123tailieu.com Quy Trinh Xu Ly Khi o Nha May Xu Ly Khi Dinh Co

BÁO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

MỤC LỤC

Lời Mở Đầu--------------------------------------------------------------------------------Trang 4

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam Trang 6

1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố Trang 6

1.2.1. Vị trí địa lí và quy mô nhà máy Trang

7

1.2.2. Mục đích xây dựng nhà máy Trang 7

1.3. Sơ lược quy trình thiết kế Trang 8

Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật Trang 11

2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy Trang 12

2.2.1. Khí khô thương phẩm Trang 12

2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas) Trang 13

2.2.3 Condensate Trang 16

2.3.1. Chế độ vận hành Trang 18

2.3.2. Chế độ AMF Trang 19

2.3.2.1. Sơ đồ công nghệ Trang 19

2.3.2.2. Mô tả sơ đồ Trang 21

2.3.3. Chế độ MF Trang 22

2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ Trang 22


2.3.4. Chế độ GPP Trang 24



2.3.5. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi Trang 27



2.4. Các thiết bị chính trong nhà máy Trang 30

2.4.1. Slug Catcher Trang 30

2.4.2. Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống Trang

31

1


2.4.3. Thiết bị Turbo Expander Trang 31

2.4.4. Bình tách V-03 Trang 32

2.4.5. Tháp tách tinh C-05 Trang 33

2.4.6. Tháp tách ethane C-01 Trang 33

2.4.7. Tháp C-04 Trang 33

2.4.8. Tháp ổn định C-02 Trang 34

2.4.9. Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter Trang 35

2.5. Các hệ thống trong quá trình sản xuất Trang 36

2.5.1. Hệ thống LPG và xe bồn Trang 36

2.5.2. Hệ thống đuốc đốt Trang 36

2.5.3. Hệ thống bơm Methanol Trang 37

2.5.4. Hệ thống xả kín Trang 37

2.5.5. Hệ thống bơm và bồn chứa Trang 38

2.5.6. Hệ thống gia mùi Trang 38

2.6. Phòng chống cháy nổ Trang 38

2.7. Hệ thống phụ trợ Trang 39

2.7.1. Hệ thống khí công cụ Trang 39

2.7.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ Trang 40

2.7.3. Hệ thống nước làm mát Trang 40

Chương 3: KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN Trang 42

Phụ lục ------------------------------------------------------------------------------------Trang 43

Tài liệu tham khảo:-----------------------------------------------------------------------Trang 45

2


ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ KIẾN TẬP CỦA CÔNG TY

Họ và tên sinh viên: Phan Văn Huân Nguyễn Văn Tới Trần Thanh TuấnĐơn vị : Trường Đại học Bà Rịa- Vũng TàuĐịa điểm kiến tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố - Công Ty Chế Biến Khí Vũng TàuMục đích kiến tập: Tìm hiểu về cơ cấu tổ chức, công nghệ và vấn đề môi trườngThời gian kiến tập: Từ 06/06/2011 đến 07/07/2011---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------

………., Ngày…….. tháng ……năm 2011 Xác nhận của đơn vị

(Ký tên, đóng dấu)

3


ĐÁNH GIÁ CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN

1. Thái độ tác phong khi tham gia kiến tập:.......................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................2. Kiến thức chuyên môn:------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 3. Nhận thức thực tế:------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 4. Đánh giá khác: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------5. Đánh giá kết quả kiến tập:---------------------------------------------------------------------------------------------------------

Giảng viên hướng dẫn

4


LỜI MỞ ĐẦU

Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam có sự phát triển tích cực và

hiệu quả. Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về năng

lượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trở

nên căng thẳng. Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triển

ngành công nghiệp dầu mỏ và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tế

mũi nhọn hiện nay. Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát triển và

đạt được những thành công vượt bậc. Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng

lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.

Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ở

nước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời điểm mà dòng khí đồng hành đầu tiên

của mỏ Bạch Hổ được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sự

vận hành.

Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trở

thành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà.

Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệm

cho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kể từ năm 1995 đến nay bằng việc sử

dụng khí thay cho việc nhập khẩu dầu DO để phát điện. PV GAS đã đóng góp doanh

thu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng.

Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tự

nhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng khách

hàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện,

sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tinh,… Với những gì mà

ngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào.

Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đẩy nhóm sinh viên chúng tôi tìm

tòi, đi sâu vào nghiên cứu để hiểu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìm

hiểu sâu về quy trình xử lý khí ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố trong chuyến đi thực tập

tại nhà máy này trong tháng sáu vừa qua.

5


CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM VÀ

NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

1.1 Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam

Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990,

trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công ty

Khí đốt Việt Nam. Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng

Tàu.

Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và

Kinh doanh các sản phẩm khí. Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến

và Kinh doanh sản phẩm khí. Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khí

Quốc Gia Việt Nam về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí.

Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở tổ

chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và các

đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam

đầu tư 100% vốn điều lệ.

Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm

soát viên, Tổng Giám đốc, các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng ban

chức năng và các đơn vị thành viên.

Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyển đổi sang hoạt động theo mô hình

Công ty mẹ - Công ty con. PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanh

nghiệp và đảm bảo tiến độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010.

Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tổ chức, triển khai xây

dựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hổ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên của

ngành công nghiệp khí. Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí do PV GAS quản

lý đã và đang được hoàn thiện, phát triển đồng bộ.

Mỗi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ m3 khí, hơn 600.000 tấn LPG và gần

100.000 tấn condensate làm nguyên, nhiên liệu để sản xuất gần 40% sản lượng điện,

trên 30% thị phần phân bón, 10% sản lượng xăng và trên 60% thị phần khí hóa lỏng cả

nước hàng năm.

6


Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) để phục

vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi trường.

Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiện

đại, bảo đảm chất lượng, an toàn. Đáng kể nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệ

thống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tổng chiều dài đường ống dẫn

khí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 110 km; các nhà máy xử lý khí Dinh

Cố, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm. Ngoài ra, PV

GAS còn sở hữu hệ thống bồn chứa Condensate, hệ thống 6 kho chứa LPG có tổng sức

chứa 15.000 tấn.

Ngày 11/5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 – Cà Mau đã vào bờ. Dự

kiến mỗi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Mau

khoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng.

Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí để sản xuất khoảng 40-50% sản lượng

điện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc.

1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố

1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy

Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng

số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công ty Dầu khí Việt

Nam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh Cố

thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu. Nhà máy GPP cách

tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xây

dựng với quy mô to lớn với diện tích 89.600 m2( dài 320 m, rộng 280 m). Toàn

bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động,

Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế bến nguồn khí

đồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m3 khí/năm( tương đương với

khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày).

1.3 Mục đích xây dựng nhà máy

Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác

dầu tại mỏ Bạch Hổ. Thu hồi.

Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa,

Phú Mỹ và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác.

7


Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGAS

Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác.

Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn.

Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế.

Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu.

Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh Cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều

mặt.

Về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu để sản

xuất các sản phẩm khí đem lại lợi ích ứng dụng và doanh thu rất lớn.

Về môi trường: Có thể góp phần giúp giảm thiểu đáng kể sự ô nhiễm do việc đốt

bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí.

Nhà máy sử dụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏ khác,

được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy. Lưu lượng theo thiết kế ban đầu của

nhà máy là 4,3 triệu m3 khí/ngày. Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông

nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu m3 khí/ngày.

Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng,

condensate .v.v. Các sản phẩm này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quan

trọng cho rất nhiều ngành công nghiệp khác. Điều đó góp phần đáng kể trong việc bảo

vệ môi trường, tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo từ biển

Đông.

1.3. Sơ lược quy trình thiết kế

Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander để thu hồi C3 propane khoảng 540 tấn/ngày, C4 butane khoảng 415 tấn/ngày và condensat khoảng 400 tấn/ngày. Sản phẩm lỏng nhà máy dược dẫn theo được dẫn ra khỏi nhà máy qua 3 đường ống 6” đến kho cảng LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 Km dưới sự giám sát bởi hệ thống SCADA. Nhà máy bao gồm các cụm thiết bị chính như máy nén đầu vào, slucatcher, tháp hấp phụ tách nước, cụm thiết bị làm sạch sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy nén khí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ khác….

Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn,

không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm

Phú Mĩ, nhà máy Dinh Cố đã được thiết kế lắp đặt theo bốn chế độ chính:

Chế độ AMF (Absolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện.

Chế độ MGPP (Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.

