BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
KHOA: DẦU KHÍ
BỘ MÔN: LỌC HÓA DẦU
BÀI TẬP LỚN
MÔN:
KĨ THUẬT ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
CÁC QUÁ TRÌNH
VŨNG TÀU – 22/11/2010
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
KHOA: DẦU KHÍ
BỘ MÔN: LỌC HÓA DẦU
BÀI TẬP LỚN
MÔN:
KĨ THUẬT ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
CÁC QUÁ TRÌNH
GVHD: Ks.Phạm Trung Kiên

SVTH: 1.Ninh Thị Ngà
2.Đồng Bích Ngọc
3.Nguyễn Hữu Thiên
4.Nguyễn Viết Thọ
5.Vũ Đông Hưng
6.Nguyễn Hữu Nam
7.Nguyễn Đình Tự
8.Nguyễn Xuân Tăng
VŨNG TÀU – 22/11/2010
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU 2

vận chuyển và sử dụng khí. Các chất dioxyt cacbon, H
2
S và mercaptan tạo điều
kiện thuận lợi cho sự ăn mòn kim loại, làm giảm hiệu quả của các chất xúc tác.
H
2
S , mercaptan, COS là những chất rất độc hại. Sự tăng hàm lượng các dioxyt
cacbon là không có lợi, đôi khi là không cho phép vì trong trường hợp này sẽ làm
giảm nhiệt, đốt cháy của nhiên liệu khí làm giảm hiệu quả sử dụng các đường ống
dẫn khí do đó các hợp chất chứa oxy và chứa lưu huỳnh thuộc loại không mong
muốn đối với quá trình chế biến khí. Vì vậy chúng ta cần loại bỏ chúng hay còn gọi
là làm ngọt khí. Để hiểu rõ về vấn đề này chúng em đã chọn đề tài: “Tìm hiểu quá
trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình công nghệ làm ngọt khí bằng
MEA.”
Chúng em xin chân thành cám ơn thầy giáo Phạm Trung Kiên đã giúp đỡ
chúng em hoàn thành bài tập này !
Trong quá trình làm bài mặc dù chúng em đã cố gắng hết sức nhưng cũng
không thể tránh khỏi những thiếu sót và sai lầm. Mong thầy có ý kiến chỉnh sửa
giúp chúng em.
Chúng em xin chân thành cám ơn thầy !

Vũng Tàu, ngày 22 tháng 11 năm 2010.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 2 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ KHÍ THIÊN NHIÊN
1.1 Khái niệm về khí tự nhiên.
Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH
4
, C

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.
Thành phần định tính, định lượng của khí tự nhiên rất giống nhau ở các mỏ
khác nhau, có thể khác nhau đáng kể ở các tầng trong cùng một mỏ. Giữa khí tự
nhiên và khí đồng hành không có sự khác biệt lớn về thành phần định tính, nhưng
về mặt định lượng thì khí đồng hành nghèo CH
4
, hơn và giàu C
4
+
hơn so với khí
thiên nhiên.
Khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quý giá, gần như
không tái sinh, đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong hoạt động kinh tế, trong cuộc
sống của con người. Một sự biến động trong cán cân cung cầu dầu khí đều lập tức
ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực kinh tế, đến chính sách kinh tế, xã hội. Ngày nay, dầu
khí được coi là tài nguyên chiến lược, chịu sự kiểm soát trực tiếp hoặc gián tiếp của
các quốc gia.
1.2 Nguồn gốc của dầu và khí tự nhiên.
Nguồn gốc hình thành dầu mỏ được các nhà khoa học giải thích theo nhiều
chiều hướng khác nhau, tuy nhiên giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu
mỏ là có nhiều cơ sở khoa học nhất. Các vật liệu hữu cơ tạo ra dầu mỏ có nhiều
nguồn gốc khác nhau, trong đó quan trọng nhất là các sinh vật đồng thời cũng có
một phần xác động thực vật hình thành nên.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 3 Lọc – Hóa Dầu - K53

