khí.
Khí tự nhiên bao giờ cũng chứa các khí vô cơ với hàm lượng thường giảm
theo thứ tự N
2
, CO
2
, H
2
S, khí trơ (He, Ne), COS
Khí tự nhiên ở trong mỏ luôn luôn chứa hơi nước bão hòa, khí khai thác
được cũng thường bão hòa hơi nước nhưng cũng có thể chứa ít hơi nước hơn. Việc
khí khai thác có bão hòa hơi nước hay không là phụ thuộc vào sự thay đổi nhiệt độ
áp suất trong suốt quá trình khai thác.
Ở các mỏ khác nhau thành phần định tính và định lượng của khí tự nhiên
- Khí nghèo (khí gầy) là khí có hàm lượng C
3
+
nhỏ hơn 50g/m
3
khí.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
6
6
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
- Khí béo (khí giàu) là khí có hàm lượng C
3
+
lớn hơn 400g/m
3
khí.
1.4. Một số tính chất cơ bản của khí tự nhiên [1,2,5,6]
Tính chất hóa lý của khí được quyết định bởi thành phần định tính và định
lượng. Tùy theo mục đích sử dụng cụ thể người ta thường quan tâm đến một số
trong các tính chất của khí. Sau đây là các tính chất tiêu biểu của khí và sản phẩm
của khí.
1.4.1. Áp suất hơi bão hòa
Áp suất hơi bão hòa là áp suất ở trạng thái bay hơi cực đại, khi tốc độ bay
hơi và tốc độ ngưng tụ trên bề mặt chất lỏng bằng nhau. Ta có thể coi gần đúng áp
suất hơi bão hòa P của một dung dịch lỏng tuân theo công thức:
P =
i
n
i
0
K))
Khối lượng riêng của khí lý tưởng:
gp
M.P M.P
12,03
R.T T
ρ = = ×
(1.2)
Trong đó:
gp
ρ
: Khối lượng riêng của khí lý tưởng (kg/m
3
)
M: Khối lượng mol (kg/kmol).
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
7
7
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
Khối lượng riêng của khí thực:
).(
.
03,12
) (
.
zT
PM
zTR
Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức cản trở giữa hai lớp chất lưu khi
chúng chuyển động tương đối với nhau. Đơn vị là cSt.
Độ nhớt phụ thuộc rất phức tạp vào bản chất, nhiệt độ, nồng độ, áp suất.
Không có một phương trình toán học nào, dù ở dạng rất phức tạp, cho phép tính độ
nhớt của tất cả các sản phẩm dầu mỏ, mà chỉ có những phương trình gần đúng để
tính độ nhớt cho những phân đoạn rất hẹp. Khác với ở thể lỏng, độ nhớt của
hydrocacbon ở thể khí tăng nhiệt độ tăng, giảm khi phân tử lượng tăng. Độ nhớt gần
như tăng tuyến tính với nhiệt độ, phân tử lượng càng lớn thì độ nhớt càng ít phụ
thuộc nhiệt độ.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
8
8
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
Sự tăng áp suất làm tăng độ nhớt của hydrocacbon, đặc biệt khi chúng ở thể hơi.
Người ta quan tâm đến độ nhớt của khí và sản phẩm của khí khi cần tính toán
công suất bơm, máy nén, trở lực đường ống trên đường ống dẫn khí cũng như trong
các thiết bị, khi tính độ hiệu dụng của tháp chưng cất
1.4.5. Trạng thái tới hạn của khí
● Nhiệt độ tới hạn T
C
:
Một chất có thể biến từ trạng thái hơi sang trạng thái lỏng khi nhiệt độ giảm,
áp suất tăng trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn một giá trị nào đó. Trên nhiệt độ đó
không thể biến hơi thành lỏng ở bất kỳ áp suất nào. Nhiệt độ đó gọi là nhiệt độ tới
hạn (tới hạn của cân bằng lỏng - hơi).
Đối với các hydrocacbon từ C
1
đến C
5
): Đối với các hydrocacbon từ C
1
đến C
20
(trừ C
18
) có thể
xác định chính xác đến ± 0,05 Mpa theo phương trình sau:
2,1
977,7
51,49
n
P
C
+
=
(1.5)
(n: số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon).
● Thể tích tới hạn V
C
: Đối với các hydrocacbon từ C
3
đến C
16
có thể xác định
thể tích tới hạn chính xác đến 4cm
3
/mol có thể áp dụng phương trình:
hỗn hợp có thể cháy nổ.
Công thức tính giới hạn cháy nổ dưới cho hỗn hợp khí:
%100.