8


Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duy

nhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ. Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khí

đồng hành từ mỏ Bạch Hổ nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với

công suất 5,7 triệu m3 khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPP

cho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP,

áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầu

vào để nâng áp lên 109 bar như thiết kế. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là

5,7 – 6,1 triệu m3 khí/ngày và thu hồi khoảng 1,5 tỷ m3 khí khô, 130.000 tấn

Condensate, 350.000 tấn LPG/năm.

Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AMF): Thu khí thương mại (chưa tách

C3, C4) và condensate. Sản phẩm được lấy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho

đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi

(AMF Rectifier), thiết bị loại bỏ ethane để ổn định condensate (De- ethaniser).

Chế độ thiết bị tối thiểu (MF): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hỗn hợp butan – propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu

m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998. Với mục đích thu khí thương

mại (đã tách C3, C4), Bupro và condensate. Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị

từ AMF, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đổi

nhiệt bằng khí, thiết bị trao đổi nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị De-

ethaniser OVHD Compressor và thiết bị ổn định. Trong chế độ này thì các

nguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt để nhằm thu lượng sản phẩm

cao nhất.

Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện. Là chế độ làm

việc hoàn chỉnh nhất, sử dụng công nghệ Turbo Expander. Và hiệu suất thu hồi

sản phẩm lỏng ở chế độ này là cao nhất. Ngoài những thiết bị được sử dụng

trong chế độ trước thì có bổ sung thêm thiết bị Gas Stripper, Turbo

Expander/Compressor (đóng vai trò thiết bị trao đổi nhiệt nhờ điều chỉnh áp),

máy nén khí, tháp tách. Sản xuất condensate ổn định, butan và propan được tách

độc lập và khí khô. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 1,5 tỷ

m3/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; butan: 417 tấn/ngày; condensate: 402

tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày.

9


Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Vận hành công nghệ theo chế

độ GPP chuyển đổi.

Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi, chỉ chuyển sang chế độ

MF hoặc AMF khi bảo dưỡng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cố.

Sản phẩm của nhà máy được vận chuyển tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạm

Phú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17”. Sau đó, các sản

phẩm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cả

nước.

10


Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật

Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đường

ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố.

Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày. Hiện nay, nhà

máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhà

máy khoảng 5.7 – 6.1 triệu m3 khí/ngày.

Bảng 2.1.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1)

STT Tên chỉ tiêuĐơn vị

tính

Đặc tính kỹ

thuật

1 Chất lỏng tự do nhỏ hơn % 1

2Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành bình thường , nhỏ hơnoC 30.5

3

Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ

hơn

oC 54

4Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất giao, nhỏ

hơnoC 5

5Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình thường

trong khoảngoC 15<to<85

6 Nhiệt trị toàn phần (GHV) ,không nhỏ hơn Btu/Scf 950<GHV<1350

7 Hàm lượng CO2 nhỏ hơn %V 1

8 Tổng hàm lượng chất trơ kể cả CO2 nhỏ hơn %V 2

9 Hàm lượng H2S ,nhỏ hơn ppm 10

10 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30

11 Hàm lượng O2 %V 0.1

12 Hàm lượng metan không it hơn %V 70

11


Bảng 2.1.2. Đặc điểm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ


ST

TTên chỉ tiêu

Đơn vị

tính

Đặc tính

kỹ thuật

1 Áp suất ban đầu tại giàn ống dứng không nhỏ hơn bar 125

2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ống đứng oC -

3 Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ hơn oC 5

4 Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn %mole 2

5 Hàm lượng oxy %V 0.1

6 Hàm lượng H2S ppm 10

7 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30

8

Methane;ethane;propan;i-butane ;neo-pentane;hexane;

heptanes; ctanes ; nonanes; decanes; undercanes;

đodercanesplus

%mole Báo cáo

9Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện 15oC và

1.01325 barBáo cáo

10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/mole Báo cáo

11 nhiệt trị của khí vào bờ MJ/m3 Báo cáo

12Khối lượng riêng của condensate ở diều kiện bình tách

28oc ,10 barBáo cáo

13 Trọng lượng phân tử của condensate trắng g/mole Báo cáo

12


Bảng 2.1.3. Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cố


STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ thuật

1Diểm sương của nước ở 125 bar nhỏ

hơnoC 5

2 Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn % mole 2

3 Hàm lượng lưu huỳnh tổng nhỏ hơn ppm 30

4

Methane; ethane; propan; i-butane ;

neo-pentane; hexane; heptanes; ctanes

; nonanes; decanes; undercanes;

đodercanesplus

% mole Báo cáo

2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy

Sản phẩm của nhà máy gồm có:

Khí khô thương phẩm

LPG

Condensate

2.2.1. Khí khô thương phẩm

Khí khô thương phẩm là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng hành sau

khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng LPG,

Condensate. Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu là methane, ethane,

ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng như các khí vô cơ khác như

nitơ, cacbondioxit… với hàm lượng cho phép.

Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện đạm, nhà máy cán

thép, nhà máy sản xuất gốm…Thành phần chủ yếu của khí khô thương phẩm chủ yếu là

Methane, Ethane, ngoài ra còn có chứa propane, Butane và một số tạp chất khác như

Nitrogen, Carbondioxite… với hàm lượng cho phép.

13


Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm.

Chỉ tiêuChế 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) 45,5 49,5 48,0 52

Nhiệt trị toàn phần (MJ/m3) 49,9 45,2 42,7 42,6

Thành phần (% mole)

C1 73,36 79,30 82,85 84,8107

C2 13,88 14,88 15,41 13,3255

C3 7,77 4,33 1,23 1,3184

i-C4 1,70 0,48 0,08 0,0732

n-C4 2,40 0,54 0,08 0,0671

i-C5 0,23 0,06 0,006 0,0031

n-C5 0,24 0,06 0,006 0,0031

C6+ 0,09 0,01 0 0

N2 0,22 0,24 0,25 0,3571

CO2 0,06 0,07 0,07 0,0244

H2O 0,05 0,03 0,03 —

Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỹ bằng hệ

thống đường ống dẫn khí 16’’ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ.

2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)

Khí hóa lỏng LPG là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane và butane,

có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt

độ môi trường.

LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp. Ngoài

ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn là

14


một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu. Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí

Dinh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam

Lưu lượng từ 750-850 tấn/ngày.

Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)

STT Tên chỉ tiêuĐơn vị

tínhPropan Butan Bupro

Phương pháp

phân tích

1Áp suất hơi ở 37.8oc

maxKpa 1430 485 1430

ASTM D1267-

95

2Hàm lượng lưu

huỳnh tổng ,maxppm 185 140 140

ASTM D2784-

98

3Hàm lượng nước tự

do%kl

Không

có

Không

có

Không

có

Quan sát bằng

mắt thường

4

độ ăn mòn tấm

đồng trong một giờ

ở 37.8oc

- số 1 số 1 số 1ASTMD1838-

91

5 tỷ trọng ở 15oc Kg/lsố liệu

báo cáo

số liệu

báo cáo

số liệu

báo cáo

ASTM D1657-

91

6

Thành phầnASTM D2163-

91Hàm lượng Etan %molesố liệu

báo cáo- -

Hàm lượng Butan

và các hợp chất

nặng hơn, max

%mol

2,5 - -

Hàm lượng pentan

và các hợp chất

nặng hơn max

- 2 2

Hydrocarbon không

bão hoà

số liệu

báo cáo

số liệu

báo cáo0,05

15


7

Thành phần cặn

nặng sau khi bốc

hơi 100ml, maxMl 0,05 0,05 0,05

ASTM D2158-

97

Bảng 2.2. 2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

STT Chỉ tiêu Đơn vị Kết quả Phương pháp

1 Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C KPa 900 ASTM D 1267-95

2 Hàm lượng S Ppm 12 ASTM D 2784-98

3 Nước tự do % Wt Nil BY VISUAL

4 Độ ăn mòn tấm đồng ở 37,80C /Hrs — 1 a ASTM D 1838-91

5 Tỷ trọng ở 150C Kg/l 0,5377 ASTM D 1657-91

6

Thành phần

- C2H6

- C3H8

- i-C4H10

- n-C4H10

- Neo-C5H12

- i-C5H12

- n-C5H12

- C4H8

% mole

—

—

—

—

—

—

—

—

2,27

61,17

14,29

20,53

0,07

1,30

0,37

0,00

ASTM D 2163-91

7 Hàm lượng cặn Ml < 0,05 ASTM D 2158-97

8 Phân tử lượng trung bình 49,15 Tính toán

Tỷ lệ C3/C4

16


9C3

C4

57,13

42,87Tính toán

2.2.3 Condensate

Condensate là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng, có màu vàng rơm, gồm

hidrocacbon có phân tử lượng lớn hơn Propan và Butan, hợp chất vòng, nhân

thơm, được ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng các

phương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hấp thụ...