1.3.1. Thành phần của khí thiên nhiên
Khí tự nhiên là sản phẩm cuối cùng của quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ
của thế giới sinh vật thành dầu khí trong lòng đất. Về mặt hóa học, CH
4
là
hydrocacbon bền nhất, nên nó là hợp phần cơ bản của khí tự nhiên. Bên cạnh CH
4
khí tự nhiên còn chứa các hydrocacbon khí nặng hơn: C
2
H
6
, C
3
H
8
, C
4
H
10
, C
5
H
12
,
C
6
H
14
, C
7

78,042 74,672 83,573
C
2
H
6
11,109 12,218 12,757
C
3
H
8
6,947 7,176 2,438
i-C
4
H
10
1,208 1,548 0,301
n-C
4
H
10
1,648 2,221 0,371
i-C
5
H
12
0,258 0,548 0,061
n-C
5
H
12

Điểm sương của
nước
-
-30,10
0
C
Tại 57 bar
-1,10
0
C
Tại 45 bar
Hàm lượng nước
(g/m
3
)
- 0,102 Vết
Tổng hàm lượng
lưu huỳnh
17 (ppmv) 10 (ppmv)
16,2 (ppmv)
H
2
S
17 (ppmv) 10 (ppmv) 8,7 (ppmv)
RHS - - 7,5 (ppmv)
* Nguồn Petrovietnam Gas.Co, 11/2
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

Khí thiên nhiên có thể phân thành các loại sau:
● Theo nguồn gốc:
+ Khí đồng hành: Khí đồng hành là khí hòa tan trong dầu, lôi cuốn theo dầu
trong quá trình khai thác và sau đó được tách ra khỏi dầu. Khí đồng hành được khai
thác từ các giếng dầu hoặc giếng dầu khí (chủ yếu là dầu).
+ Khí không đồng hành: Khí không đồng hành là khí khai thác từ mỏ khí và
mỏ khí ngưng tụ Condensat.
● Theo thành phần:
- Khí khô: Là khí có hàm lượng C
2
+
<10%.
- Khí ẩm: Là khí có hàm lượng C
2
+
≥ 10%.
- Khí chua là khí chứa H
2
S ≥ 5,8mg/m
3
khí hoặc nhiều hơn 2% thể tích CO
2
.
- Khí ngọt là khí có hàm lượng H
2
S và CO
2
thấp hơn các giới hạn của khí chua.
- Khí nghèo (khí gầy) là khí có hàm lượng C
3

, x
i
lần lượt là áp suất hơi bão hòa và nồng độ phần mol của cấu tử i
trong lỏng.
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 6 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Vậy hợp phần i có nồng độ càng lớn, có áp suất hơi bão hòa càng lớn sẽ gây
ra một áp suất hơi bão hòa riêng phần càng lớn. áp suất hơi bão hòa của dung dịch
càng lớn khi chứa càng nhiều chất để bay hơi.
1.4.2. Khối lượng riêng và tỉ khối.
Khối lượng riêng của khí lý tưởng:
Lý thuyết về khí lý tưởng cho ta mối liên hệ sau:
P.V = n.R.T (1.1)
Trong đó:
P: Áp suất (Bar)
V: Thể tích (m
3
)
T: Nhiệt độ (
0
K)
n : số mol (mol)
R : Hằng số của khí tưởng = 0,08314 (m
3
.bar/ (mol.
0
K))
Khối lượng riêng của khí lý tưởng:
gp
M.P M.P