1
=
∑
=
n
i
i
i
N
x
y
Với y : là giới hạn cháy nổ của hỗn hợp khí
x
i
: là nồng độ phần mol của cấu tử i trong hỗn hợp
N
i
: là giới hạn cháy nổ dưới của cấu tử i.
Bảng 1.2: Một số tính chất hóa lý của hydrocacbon và N
C
2
H
6
- 86,6 184,5 32,2 305,4 4,8 4,55 0,28
C
3
H
8
- 42,6 213,0 96,6 369,8 4,2 4,55 0,28
i- C
4
H
10
- 0,5 272,6 152,0 425,1 3,8 4,39 0,27
n-C
4
H
10
- 11,7 261,4 134,9 408,1 3,6 4,52 0,28
i-C
5
H
12
36,0 309,0 196,5 469,6 3,3 4,30 0,26
n-C
5
H
12
27,8 301,0 187,2 460,3 3,3 4,27 0,27
- 78,4 194,6 31,05 304,2 7,3 3,17 1,27
H
2
S - 60,3 312,8 110,4 373,6 9,0 - 0,28
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
10
10
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
CHƯƠNG 2
GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY GPP DINH CỐ
2.1. Nguyên liệu vào nhà máy và các sản phẩm chính
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố được xây dựng tại xã An Ngãi, huyện Long
Điền, tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, cách tỉnh lộ 44 khoảng 1 km, cách Long Hải khoảng 6
km về hướng bắc. Nhà máy có tổng diện tích 89.600 m
2
, dài 329 m, rộng 280 m.
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, Condensat và khí
khô. Các sản phẩm lỏng sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn về kho cảng Thị Vải
theo ba đường ống đường kính 16 inch, khí khô được đưa về các nhà máy điện
thông qua hệ thống đường kính 16 inch để dùng làm nguyên liệu. Nhà máy chế biến
khí được xây dựng theo thiết kế bước sử dụng nguyên liệu với lưu lượng là 4,3 triệu
m
3
khí/ngày đêm. Hiện nay, do mỏ Rạng Đông đã đi vào khai thác dầu và Tập đoàn
Dầu Khí Việt Nam đã đầu tư xây dựng đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông về mỏ
Bạch Hổ. Do đó, hiện nay toàn bộ lượng khí của mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch Hổ
được nén và dẫn vào bờ, do đó hiện tại tổng lưu lượng khí cung cấp cho nhà máy
khí Dinh Cố là khoảng 5,7 triệu m
như: xảy ra sự cố, sửa chữa, bảo dưỡng.
● Chế độ vận hành AMF
Dòng khí nguyên liệu từ ngoài khơi được vận chuyển theo đường ống đường
kính 16 inch vào nhà máy với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6
0
C đi qua thiết bị Slug-
Catcher, 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 20
0
C để tách thêm phần nước vẫn còn lẫn lại
trong hydrocacbon lỏng. Khi giảm áp suất từ 109 bar xuống còn 75 bar một phần
hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng được tách ra nhưng do hiệu ứng Joule-
Thomson đồng thời với việc giảm áp suất, nhiệt độ sẽ giảm xuống thấp hơn nhiệt độ
tạo thành hydrat nên để tránh hiện tượng tạo hydrat này bình được gia nhiệt đến
20
0
C bằng dầu nóng ra từ thiết bị E-07. Dòng hydrocacbon lỏng ra khỏi V-03 được
gia nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B trước khi đưa vào tháp C-01.
Dòng khí thoát ra từ Slug-Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để tách
triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí, Khí thoát ra ở đầu V-08 được dùng
để hút khí từ C-01 thông qua các bơm hoà dòng EJ-01A/B/C. Đầu ra của các bơm
hòa dòng EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 21
0
C, dòng hai
pha này được nạp vào tháp C-05 cùng với dòng khí nhẹ từ tháp V-03.
Tháp tách C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do hệ thống bơm hòa
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 được đưa sang tháp tách
V-
15
E-
01
A/
B
M
E-
24
E-
09
S
al
e
G
as
D
ầu
N
ón
g
D
ầu
N
ón
g
Hì
nh
2.
1:
V
ào
N
ướ
c
14
14
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
Như vậy trong chế độ AMF tháp tách 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 nhẹ C
1
, C
2
được tách khỏi hỗn hợp đầu
vào. Hỗn hợp lỏng từ đáy của tháp C-01 được tận dụng để gia nhiệt cho hỗn hợp
đầu vào của chính nó đến từ tháp V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, sau đó
được làm lạnh tại E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc vào bồn chứa Condensat
TK-21.
2.2.2.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 condensat 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.