Ở Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan,

lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển trên

đường ống. Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu (như các loại xăng

M92, M95), làm dung môi và các sản phẩm Hoá dầu.

Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane,

hexane, heptane... (C5+), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các nhân

thơm và một số tạp chất khác.

Lưu lượng: 150.000 tấn/năm.

Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử lý

Condensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng.

Bảng 2.2.3.1 Chỉ tiêu cần đạt được của Condensate

( Chứng thư giám định phẩm chất ASI No: 08638A/GĐAC)

Chỉ tiêu giám định Đơn vị Kết quả Phương pháp

Màu sắc Trong VISUAL

Tỷ trọng Kg/l 0,6700 D-1298

Chưng cất

IBP

10 %

50 %

90 %

FBP

0C

36

45

56

107

149

D-86

Cặn và hao hụt: % VOL

KPa

2,0

75,5 D-323

17


- Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C

- Hàm lượng lưu huỳnh, S % W 0,01 D-1266

Ăn mòn lá đống 3 Hrs/500C 1 a D-130

Hàm lượng nhựa thực tề mg/100 ml 1 D-381

Trị sồ Octane RON 64,0 D-2699

Hàm lượng nước % VOL 0 D-130

Hàm lượng than cặn % W 0 D-473

Hiện nay lượng LPG do nhà máy cung cấp khoảng 150000 tấn/năm. Condensate

thu được từ nhà máy sẽ được chuyển đến nhà máy xử lý condensate Thị Vải để tiếp tục

xủ lý.

Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng, dung môi pha sơn, dung

môi trong công nghiệp, DO, FO.

Bảng 2.2.3.2. Yêu cầu kỹ thuật đối với Condensate

(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)

ST

TTên chỉ tiêu

Đơn vị

tính

Mức chất lượng

đăng ký

Phương pháp

phân tích

1 tỷ trọng ở 15oC Kg/l Số liệu báo cáo ASTM D1298-99

2Áp suất hơi bão hoà ở

37.8oC,maxPsi 12,1 ASTM D323-99

3Hamf lượng lưu huỳnh

max%kl 0,15 ASTM D1266-98

4 Hamf lượng nước tự do %kl Không có ASTM D95-99

5 tổng hàm lượng axit maxMg

KOH/g0,033 ASTM D974-95

6Ăn mòn tấm đồng trong

3giờ ở 50oc- số 1 ASTM D130-94

7 trị số octan (RON),min 55ASTM D2699-

95a

8 Chưng cất ASTM D86-96

IBP,max oC 45

18


FBP,max oC 180

Hàm lượng cặn và hao

hụt ,max%Vol 2,5

2.3. Mô tả công nghệ

2.3.1. Chế độ vận hành

Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt tránh bị sự cố và

đảm bảo hoạt động của nhà máy được liên tục không gây ảnh hưởng đến việc

cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo

các chế độ chính:

Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện.

Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.

Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận

hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điểu chỉnh chế độ vận hành

để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa.

Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu

m3/ngày. Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy sẽ khoảng 109 barG

và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của thiết bị bên trong

nhà máy. Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí

qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm

xuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng

áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG.

Từ sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có 1 số thay đổi chính gồm:

Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG và nhiệt độ khí sau trạm

khí K-1011 tăng lên khoảng 450 C cao hơn so thiết kế.

Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục

đích: Lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-

101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ. Lỏng được tách ở V-101 sẽ được đưa về

19


V-03 để xử lí. Lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-

03 để đảm bảo an toàn.

Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ

được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt, chạy thử. Sau khi hoàn thành

việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được sử dụng mà sẽ thay đổi tuỳ theo điểu

kiện của các thiết bị. Để phù hợp với mục đích ban đầu, trong tài liệu này sẽ

trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiện

tại. Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ cho

chế độ GPP và MGPP.

2.3.2. Chế độ AMF

Chế độ AMF ( theo thiết kế):

Chế độ AMF theo thiết kế là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với các thiết bị

tối thiểu nhằm cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ và không chú trọng vào thu hồi sản

phẩm lỏng.

2.3.2.1. Sơ đồ công nghệ

20


21


2.3.2.2. Mô tả sơ đồ

Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm khoảng 4,3 triệu m3/ngày

được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16’’ với áp suất 109 bar, nhiệt

độ 25,6 0C. Tại đây, Condensate và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp

tục xử lí, nước có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước

( V- 52) để xử lí. Tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị

hấp thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc, nước sau đó được đưa tới

hầm đốt ( ME- 52).

Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03

hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 200C. V-03 có nhiệm vụ: Tách

hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp. Cùng với việc giảm áp suất từ 109

bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh

hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-

07. Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm

tận dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm.

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 do SC không tách hết và lọc các hạt bụi

trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau.

Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp

suất từ 109 bar xuống 47 bar. Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01.

Dòng ra là dòng 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 200C cùng với dòng khí từ V-03 (đã

giảm áp) được đưa vào tháp C-05. Nhiệm vụ của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việc

của tháp C-01 ổn định. Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar và nhiệt độ 200C. Ở chế

độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường. Tháp C-05

có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi

qua EJ-01 A/B/C. Dòng khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương

phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện. Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của

tháp C-01. Chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:

Dòng từ V- 03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01.

Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01.

Áp suất hơi của condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01 nhằm

mục đích: Phù hợp cho công việc chứa trong bồn chứa ngoài trời. Với ý nghĩa đó, trong

22


chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate. Trong đó, phần lớn

hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-

04A/B đến 1940C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C được trộn với khí nguyên liệu

nhờ EJ-01 A/B/C. Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và

được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 450C trước khi ra đường

ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21

2.3.3. Chế độ MF

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Trong chế độ hoạt động này,

một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF( trừ EJ- A/B/C), các thiết bị chủ

yếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber), thiết bị trao đổi nhiệt

khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/ Gas Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20

(Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer

OVHD Compressor), máy nén K-04A/B và tháp ổn định C-02 (Stabilizer).

Tháp ổn định Condensate C-02.

Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-14, E-20.

Thiết bị hấp thụ V-06A/B

Máy nén K-01, K-04A/B

2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ

23



Dòng khí từ Slug Catcher được đưa tới bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức

năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt rắn, nhằm bảo vệ lớp chất hấp

thụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính cũng như giảm tuổi thọ của chúng.

Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và

E-20 để làm lạnh. Dòng khí sau khi ra khỏi E-14 và E-20 là dòng hai pha (lỏng - khí)

được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng. Khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được sử dụng như tác

nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26,50C xuống -

170C) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc hai tại van FV-1001.

24


Dòng khí ra từ đỉnh C-05 sau khi trao đổi nhiệt qua E-14 nhiệt độ được tăng lên

đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện.

Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì

tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương

phẩm nâng nhiệt độ lên 2200C, dòng ra khỏi thiết bị V-06 A/B được làm mát tại E-15 và

được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.

Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việc

đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF. Ngoài ra trong chế độ

MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro. Nhằm tận dụng Bupro và tách

một phần methane, ethane còn lại, dòng khí ra từ V-03 được đưa đến tháp C-01 để tách

triệt để ethane. Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt

từ 200C lên 800C tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02. Tháp C-01 có ba

dòng nguyên liệu được đưa vào:

Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và thứ 3 của tháp C-01.

Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01.

Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi trên đỉnh tháp sau

đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được dẫn vào đường khí

thương phẩm.

Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02. Tháp C-02 làm việc ở áp

suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 600C và nhiệt độ đáy 1540C. Tại đây C5+ được tách ra và đi ra

ở đáy tháp. Sau khi ra khỏi E-04A/B để gia nhiệt cho nguyên liệu vào tháp. Sau khi ra

khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh bằng thiết bị làm mát bằng không

khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensate thương phẩm TK-21.

Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của tháp, phần còn lại theo đường dẫn sản phẩm LPG.

2.3.4. Chế độ GPP

Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí. Chế độ này bao gồm các

thiết bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau:

Một tháp tách C3/C4: C-03

Một tháp Stripper C-04

25


Hai máy nén, K-02, K-03

Thiết bị Turbo-Expander: CC-01

Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-11...