khí B ở cùng nhiệt độ và áp suất.
1.4.3. Hàm ẩm và điểm sương của khí .
Khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác được từ các mỏ dưới lòng đất luôn
bão hoà hơi nước. Hàm lượng hơi nước có trong hỗn hợp khí phụ thuộc vào áp
suất, nhiệt độ và thành phần khí. Tại mỗi giá trị áp suất và nhiệt độ có thể xác định
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 7 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
được hàm lượng ẩm tối đa của khí. Hàm ẩm tương ứng với trạng thái khí bão hoà
hơi nước được gọi là hàm ẩm cân bằng hay còn gọi là độ ẩm cân bằng.
Để biểu diễn hàm lượng hơi nước có trong khí, người ta sử dụng hai khái
niệm: độ ẩm tuyệt đối và độ ẩm tương đối.
- Độ ẩm tuyệt đối: là lượng hơi nước có trong một đơn vị thể tích hoặc một
đơn vị khối lượng (được biểu diễn bằng g/m
3
khí hoặc g/kg khí).
- Độ ẩm tương đối: là tỷ số giữa khối lượng hơi nước có trong khí và khối
lượng hơi nước tối đa có thể có trong khí ở điều kiện bão hoà (biểu diễn theo phần
trăm hoặc phần đơn vị).
- Điểm sương: nếu giảm nhiệt độ khí bão hoà hơi nước còn áp suất không
đổi, thì một phần hơi nước bị ngưng tụ. Nhiệt độ tại đó hơi nước có trong khí bắt
đầu ngưng tụ được gọi là điểm sương của khí ẩm tại áp suất đã cho.
1.4.4. Độ nhớt.
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

+
−+
−
=
n
n
T
C
(1.4)
(n: là số nguyên tử cacbon của phân tử hydrocacbon).
Tương ứng với nhiệt độ tới hạn T
c
ta có các khái niệm áp suất tới hạn P
c
, thể
tích tới hạn V
c
.
● Áp suất tới hạn(P
c
): 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

2
và các sản phẩm cháy. Như vậy, về mặt thực nghiệm phải xác định nhiệt
cháy trên bằng cách đốt nhờ O
2
bão hòa hơi nước.
Nhiệt cháy dưới, còn gọi là cháy tinh, là nhiệt cháy khi nước tạo thành ở thể
hơi. Nhiệt cháy dưới Q
d
bao giờ cũng nhỏ hơn nhiệt cháy trên Q
t
một đại lượng
bằng nhiệt ngưng tụ hơi nước sinh ra.
1.4.7. Giới hạn cháy nổ.
Giới hạn cháy nổ dưới (trên) của một chất khí là phần trăm thể tích lớn nhất
(nhỏ nhất) của khí đó trong hỗn hợp với không khí hoặc với ôxy nguyên chất khi
hỗn hợp có thể cháy nổ.
Công thức tính giới hạn cháy nổ dưới cho hỗn hợp khí:
%100.
1
=








∑
=

hạn
Hệ số
nén tới
hạn
0
C
0
K
0
C
0
K MPa cm
3
/g
CH
4
- 161,4 111,6 - 82,6 90,5 4,6 6,19 0,28
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

18
125,6 398,8 295,6 568,7 2,4 4,25 0,25
C
9
H
20
150,7 423,9 321,4 594,5 2,2 4,20 0,25
C
10
H
22
174,1 447,2 344,4 617,5 2,1 4,18 0,24
N
2
- 195,7 77,3 - 149,8 126,2 3,4 3,21 0,29
CO
2
- 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
CHƯƠNG 2
TÌM HIỂU QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 10 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Việc lựa chọn các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành
phần của nguyên liệu bao gồm cả những tạp chất mà trong mà trong khi thành
phẩm yêu cầu loại bỏ. Một số tạp chất khi tác dụng với các dung môi khử acide có
thể hình thành các hợp chất mới mà khi đun nóng trong giai đoạn tái sinh sẽ không
bị phân hủy, các phẩn ứng này lại không thuận nghịch ở điều kiện quá trình. Điều