Ngoài các thiết bị trong giai đoạn AMF, trong giai đoạn MF có thêm các
thiết bị chính sau:
- Tháp ổn định condensat (Stabilizer C-02)
- Dehydration and Regeneration V-06A/B
0
C đến thiết bị trao đổi nhiệt E-20
để làm lạnh dòng nguyên liệu của tháp C-05 từ nhiệt độ 25,6
0
C xuống còn 19
0
C
đồng thời cũng gia nhiệt cho chính dòng lỏng từ C-05 trước khi được nạp vào đĩa
trên cùng của tháp C-01.
Hai tháp hấp phụ V-06A và V-06B được sử dung luân phiên, khi tháp này
làm việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cấp nhiệt của
dòng khí thương phẩm sau khi được gia nhiệt đến 220
0
C bằng dòng dầu nóng tại E-
18, dòng khí này sau khi ra khỏi V-06A/B được tái làm nguội tại E-14 và tách lỏng
ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF tương tự như ở chế độ AMF chỉ khác ở
chỗ khí ra ở V-03 được đưa đến tháp C-01 thay vì đưa vào tháp C-05 như chế độ
AMF. Ngoài ra trong chế độ độ MF, tháp C-02 được thêm vào để thu hồi Bupro,
đồng thời tách một phần C
1
, C
2
còn sót lại. Kết quả chúng ta thu được nhiều Bupro
hơn và sản phẩm lỏng có chất lượng tốt hơn.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
16
16
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
o
Bu
pr
o
T
K-
21
M
E-
26
M
E2
5
Nư
ớc
E-
01
A/
B
M
E-
24
E-
05
E-
04
V-
15
C-
01
V-
02
P-
01
A/
B
C-
02
E-
03
Dầ
uN
ón
g
Dầ
uN
ón
g
No
ựn
g
V-
12
V-
07
K-
04
E-
18
E-
nhiệt E-04 để gia nhiệt cho hỗn hợp đầu vào của tháp. Sau khi ra khỏi E-04 lượng
lỏng này được đưa đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-09 để làm lạnh trước khi
đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensat thương phẩm TK-21.
Hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là Bupro, hơi Bupro được ngưng tụ tại thiết bị
làm mát bằng không khí E-02, một phần được hồi lưu lại tháp C-02, phần còn lại
được đưa đến bồn chứa V-21A/B hoặc đưa vào đường ống vận chuyển Bupro đến
kho cảng Thị Vải.
2.2.3. Chế độ vận hành GPP (Gas Processing Plant)
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy xử lý khí, lúc này nhà máy được hoàn
thiện các thiết bị từ cụm thiết bị MF với mục đích thu hồi triệt để Condensat,
Propan và Butan. Khi hoạt động ở chế độ GPP hiệu suất thu hồi các sản phẩm lỏng
cao hơn so với các chế độ AMF và MF. Sản lượng của nhà máy trong giai đoạn
GPP như sau:
- Khí thương phẩm: 3,3 triệu m
3
/ngày.
- Propan 540 tấn/ngày, Butan 415 tấn/ngày.
- Condensat 400 tấn/ngày.
● Ngoài các thiết bị chính có trong chế độ vận hành MF, ở chế độ GPP được
bổ sung thêm một số thiết bị sau:
- Turbo Expander/Compressor (CC-01)
- Splitter (C-03)
- Máy nén K-02, K-03
- Stripper C-04
● Mô tả vận hành chế độ GPP:
Khí đồng hành từ ngoài khơi vào có áp suất 109 bar, nhiệt độ khoảng 25,6
0
C
được tiếp nhận tại Slug-Catcher, tại đây hai pha lỏng-khí được tách riêng ra, sau đó:
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
0
C xuống
-62
0
C sau đó được đưa vào đỉnh tháp C-05.
Tháp tinh cất C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh -42,4
0
C, nhiệt
độ đáy -20
0
C. Khí ra ở đỉnh 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 khí thương phẩm, Lỏng ra khỏi đáy tháp C-05 được nạp vào đĩa thứ
nhất của tháp C-01 để tiếp tục xử lý tiếp.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
19
19
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
V-
03
V-
06
V-
08
S
C-
01
F-
10
01
C-
05
M
E-
13
Sa
le
G
as
K-
01
E-
08
C-
04
C-
01
E-
04
F
V-
17
01
F
V-
18
02
E-
Pr
op
an
E-
01
V-
15
C-
02
E-
03
E-
17
E1
0
C-
03
E-
02
E-
11
V-
05
V-
02
F
V-
13
01
P-
0
C, 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 bình tách V-03 và được máy nén K-03 nén đến áp suất
109 bar, tiếp tục được làm lạnh tại E-13 và đưa vào dòng khí nguyên liệu.