26



Khí ngoài giàn vào nhà máy được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher (SC-

01/02), dòng lỏng ra có nhiệt độ 25,60C và áp suất 109 bar được đưa tới V-03.

Dòng khí ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏng

được tách ra này được đưa tới bình tách V-03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08 đi vào

V-06A/B để tách tinh nước.

Trong chế độ này, thiết bị Turbo-Expander được đưa vào hoạt động thay thế E-

20 trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được chuyển tới phần

giãn nở của thiết bị CC-01, tại đó khí được giãn từ 109 bar xuống 33,5 bar và nhiệt độ

cũng giảm xuống -180C, sau đó dòng này được đưa vào tháp tinh lọc C-05.

Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt E-

14 để làm lạnh dòng khí từ 260C xuống -350C nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-05 có

nhiệt độ -42,50C. Sau đó, dòng này lại qua van giảm áp FV-1001 (áp suất được giảm từ

109 bar xuống 47,5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn -620C) rồi được đưa vào tháp C-

05 như một dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp.

Trong chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar nhiệt độ đỉnh -42 0C và

nhiệt độ đáy -200C. Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -42,50C được sử dụng làm

lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 trước khi nén ra dòng khí thương

phẩm bằng phần nén của CC-01.

Quá trình thu hồi lỏng của chế độ này có khác biệt so với chế độ AMF và chế độ

MF do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén K-02, K-03. Dòng khí ra từ đỉnh tháp

C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar rồi tiếp tục được làm lạnh trong thiết

bị trao đổi nhiệt E-08 (tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 có nhiệt độ 200C) và vào

tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng đến từ V-03.

Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lần lượt là 44oC và

40oC. Khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén đến áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02

rồi được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng này được trộn

lẫn với dòng khí ra từ V-03, và được nén tới 109 bar bằng máy nén K-03, sau đó đó

được làm lạnh và nhập vào dòng khí nguyên liệu trước khi vào V-08.

Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến đĩa thứ 14 của tháp C-01, dòng lỏng ra

từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp C-01 đóng vai trò như dòng hồi lưu

ngoài ở đỉnh tháp.

27


Trong chế độ này, tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh là 14 oC và

nhiệt độ đáy là 109 oC. Sản phẩm đáy của tháp C-01 chủ yếu là C3+ được đưa đến tháp

C-02 (áp suất việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55oC và nhiệt độ đáy là 134 oC) để

tách riêng condensate và bupro.

Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn toàn

ở nhiệt độ 43 oC qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đó được đưa đến

bình hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang, một phần bupro được bơm trở lại tháp C-02 để

hồi lưu bằng bơm P-01A/B, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh áp suất làm

việc của tháp C-02 (11 bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần bupro còn lại được gia nhiệt

đến 60 oC trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấp cho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng

từ đáy tháp C-03. Sản phẩm đáy của tháp C-03 chính là condensate thương phẩm được

đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển condensate về kho cảng Thị Vải.

Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi propan được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ

46 oC trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằng không khí và

được đưa đến thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang. Sản phẩm propan lỏng này

được bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một phần propan thương phẩm được

tách ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúng được đưa đến đường ống dẫn propan hoặc

để chứa propan V-21A. Phần còn lại được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu

ngoài ở đỉnh tháp.

Tại tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp nhiệt đun sôi lại bằng dầu

nóng tới nhiệt độ 97 oC. Nhiệt độ của nó được điều khiển bởi van TV-2123 đặt trên ống

dẫn dầu nóng. Butan còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưa đến kho cảng Thị Vải sau khi

được giảm nhiệt độ đến 60oC bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-17 và đến 45 oC nhờ thiết bị

trao đổi nhiệt E-12.

2.3.5. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi

Để quyết những việc phát sinh của việc tăng năng suất của Nhà máy khi

phải tiến hành tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mở Rạng Đông sao cho đem lại

hiệu quả cao nhất: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ gây nên sự sụt giảm

áp suất đáng kể trên đường ống làm cho áp suất tại đầu vào Nhà máy xử lý khí không

thể đảm bảo giá trị áp suất thiết kế là 109 bar. Phương pháp lắp đặt tram nén khí đấu

vào Nhà máy Dinh Cố để nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào Nhà máy lên 109 bar

theo thiết kế ban đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của Nhà máy khi tăng

28


lưu lượng nguyên liệu vào nhà máy cũng như đủ áp suất của dòng khí cung cấp cho Nhà

máy điện Phú Mỹ 1.

Trạm nén khí đầu vào được lắp đặt gồm 4 máy nén khí: 3 máy hoạt động và 1

máy dự phòng. Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố cũng được cải

tiến để kết nối mở rộng với trạm nén khí.

Các thiết bị trong chế độ này gồm toàn bộ thiết bị của chế độ GPP và thêm trạm

nén khí đầu vào K-1011 A/B/C/D và bình tách V-101.


29



Khí đồng hành từ mở Bạch Hổ với lưu lượng khoảng 5,7-6,1 triệu m3 khí/ngày

vào hệ thống Slug Catcher trong điều kiện áp suất 65 bar-80 bar nhiệt độ 20 đến 300C

(tùy theo nhiệt độ môi trường). Dòng khí đi ra từ SC được chia thành 2 dòng

Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp

PV-106 giảm áp suất từ 65 bar-80 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng

V-101. Lỏng được tách ra tại bình V-101 được đưa vào thiết bị V-03 để chế biến

sâu. Khí đi ra từ bình tách V-101 được đưa vào hệ thống đường dẫn khí thương

phẩm 16” cung cấp cho các nhà máy điện.

Dòng thứ hai có lưu lượng khoảng 5 triệu m3/ngày được đưa vào trạm nén khí

đầu vào K-1011 A/B/C/D (3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) để nén nâng áp

suất từ 65 bar-80 bar lên 109 bar sau đó qua hệ thống quạt làm mát bằng không

khí E-1011 để làm nguội dòng khí ra khỏi máy nén đến nhiệt độ khoảng 40-500C.

Dòng khí này đi vào thiết bị tách lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí

và lọc bụi bẩn. Sau đó dươc đưa vào thiết bị hấp thụ V-06 A/B để tách triệt để

nước tránh hiện tượng tạo thành hydrate quá trình làm lạnh sâu.

Dòng khí đi ra khỏi thiết bị V-06A/B được tách thành hai dòng: khoảng 1/3 dòng

khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để hạ nhiệt độ từ 26,5 xuống -350C với tác

nhân lạnh là dòng khí khô đến từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -450C, sau đó được làm

lạnh sâu bằng cách giảm áp qua van FV-1001. Áp suất giảm từ 109 bar xuống 37 bar

( bằng áp suất làm việc của C-05) kéo theo nhiệt độ giảm xuống -620C rồi được đưa vào

đĩa trên cùng của tháp tinh cất C-05, đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài của đỉnh tháp.

2/3 dòng khí còn lạị được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp từ 109 bar

xuống 37 bar, nhiệt độ giảm xuống -120C và được đưa vào đáy tháp tinh cất C-05.

Tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ đỉnh tháp và đáy tháp

tương ứng là -450C và -150C tại đây khí (chủ yếu là metan và etan) được tách ra tại đỉnh

tháp C-05. Thành phần lỏng chủ yếu là Propan và các cấu tử nặng được tách ra từ đáy

tháp.

Dòng khí đi ra từ đỉnh của tháp tinh cất có nhiệt độ -450C 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

30


phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra thiết bị này là khí thương phẩm được

đưa vào hệ thống 16’’ đến các nhà máy điện.

Dòng khí từ K-01 sau đó được nén đến 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi lại tiếp tục

đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt E-19 bằng việc sử dụng dẫn tới thiết bị trao đổi nhiệt E-04

(để tận dụng nhiệt của dòng Condesate ra từ đáy C-02) sau đó đi vào đĩa thứ 20 của

tháp.

Dòng lỏng ra từ đáy tháp tinh cất được đưa vào tháp C-01 như dòng hồi lưu

ngoài đỉnh tháp.