tượng đóng rắn làm tắc thiết bị
6. Không tạo thành kết tủa khi hấp thụ để tránh tắc thiết bị và thu hồi
7. Ií bay hơi ,mất mát ít trong quá trình tuần hoàn hấp thụ ,tránh tổn thất
8. Không độc không gây ô nhiễm môi trường , không ăn mòn thiết bị
Có hai quá trình hấp thụ cơ bản là quá trình hấp thụ vật lý cơ bản là hấp thụ
vật lý và hấp thụ hóa học. Trong các quá trình hấp thụ vật lý, người ta sử dụng các
dung môi như propylen cacbonat,ete dimetyl plyetylen glycol, N-metylpyrolidon…
Trong quá trình hấp thụ hóa học người ta sử dụng dung dịch nước của các
alkanol amin. Khi áp suất riêng phần ủa khí acide thấp và trung bình khả năng hấp
thụ của ankanolamin tăng theo tỷ lệ H
2
S và CO
2
. Trong phạm vi ứng dụng này chất
hấp thụ hóa học có thể cạnh tranh với các dung môi vật lý. Các tính chất hóa lý cơ
bản của các dung môi alkanolamin được trình bày dưới đây :
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 11 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất

Quá trình tương tác CO
2
và H
2
S với monoetanolamin được mô tả bởi
phản ứng :

Với R_nhóm OHCH

sạch bằng MEA trở thành có lợi và tiến bộ hơn.
Trong thiết kế hệ thống làm sạch bằng MEA thường nhận rằng nông độ khí
axit trong dung dịch đi ra từ mâm đáy của tháp hấp thụ phải lớn hơn 65-70% nồng
độ cân bằng (theo tỷ lệ với khí ban đầu). Khi đó mức độ bão hòa của dung dịch
phải không lớn hơn 0,3-0,4 mol/mol MEA. Trong thời gian gần đây một vài nhà
máy hóa chất khi làm sạch khí tổng hợp khỏi CO
2
(dưới áp suất) mức độ bão hòa
dung dịch đạt 0,6-0,7mol/molMEA. Điều này dẫn đến sự cần thiết sử dụng thép
hợp kim để chế tạo thiết bị hoặc ứng dụng chất ức chế ăn mòn khi vận hành thiết bị.
Quá trình làm sạch khí khỏi H
2
S và CO
2
khi áp suất riêng phần của chúng không
cao hơn 0,6-0,7Mpa.
Ưu điểm của quá trình: làm sạch khí triệt để khỏi H
2
S và CO
2
được bảo đảm
trong khoảng áp suất riêng phần rộng, monoetanolamin có tính ổn định hóa học
cao, dễ tái sinh, có khả năng phản ứng cao công nghệ và thiết bị đơn giản và độ bền
cao khi vận hành đúng, dung dịch monoetanolamin tương đối khó hấp thụ
hidrocacbon, nên có khả năng làm tăng hiệu quả sản xuất lưu huỳnh từ khí axit làm
sạch bằng MEA.
Nhược điểm của quá trình: mức độ bão hòa của dung dịch thấp, lưu lượng
riêng chất hấp thụ và chi phí vận hành cao, một vài tạp chất (CO
2
, COS, CS2,