Tháp tách C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 29
0
C, nhiệt độ đáy
109
0
C, Sản phẩm đáy của C-01 chủ yếu là C
3
+
được đưa đến tháp ổn định C-02 để
tiếp tục xử lý tiếp.
Tháp C-02 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh bằng 55
0
C, nhiệt độ đáy
134
0
C có nhiệm vụ tách riêng Condensat và Bupro. Hỗn hợp khí ra ở đỉnh của C-02
là hỗn hợp Bupro được ngưng tụ toàn bộ ở nhiệt độ 43
0
C tại thiết bị ngưng tụ bằng
không khí E-02 sau đó được đưa vào bình hồi lưu V-02, một phần Bupro được hồi
lưu lại tháp C-02 nhờ bơm P-01A/B (Nhiệm vụ của bơm P-01A/B là bù đắp sự
chênh áp suất giữa tháp C-01 11 bar và tháp C-02 16 bar). Phần lớn Bupro được gia
nhiệt ở thiết bị gia nhiệt E-17 với tác nhân gia nhiệt được lấy từ chính đáy tháp C-
03, sau đó được nạp lại vào tháp C-03. Sản phẩm đáy của C-02 là Condensat
thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc đường ống Condensat.
21
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
- Trạm nén khí đầu vào gồm 04 máy nén K-1011A/B/C/D với 03 máy hoạt
động và một máy dự phòng.
Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông với lưu
lượng 5,7 triệu m
3
khí ẩm/ngày, được đưa vào hệ thống Slug-Catcher để tách
Condensat và nước trong ở áp suất 60-70 bar và nhiệt độ từ 23-28
0
C
Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug-Catcher được đưa vào thiết bị tách ba pha V-03
làm việc ở nhiệt độ 20
0
C, áp suất 47 bar thấp hơn so với áp suất ở chế độ GPP thiết
kế là 75 bar nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng đến từ bình tách V-101 của dòng
Bypass.
Hỗn hợp khí ra khỏi Slug-Catcher được chia thành hai dòng:
- Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m
3
khí ẩm/ngày được đưa qua van giảm áp
PV-106 giảm áp suất từ 60-70 bar đến áp suất 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 ra ở đỉnh 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 khí chính với lưu lượng khoảng 4,9 triệu m
3
khí
chất
- Phần thứ hai khoảng 2/3 dòng khí còn lại được đưa vào đầu giãn nở
của thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp từ 109 bar xuống tới 37 bar và
nhiệt độ giảm xuống -12
0
C. Dòng khí lạnh này sau đó được đưa vào đáy của
tháp tinh cất C-05.
Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/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 tháp và đáy tháp tương đương là -45
0
C
và -15
0
C, tại đây khí (chủ yếu là Metan và Etan) được tách ra tại đỉnh tháp. Thành
phần pha lỏng (chủ yếu là Propan và các cấu tử nặng hơn) được tách ra từ đáy tháp.
Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 thành phần chủ yếu là Metan và Etan có
nhiệt độ -45
0
C được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và
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.
Hỗn hợp lỏng đi ra từ đáy tháp tinh cất C-05 có thành phần là C
3
+
, chủ yếu là
Propan được đưa vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài.
Tháp tách Etan C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như một thiết bị
chưng cất. Trong chế độ GPP chuyển đổi tháp C-01 có hai dòng nguyên liệu đi vào
đến 43
0
C nhờ thiết bị làm mát bằng quạt E-02, sau đó được đưa sang bình ổn định
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
23
23
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
V-02, một phần nhỏ Bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-01 còn phần lớn được làm
lạnh lần nữa tại E-12 sau đó được đưa vào bồn chứa để xuất ra xe bồn hoặc đưa về
kho cảng Thị Vải.
Condensat ra khỏi đáy tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng để gia nhiệt
cho dòng lỏng ra từ đáy V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, đồng thời nhiệt
độ của dòng Condensat cũng giảm xuống còn 60
0
C, sau đó được làm mát tiếp đến
45
0
C tại thiết bị làm lạnh bằng quat E-09 cuối cùng được đưa vào bồn chứa hoặc
dẫn về kho cảng Thị Vải.
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
24
24
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa
chất
Hoàng Văn Tuân Lớp Lọc - Hóa dầu – K49
V-
03
V-
06
01
C-
01
E-
09
C
on
de
ns
at
e
T
K-
21
V-
21
B
V-
21
A
B
ut
an
Pr
op
an
E-
04
E-
01
N
ướ
c
Sa
le
G
as
M
E
E-
01
A/
B/
C/
D
Kh
í
Đầ
u
Và
o
25
25
Copyright: Tài liệu đại học ©