Trong tháp C-01, với nhiệt độ đáy tháp là 1090C ( nhờ thiết bị gia nhiệt

E-01A/B), áp suất hoạt động của tháp là 27,5 bar, các hydrocacbon nhẹ như metan, etan

được tách ra đi lên đỉnh tháp vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí và được máy

nén K-01 nén từ áp suất 27,5 bar lên áp suất 47,5 bar. Dòng ra khỏi máy nén K-01 được

đưa vào E-08 sau đó vào tháp C-04. Do bình tách V-03 phải giảm áp suất vận hành từ 75

bar theo thiết kế xuống còn 45 bar (vì các lý do đã trình bày ở mục trên) nên lượng lỏng

từ đáy bình tách V-03 được đưa trực tiếp qua E-04A/B mà không đi vào thiết bị trao đổi

nhiệt E-08 như thiết kế. Vì vậy E-08 và C-04 lúc này không hoạt động như các thiết bị

công nghệ mà chỉ hoạt động như các đường ống dẫn khí.

2.4. Các thiết bị chính trong nhà máy

2.4.1. Slug Catcher

Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher( SC-

01/02) ở điều kiện áp suất từ 65 bar đến 109 bar (tùy theo lưu lượng) nhiệt độ từ 20 đến

300C (tùy theo nhiệt độ môi trường). Hệ thống Slug Catcher là hệ thống tách dạng ống,

bao gồm hai dãy ống với dung tích mỗi dãy là 1400 m3, thể tích này đủ để tiếp nhận

slug từ đường ống 16” dưới đáy biển.

Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC-

01,02) để phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 barA và nhiệt

độ 25,60C. SC bao gồm hai hệ mỗi hệ có dung tích 1.400 m3 thuộc dạng ống. Khí phân

tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở công nghệ tiếp theo.

Lượng Condensat tách ra được góp lại ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới sự

điều khiển mức (LIC-0111 A&B, LT-0121 A&B) mức điều khiển được chia làm 2 mức

A (cao ), B (thấp ) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0121. Trong trường hợp

lượng lỏng lớn ở mức cao HH thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng Lỏng sẽ

31


đóng để tránh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03. Nước đến từ thiết bị SC ở thiết bị

ILIC- 0112&0122 thông qua bình tách nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến

áp suất khí quyển và hydrocacbon hấp phụ sẽ được giải phóng hệ thống thông gió, nước

sẽ được đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn

nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sục vào thiết bị tách nước V-52.

Khí tách ra từ Slug Catcher được thu gom trong đường ống 30” và được đưa về

xử lý tiếp ở các thiết bị hạ nguồn. Condesate tách ra từ Slug Catcher được thu gom

trong đường ống 36” và được đưa về bình tách V-03. Nước được đưa ra từ thiết bị Slug

Catcher thông qua thiết bị điều khiển mức (ILIC-0112 và 0122) đi vào bình tách V-52

(Produced Water Flash Drum), tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyển và

hydrocacbon bị hấp thụ sẽ được đưa ra ống thải. Sau đó nước được chuyển đến burn pit

ME-52.

Ở chế độ hoạt động bình thường, cả hai hệ thống Slug Catcher SC-01/02 đều

hoạt động ở chế độ cao hơn và một thiết bị điều chỉnh HS-0101 (Low selector), được

lắp đặt ở giữa mực chất lỏng của hai hệ thống này trong trường hợp hoạt động song

song. Trong trường hợp cần bảo dưỡng sữa chửa một hệ thống Slug Catcher duy trì sự

hoạt động bình thường của nhà máy, hệ thống còn lại được cô lập bởi các cặp van tay

trên đường khí vào và ra của SC.

2.4.2. Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống

Ba đường ống dẫn sản phẩm lỏng có đường kính là 6 inch được thiết kế để vận

chuyển condensate, propan và butan từ nhà máy xử lý khí Dinh Cố tới kho cảng Thị Vải,

nằm cách nhà máy 28 km. Ở điều kiện làm việc bình thường các sản phẩm lỏng sẽ được

vận chuyển trực tiếp đến Thị Vải Terminal qua ba đường ống này. Theo thiết kế một

đường dùng để vận chuyển condensate, một đường vận chuyển butane và đường còn lại

vận chuyển propane.

Các thiết bị đo dòng dạng coriolis ME-24, 25, 26 được lắp đặt trên mỗi đường

ống cùng với thiết bị kiểm tra dòng FIQ-2604 ( check meter) để kiểm tra độ chính xác

thiết bị đo trên.

2.4.3. Thiết bị Turbo Expander

Thiết bị gồm hai phần chính: Expander và máy nén.

Phần Expander: Gồm hai phần, 3 dòng khí từ V- 06 vào Expander từ 109 bar

xuống 33,5 bar làm cho nhiệt độ dòng giảm xuống đến -180C. Ở nhiệt độ

32


này chủ yếu các H-C nặng (C3 +) được hóa lỏng và đưa đến tháp C-05 như

nguồn nạp liệu.

Phần máy nén: Khi quá trình giảm áp tại Turbo Expander xảy ra thì dòng khí

sẽ được sinh ra công làm quay quạt giọt gió trong Expander, công được dẫn

qua trục truyền động dùng để chạy phần máy nén để tăng áp suất của dòng

khí ra từ đỉnh tháp C-05 từ 33,5 bar lên 47bar.

2.4.4. Bình tách V-03

Bình tách V-03 (Slug Catcher liquid flash drum), là một bình tách ba pha nằm

ngang hoạt động ở 45 barG (75 barG ở chế độ GPP theo thiết kế) và 200C để tách các

hydrocacbon nhẹ bị hấp thụ trong condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp suất

được giảm xuống từ áp suất tại SC xuống còn 45 barG, nhiệt độ hạ xuống thấp hơn

nhiệt độ tạo thành hydrat (200C), do đó có hai van điều chỉnh mức được lắp đặt trước

đầu vào bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp hydrat được tạo thành

trong một van, có thể bơm methanol vào hoặc thay thế bằng van dự phòng. Nhà máy

được thiết kế với điều kiện là nguyên liệu đầu vào được bão hòa nước nhưng thực tế

nguyên liệu khai thác được ngoài khơi không phải hoàn toàn như vậy. Hiện tại giàn khai

thác đã trang bị một hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên tục. Vì vậy, sự hình

thành hydrat rất ít khản năng xảy ra.

Tại V-03 một thiết bị gia nhiệt dạng ống xoắn (E-07) được lắp đặt để gia nhiệt

cho condensate lên cao hơn 200C bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành hydrat

bên trong bình. Công suất gia nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh

nhiệt độ-TICA-0303 (Temperature controller).

Sau đó condensate thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (Flow

controller) và thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302 (Level controller) để đưa vào chế biến

tiếp. Có ba sự lựa chọn cho việc xử lý condensate: tới Rectifier-C-05 ở chế độ AMF, tới

De-ethanizer-C-01 ở chế độ MF hoặc tới V-14 (inlet Scrubber 3) ở chế độ GPP.

Nước được tách tại V-03 được chuyển sang thiết bị điều chỉnh mức (LICA-

0301, level controller) đưa vào bình tách V-52, Produced water Flash drum, như trong

trường hợp nước từ Slug Catcher.

Áp suất hoạt động của bình tách ba pha V-03 được điều chỉnh ở 45 barG hoặc

75 barG, bằng van điều áp PV-1209 cho chế độ hoạt động AMF, PV-1305 A/B (cho chế

33


độ hoạt động MF) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 hoặc bằng máy nén khí

điều áp K-03.

2.4.5. Tháp tách tinh C-05

Cấu tạo:

Tháp có đường kính 2,14m, chiều cao tổng là 21m, gồm 12 đĩa thực và 7

đĩa lý thuyết, khoảng cách các đĩa là 610 mm (24”).

Không có hồi lưu và Reboiler thân dài 16m, dày 57 mm.

Mục đích:

Chế biến pha khí từ SC để thu hồi lại Propan, Butan, Condensate nhiều

nhất để bán.

Theo thiết kế thì trọng lượng mol khí sẽ giảm từ 23,6 tới 18,7 mà trong

đó 83% là metan.

Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bình tách V-03 được chuyển đến

đĩa thứ nhất của tháp C-05 để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20,7 0C và áp suất 45 bar.

Phần trên tháp C-05 lúc này có tác dụng như một bình tách lỏng hơi.

2.4.6. Tháp tách ethane C-01

Áp suất hoạt động của hệ thống tách ethane là 29 BarA ở chế độ MF và GPP,

20barA ở chế độ AMF. Nhiệt độ đỉnh và đáy tháp ở chế độ hoạt động GPP là 14oC và

109oC, còn ở chế độ MF tương ứng là 6 và 120oC. Trong chế độ AMF không có dòng

lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp (C-01, Dethanizer) cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh tháp

và đáy tháp (C-01, Dethanizer) lần lượt là 63,7 oC và 194oC.

Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) gồm 32 van kiểu đĩa, 13 van ở phần trên

của tháp có đường kính là 2600 mm, và 19 đĩa ở phần dưới của tháp có đường kính là

3050 mm. Bộ chênh áp PDIA-1321, Pressure Differential Transmiter được lắp đặt để

phát hiện sự chênh áp trong tháp. Bốn bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên các

đĩa thứ 2, 3, 14, 20 của tháp. Hai thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler E-01A/B (reboiler để

gia nhiệt cho tháp), một reboiler làm việc, một ở chế độ dự phòng. Từ reboiler dòng

lỏng sẽ được chuyển đến bình chứa V-15, Deethanizer Bottom Buffer, sau đó được đưa

về tháp ổn định C-02 thông qua van FV-1301 được điều chỉnh bởi dòng FICA-1301

casaded với bộ đo mức chất lỏng LICA-1302.

2.4.7. Tháp C-04

34


Tháp tách khí được lắp đặt sau khi nhà máy hoàn tất và đưa chế độ GPP vào

hoạt động. Tuy nhiên, C-04 cũng có thể đưa vào hoạt động trong chế độ MF và AMF.

Tháp C-04 hoạt động ở áp suất 47 BarA. Van PV-1801B sẽ xả khí ra đuốc đốt trong

trường hợp áp suất tháp C-04 vượt quá giá trị cho phép. Ở điều kiện làm việc bình

thường nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 440C và 400C.

Tháp C-04 gồm 6 van dạng đĩa có đường kính 2600mm. Bộ thiết bị đo chênh áp

PDIA-1802 (Pressure Diffrential Transmiter) được lắp đặt để phát hiện sự chênh áp

trong tháp do sự tạo bọt. Bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên đĩa thứ 6 của tháp.

Tháp C-04 không có thiết bị gia nhiệt reboiler ở đáy tháp và thiết bị ngưng tụ

condenser. Hydrocacbon lỏng, nước được tách ra nhờ vào dòng khí khô từ đầu xả máy

nén K-01. Lỏng dưới đáy tháp C-04 thông qua van FV-1701 (hoạt động ở chế độ auto

cascaded) được dẫn vào đĩa thứ 14 hoặc 20 của tháp tách ethane sau khi đã được gia

nhiệt từ 400C lên 860C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B nhờ dòng nóng có nhiệt độ

1540C đi ra từ đáy tháp C-02. Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt này là để tận dụng và

thu hồi nhiệt.

2.4.8. Tháp ổn định C-02

Tháp chưng cất C-02 làm việc ở áp suất 11 barA nhằm mục đích thực hiện quá

trình phân tách giữa các cấu tử C4 và C5 của dòng lỏng từ V-15 tới để tạo ra 2 loại sản

phẩm riêng biệt: LPG (Bupro) và condensate (C5+).

LPG ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí

bởi giàn quạt E-02 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-02. Sau đó một

phần LPG sẽ được bơm P-01A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một

phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải hay tới tháp C-03 để tách riêng

Propane và Butane.

Stabilier được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế độ

AMF dự phòng. Trong chế độ AMF, tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổn định

bằng sự bốc hơi của Butan và các H-C nhẹ hơn ra khỏi Condensate ở nhiệt độ rất cao, tại

thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt động. Nếu

người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách Ethan hoạt động đúng chức năng

của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng.

Áp suất vận hành của hệ thống tháp C- 02 được khống chế ở 11 bar, bằng cách

khống chế hiệu suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặc đóng một dòng

35


khí bypass nóng qua van PV-1501A, công suất thiết kế là 30 % dòng tổng. Khí sẽ được

đốt qua van PV-1501B.

Tháp C-02 gồm 30 đĩa van, đường kính 2,14 m, đĩa nạp liệu là đĩa số 10, một

thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy. LPG trong tháp C-02 sẽ được

tách ra khỏi condensat. Hơi LPG từ đỉnh cột sẽ ngưng tụ ở 430C trong thiết bị ngưng tụ

bằng không khí E-02 sau đó đến bình hồi lưu V-02 (là bình nằm ngang có đường kính D

= 2,2 m, l =7 m). Lỏng LPG được bơm hồi lưu P-01A/B (công suất bơm là 180 m3/h,

chiều cao đẩy 133,7 m, công suất động cơ là 75 KW). Bơm đỉnh có thể hoạt động ở áp

suất 11 bar (của thiết bị ổn định) hoặc 16 bar (của tháp tách C-03). Một dòng LPG lỏng

có lưu lượng 80 m3/h sẽ được lấy ra nhờ thiết bị điều chỉnh lưu lượng FICA-1601 qua

thiết bị điều khiển mức LICA-1601. Lượng này sẽ được đun nóng đến 600C tại thiết bị

trao đổi nhiệt E-17 nhờ dòng nóng 970C đến từ đáy C-03, sau đó đi đến tháp C-03 (ở

chế độ GPP). Còn chế độ MF, nó được đưa đến một trong các bình chứa LPG V-21 A/B

còn 75 m3/h LPG thì được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02.

Thiết bị đun sôi lại của tháp C-02 thuộc loại Kettle (E- 03) được sử dụng để đun

nóng nhờ tác nhân làm nóng là dòng dầu nóng có nhiệt độ 1540C. Nhiệt độ được khống

chế bởi van TV-1523 lắp trên đường ống. Condensat từ đáy tháp C-02 sẽ được bốc hơi

một phần, phần hơi được đưa trở lại đáy tháp, phần lỏng còn lại sẽ qua trao đổi nhiệt với

dòng nhiên liệu của tháp C-01 để làm lạnh xuống 600C và sau đó được làm lạnh đến

450C tại thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-09.

Bộ đo chênh áp PDIA-1521, Pressure Diffrential Transmiter được lắp đặt để

phát hiện sự chênh áp ở trong tháp do sự tạo bọt. Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt

trên các đĩa thứ 9,10,30 của tháp C-02.

Thiết bị gia nhiệt cho đáy tháp E-03 được lắp đặt ở đáy tháp C-02 để cung cấp

nhiệt cho tháp nhiệt độ được điều khiển bởi TV-1523 được lắp đặt trên đường ống dẫn

dầu nóng.

2.4.9. Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter

Tháp chưng cất C-03 làm việc ở áp suất 16 barA nhằm mục đích thực hiện quá

trình phân tách giữa các cấu tử C3 và C4 của dòng Bupro lỏng từ V-02 tới để tạo ra 2

loại sản phẩm riêng biệt: Propane và Butane.

Nguyên liệu Bupro được gia nhiệt trước tại E-17 bởi dòng Butane đi ra từ đáy

reboiler E-10 sau đó tới đĩa thứ 10 của tháp C-03 (gồm 30 đĩa).

36


Propane ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không

khí bởi giàn quạt E-11 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-05. Sau đó

một phần Propan sẽ được bơm P-03A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp,

một phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải.

Sản phẩm lỏng ra khỏi đáy tháp được hóa hơi một phần để quay trở lại tháp,

phần lỏng còn lại được dẫn tới E-17 để gia nhiệt cho nguyên liệu, tiếp tục được làm mát

bởi quạt E-12A/B đi ra V-21A/B/C hoặc KCTV.

Tháp tách C-03 bao gồm 30 van dạng đĩa có đường kính 1750 mm. Dòng nhập

liệu được đưa vào đĩa thứ 14. Tháp làm việc ở áp suất 16 BarA và được điểu chỉnh bằng

hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-11 và các van điều áp PV-2101A/B.

Bộ đo chênh áp PDIA-2121, Pressure Diferential Transmiter được lắp đặt nhằm

kiểm soát chênh áp qua tháp nằm trong giới hạn cho phép. Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ

được lắp đặt trên các đĩa thứ 13,14,30 để theo dõi nhiệt độ làm việc của tháp.

2.5. Các hệ thống trong quá trình sản xuất

2.5.1. Hệ thống LPG và xe bồn

Bơm xuất LPG (P-21A/B) có công suất 70 m3/h chiều cao đẩy 61,2 m, công suất

động cơ điện 15 KW được dùng cho việc xuất LPG cho xe bồn từ bồn chứa sản phẩm.

Bơm đứng đơn cấp và nó được lựa chọn có giá trị NPSH thấp. Chiều cao đẩy thiết kế

sao cho đáp ứng việc xuất qua trạm xuất LPG (ME-21). Thiết bị đo lưu lượng (FIA-

2402) làm cho bơm sẽ ngừng hoạt động khi lưu lượng nằm trong vùng giới hạn dưới

của bơm.