CO
2
; DEA thực tế không phản ứng với COS Và CS2 tạo thành các hợp
chất không được phục hồi). Các hợp chất hữu cơ lưu huỳnh (mercaptan, disulfur,
theofen ) chứa trong khí thiên nhiên và dầu mỏ, không phản ứng với amin. Để loại
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 13 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
ra khổi dung dịch các tạp chất cơ học và sản phẩm của phản ứng không thuận
nghịch người ta sử dụng các phương pháp khác nhau, đặc biệt trong nhiều hệ thống
công nghiệp với mục đích này một phần dung dịch được lọc và bay hơi trong bình
đặc biệt. Nồng độ các sản phẩm này trong dung môi không được vượt quá 0,1 -
0,5%.
Để loại trừ tạo bọt người ta cho thêm vào dung dịch monoetanolamin phụ gia
chống tạo bọt (0,001-0,0015% ). Chất chống tạo bọt thường dùng là huyền phù
nước silicon hoặc rượu có nhiệt độ sôi cao (oleil…). Sự thử nghiệm KE-10-12 trên
một hệ thống công nghiệp cho thấy rằng sự ứng dụng chất chống tạo bọt cho phép
giảm thất thoát dung môi, bảo đảm hệ thống hoạt động ổn định, cũng như tạo điều
kiện tăng năng suất chất hấp thụ và chưng cất. Để hiểu thêm về quá trình chúng ta
sẽ đi tìm hiểu sơ đồ công nghệ và thiết lập sơ đồ đo và điều khiển quá trình này.
CHƯƠNG 3
THIẾT LẬP SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ, ĐO VÀ ĐIỀUKHIỂN
QUÁ TRÌNH LÀM NGỌT KHÍ BẰNG MEA
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 14 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
1. SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ :
Sơ đồ công nghệ cho quá trình làm sạch khí bằng MEA được minh họa trên
hình 1:
Hình 1:Sơ đồ công nghệ quá trình làm ngọt khí axit bằng (MEA)
C. Dòng amin giàu vào đỉnh tháp tái sinh có nhiệt dộ thấp hơn nhiệt độ ở
đáy tháp tái sinh khoảng 30
0
C. Nhiệt độ ở đáy tháp khoảng 120
0
C. Lượng hơi nước
cần dùng vào khoảng 120kg/m
3
amin.
Áp suất trong tháp hấp thụ khá lớn, luôn lớn hơn chục atm, còn áp suất
tháp tái sinh cần phải nhỏ. Trong trường hợp không cần có dung môi amin rất sạch
thì áp suất đó không nên quá bé để dòng amin sạch ra khỏi đáy tháp có thể tự chảy
qua hệ thống thiết bị nhiệt và bồn chứa.
2. SƠ ĐỒ ĐO VÀ ĐIỀU KHIỂN
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 16 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 17 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Hình 2: Sơ đồ đo và điều khiển quá trình làm ngọt khí bằng MEA

Mục đích điều khiển chính là điều chỉnh sao cho nồng độ H
2
S có trong khí
ngọt đạt mức mong muốn và lượng H
2
S đi ra sao cho MEA tái sinh chứa H
2
S theo
một tỉ lệ nhất định được đưa ra từ trước. Dòng khí chua đi vào, dòng khí ngọt đi ra
từ đỉnh tháp 1 và dòng khí H

có thể được điều chỉnh bằng cách điều chỉnh
lưu lượng các dòng khí ra phụ thuộc theo áp suất đỉnh tháp và áp suất đặt trước.
X
GU
≥ P
H2S
/P
Với P
H2S
là áp suất hơi bão hòa của H
2
S trên dung dịch amin sạch, P là áp suất
tại đỉnh tháp.
Trong quá trình làm ngọt ta cần phải gia nhiệt cho amin lỏng trong tháp 4 để
thúc đẩy quá trình bay hơi của H
2
S. Làm lạnh và lọc dòng amin hồi lưu trở lại tháp
1 để dòng này trở thành dòng amin sạch tiếp tục cho quá trình. Dòng khí H
2
S bay
hơi cũng phải được làm sạch và cho ngưng tụ các HC và tạp chất còn lẫn. Ngoài ra
các cảm biển điều khiển sẽ điều khiển mức chất lỏng có trong 2 tháp 1 và 4 tránh
tình trạng tháp quá cạn hoặc đầy tràn gây nguy hiểm cho người và thiết bị. Thiết bị
trao đổi nhiệt 3 chỉ có tác dụng tận dụng nhiệt của dòng amin hồi lưu để làm tăng
nhiệt độ đầu vào dòng amin giàu vào tháp 4 nên ta không phải điều khiển quá trình
trao đổi nhiệt này.
KẾT LUẬN
GV: Ks.Phạm Trung Kiên 18 Lọc – Hóa Dầu - K53
BTL Kĩ Thuật Đo & Điều Khiển Đại Học Mỏ - Địa Chất
Qua quá trình làm đề tài: “Tìm hiểu quá trình, thiết lập sơ đồ đo và điều khiển