Việc xuất cho xe bồn được thao tác bằng tay, bằng cách kết nối đường lỏng 4”

và đường hơi 3” quay lại đường ống. Việc lựa chọn sản phẩm được thực hiện tại bảng

điều khiển cho việc xuất, với van vận hành lắp trên đường ống ra của các Bullet. Các

van sẽ tự động đóng, mở thông qua SDV-2501 (trên đường lỏng ), SDV-2501 (trên

đường khí), với tín hiệu từ hộp điều khiển. Đường pha hơi hồi lưu lại các Bullet được

lựa chọn bằng các thao tác tay.

Chỉ có một trạm vận hành cho 3 Bullet, cho nên cần chú ý việc nhiễm lẩn các sản

phẩm khi thay đổi việc xuất sản phẩm ví dụ từ Propan đến Butan, nhưng nhu cầu dân

dụng không yêu cầu về mức độ tinh khiết nên việc trộn lẫn này không ra các vấn đề

quan trọng. Trong trường hợp này Butan xuất trước, sau đó đến Propan để sự trộn lẫn

giữa hai sản phẩm lỏng trong bồn tốt. Việc xuất sẽ tự động đóng khi tín hiệu từ ME-22

37


hoặc mức chất lỏng trong xe bồn cao (LS-3501). Đường đẩy của Bơm được nối với ba

đường ống, Tuy nhiên sản phẩm lỏng có thể không đủ áp để vận chuyển xuyên qua

đường ống khi áp suất phụ thuộc vào nhiệt độ của Bullet.

2.5.2. Hệ thống đuốc đốt

Hệ thống đuốc đốt được thiết kế để đốt bỏ khí đi ra từ Nhà máy thông qua các

van an toàn, van điều áp…

Toàn bộ khí xả ra được thu gom vào ống thu gom (flare header) có đường kính

20 inch sau đó được đưa đến bình tách lỏng V-51, Flare K.O Drum. V-51 có đường

kính 3100 mm, dài 8200 mm, là bình nằm ngang có tác dụng loại bỏ toàn bộ chất lỏng

bị cuốn theo trước khi đưa ra đốt tại đuốc đốt ME-51, Flare Stack. Đuốc đốt có đường

kính 30 inch, cao 70 m, công suất 212 tấn/h trong trường hợp hoạt động không liên tục

và 77,2 tấn/h trong trường hợp hoạt động liên tục. Bộ đánh lửa bằng điện được lắp đặt

để tạo ra ngọn lửa đốt khí, và thiết bị này được theo dõi nhờ ba đầu dò lửa BSL-

2701A/B/C, được lắp đặt trên đỉnh của cột đuốc.

Chất lỏng thu được trong bình V-51 được chuyển đi bằng bơm P-51A/B Flare

K.O Drum Pum (công suất là 10m3/h, áp suất là 77 m nước chạy bằng động cơ điện có

công suất 11 KW) đến hầm đốt brun pit. Bơm P-51 tự động khởi động khi tín hiệu báo

mức H1 từ thiết bị chỉ mức chất lỏng trong bình LIA-2701, Drum Liquid Level

Indicator kích hoạt, nếu mức chất lỏng tăng cao hơn thì tín hiệu báo mức H2 từ LIA-

2701 sẽ kích hoạt đưa cả hai bơm vào hoạt động. Cả hai bơm sẽ dừng hoạt động khi có

tín hiệu L kích hoạt.

Đèn báo mức (LALL-2701, Level Alarm) sẽ kích hoạt dừng để bảo vệ bơm

trong trường hợp mức thấp và LAHH-2701 sẽ kích hoạt đóng van đầu vào nhà máy

ESDV-101, Plant Intel Vavel khi mức ở V-51 cao hơn giá trị cài đặt.

Thiết bị gia nhiệt E-52, Closed Drain Heater có nhiệm vụ gia nhiệt cho chất lỏng

lên 550C bằng dầu nóng tích tụ trong V-51 nhằm bay hơi triệt để các hydrocacbon nhẹ

trước khi thải ra burn pit.

2.5.3. Hệ thống bơm Methanol

Metanol được sử dụng nhằm tránh tạo hydrat trong các bộ phận làm lạnh trong

nhà máy, nó cũng có tác dụng loại hydrat đã tạo thành. Metanol được vận chuyển đến

bồn chứa Metanol ( V-52) dạng đứng có đường kính 0,75 m và chiều cao 7,5 m. Bơm

Metanol P-25A/B/C là bơm piston có công suất 13 lít/h, áp suất xả 11,5 bar, hút từ đáy

38


V-52 và xả ra đầu phân phối.

2.5.4. Hệ thống xả kín

Hệ thống xả kín được thiết kế để loại bỏ chất lỏng đi ra từ nhà máy và được đưa

vào gia nhiệt để bay hơi một phần hydrocacbon nhẹ trước khi đốt bỏ ở burn pit.

Toàn bộ chất lỏng được thu gom vào trong đường ống 12 inch và được chuyển

đến thiết bị trao đổi nhiệt E-52 (close drain heater) để gia nhiệt dòng lỏng lên 55 0C, sau

đó đưa về bình tách V-51. Khí được đưa ra đuốc để đốt bỏ, lỏng tách ra được bơm P-

51A/B đưa về burn pit. Công suất tối đa của burn pit là 8,9 m3/h.

2.5.5. Hệ thống bơm và bồn chứa

Có ba bồn chứa LPG và một bồn chứa Condensat trong nhà máy sẽ được sử

dụng để cấp cho xe bồn và trong trường hợp như một “buffer”.

Bồn chứa condensat (TK-21) có mái hình chóp di động, có đường kính 13 m,

cao 15,6 m, dung tích 2.000 m3, có thể chứa trong 3 ngày.

Bơm Condensat P-23A/B có công suất 80 m3/h, chiều cao đẩy 133 m, công suất

động cơ điện 30 KW. Bơm này dùng cho quá trình phân phối Condensat từ bồn chứa

đến đường ống dẫn Condensat (bơm centrifugal đơn cấp). Bơm được thiết kế chiều cao

đẩy sao cho đáp ứng được áp suất đầu vào là 8 bar. Thiết bị đo lưu lượng FIA-320, để

điều khiển bơm, sẽ ngừng bơm khi lưu lượng ở dưới mức an toàn của bơm .

Tank Gauge (LIA-2321) được lắp đặt, đèn báo động mức cao nhất

(LAHH-2321) thì (SDV-2321) sẽ đóng đường ống vào và đèn bao mức thấp nhất

(LALL-2321) thì (SDV- 2322) sẽ đóng đường ống ra và ngừng bơm. Ba bồn chứa LPG

(V- 21A/B/C) có đường kính 3,35 m và chiều cao 54,6 m được sử dụng để chứa sản

phẩm lỏng với dung tích 450 m3 tương ứng với A, cho Propan, B cho Butan, C cho các

sản phẩm khác. Ba bồn chứa này là giống nhau và áp suất thiết kế là 17,5 bar, tương

đương với áp suất hơi của Propan tại 500C vậy bất kỳ cái nào cũng có thể chứa Propan.

Các bồn được bảo vệ khỏi sự quá áp bằng sự đố khí, đầu tiên thông qua các van PV-

2401A/B/C, rồi tiếp theo qua PSV- 2401A/B/C.

2.5.6. Hệ thống gia mùi

Mục đích của hệ thống gia mùi là để phát hiện rò rĩ của sản phẩm. Khi hoạt động

bình thường, chất tạo mùi được bơm lên tục với lưu lượng 40-60 ppm sản phẩm. Chất

tạo mùi là Alkymercaptan, là chất không màu. Khí thương mại được tạo mùi bằng thiết

bị X- 101.

39


2.6. Phòng chống cháy nổ

Phát hiện nguy cơ cháy nổ

Các nguy cơ gây cháy nổ được phát hiện nhờ các đầu dò cảm biến: cảm biến

khí, cảm biến nhiệt, cảm biến khói, cảm biến lửa. Các đầu cảm biến nhiệt, khói được bố

trí trong phòng điều khiển, nhà đặt máy phát điện, trạm bơm các hóa chất và các công

trình phụ trợ khác của nhà máy. Khi phát hiện bất thường hệ thống điều khiển trung tâm

tự động thực hiện các lệnh:

Đóng van cô lập vùng cháy nổ và xả khí ra đuốc đốt,

Kích hoạt bơm chữa cháy,

Mở van xả nước, CO2, hoặc bọt ở vùng có cháy nổ,

Báo động bằng còi, đèn chớp ở vùng có cháy nổ và phòng điều khiển.

Rò rỉ và xử lý

Khi xảy ra rò rỉ cần chú ý đến nguyên nhân có thể xảy ra sự nổ tại các khu vực

thấp do sự tập trung các hợp chất hơi và không khí.

Khi xảy ra rò rỉ nhanh chóng xử lý các nguồn có thể bắt lửa ở khu vực lân cận và

đóng van hệ thống cung cấp khí.

Khi rò rỉ từ bồn thì nhanh chóng vận chuyển sang bồn khác.

Lắp đặt đầy đủ hệ thống thông gió tại các điểm có thể và khuếch tán hợp chất

hơi bằng Nitơ.

Hệ thống chống sét

Gồm các bộ phận:

Các cột thu lôi

Mạng lưới tiếp đất

Hệ thống cọc tiếp đất.

Hệ thống chữa cháy

Hệ thống chữa cháy bằng nước được thiết kế để chữa cháy và làm mát thiết bị:

Bể nước 2800 m3,

Hệ thống ống cứu hỏa và các vòi phun nước,

Hệ thống chữa cháy bằng CO2 hoạt động theo hai chế độ Auto và Manual,

Chữa cháy bằng bọt được thiết kế chữa cháy cho bồn chứa Condensate.

2.7. Hệ thống phụ trợ

2.7.1. Hệ thống khí công cụ

40


Hệ thống có nhiệm vụ khô và sạch để điều khiển các van, ngoài ra còn cung cấp

khí phụ trợ cho nhà máy. Hệ thống khí công cụ bao gồm 2 máy nén khí K-61A/B, hai

máy làm khô khí M-61 A/B và các bình chứa khí công cụ V-61, bình chứa khí phụ trợ

V-62.

Một cụm máy nén khí K-61 bao gồm bộ lọc khí k-61 bao gồm bộ lọc khí đầu

vào, bộ giảm thanh, phần nén piton dẫn động bằng động cơ điện, thiết bị làm mát và

thiết bị tách khí ngưng tụ.

Một cụm làm khô khí M-61 bao gồm bộ lọc khí đầu vào, bộ làm lạnh, thiết bị

tách khí ngưng tụ và bộ lọc khí đầu ra.

Ưu tiên hàng đầu của hệ thống là cung cấp khí công cụ cho hệ thống điều khiển

do đó khi áp suất của hệ thống khí điều khiển xuống thấp hơn 700 kpaG thì van PCV-

5101 và PCV-5201 sẽ đóng để dừng cung cấp khí cho phần khí phụ trợ và sản xuất

nitơ .

2.7.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ

Nitơ được sử dụng làm lớp đệm cho bồn chứa Hotoil V-31, bồn chứa Methanol

V-25, làm sạch flare header và cung cấp cho các điểm trong nhà máy để phục vụ công

tác bảo dưỡng .

Hệ thống sản xuất khí Nitơ bao gồm: máy điều chế Nitơ (ME-62) và bình chứa

khí nitơ (V-63). Máy điều chế Nitơ (ME-62) gồm thiết bị tách ẩm, bộ lọc, thiết bị gia

nhiệt không khí và màng lọc. Màng lọc sử dụng để tách và thu hồi Nitơ từ không khí

bằng cách cho không khí đi qua màng lọc trong khi các phân tử Nitơ bị giữ lại .

- Máy điều chế Nitơ:

Loại: màng lọc

Công suất: 100 Nm3/h

Độ tinh khiết: 99%

- Bình chứa nitơ:

Áp suất vận hành: 700 kPaG

Nhiệt độ vận hành: 510C

Đường kính 2,4 m, chiều cao 7,5 m

2.7.3. Hệ thống nước làm mát

Lưu lượng nước làm mát cần phải sử dụng của thiết bị:

CC-01: 20 m3/h

41


K-04 A/B: 1,8 m3/h

K-61 A/B: 16 m3/h

P-31 A/B/C: 1,82 m3/h

Hệ thống nước làm mát là hệ thống tuần hoàn kín với quạt làm mát E-61, hai

máy bơm P-63A/B và bồn chứa nước làm mát V-64. Thiết bị trao đổi nhiệt E-61 có hai

quạt vận hành. Nước làm mát được bổ sung từ hệ thống nước sinh hoạt chung. Lưu

lượng tuần hoàn được hiển thị bởi FI-5901 và điều chỉnh bằng đường bypass với PCV-

5901. Nhiệt độ nước cấp ra và tuần hoàn về được hiển thị bởi TI-5901/5902. Trong

trường hợp áp suất đầu ra thấp (dưới 400 kPaG) thì bơm P-63 dự phòng sẽ tự động được

kích hoạt.

42


Chương 3 : KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN

Việc xây dựng cụm nhà máy sử lí khí dinh cố, hê thống cảng thị vải và đường

ống dẫn khí hơn 200 km từ mỏ bạch hổ về nhà máy đã giải quyết được bài toán lớn của

ngành khai thác dầu khí của đất nước. Trước đây khi chưa có nhà máy toàn bộ lượng

khí đồng hành bị đốt bỏ trong quá trình khai thác do chưa có nhà máy sử lí. Việc khí

đồng hành được sử lí và cho ra các sản phẩm có giá trị kinh tế rất lớn như LPG và

Condensate đã đem lại lợi ích kinh tế to lớn cho cả nước nói chung và tỉnh bà rịa vũng

tàu nói riêng. Sản phẩm từ nhà máy là nguồn nguyên liệu vô cùng quan trọng được cung

cấp cho nhà máy Đạm Phú Mĩ và nhà máy nhiệt điện bà rịa ngoài ra còn được xuất ra

cảng Thị Vải để đưa đi các tỉnh khác phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp mũi nhọn.

Với nhu cầu thị trường và tốc độ khai thác khí như hiện nay thì không bao lâu

nữa lượng khí đồng hành dùng làm nguyên liệu chính chó nhà máy được cung cấp từ

mõ bạch hổ sẽ không còn nên chúng cần phải xúc tiến việc tìm khai thác những mỏ mới,

hợp tác với các nước có tìm năng dầu khi lớn như Koet ,Venezuela, các tiều vương quốc

Ả rập cũng như phát triển công nghệ không chỉ dừng lại ở các sản phẩm LPG và

Condensate mà chúng ta còn có thể sản xuất CNG dùng cho xe ô tô hay động cơ đốt

trong.

Trong tương lai xa hơn nữa khi nguồn nguyên liệu từ các mỏ dầu đã cạn kiệt

chúng ta có thể chuyển đổi công nghệ cũng như mô hình của nhà máy sang sản xuất các

sản phẩm khí sinh học với nguồn nguyên liệu vô tận từ các phế phẩm nông sản.

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố là nhà máy có đội ngũ kỹ sư trẻ, nắm bắt nhanh

công nghệ và kỹ thuật tiên tiến, nhà máy hoạt động hết công suất nhưng chưa khi nào

xảy ra sự cố. Với công nghệ ngày càng hiện đại, các sản phẩm từ khí ngày càng có trữ

lượng cao hơn. Điều này cho phép chúng ta tin tưởng về một tương lai không xa, các

43


sản phẩm khí có thể thay thế được nhiều nguồn nhiên liệu nhằm mang lại lợi ích kinh tế

và bảo vệ môi trường.

Mong rằng nhà máy ngày càng phát triển tạo ra những sản phẩm tốt hơn nữa góp

phần vào nền công nghiệp nói riêng và nền kinh tế đất nước nói chung.

44


Phụ lục: MỘT SỐ THIẾT BỊ TRONG NHÀ MÁY

ST

T

Tên thiết

bịChức năng

1

Slug

Catcher

(SC)

Lọc thô khí đầu vào

2 V-02 Bình hồi lưu về C-02

3 V-03 Tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng

4 V-05 Bình hồi lưu về C-03

5 V-06A/B Hai bình hấp thụ và giải hấp thụ hoạt động luân phiên

6 V-07 Thiết bị tách lỏng trước khi đi ra thành khí thương phẩm

7 V-08 Tách triệt để các hạt nhỏ do SC tách không hết

8 V-12 Bình tách lỏng

9 V-13 Bình tách lỏng khí trước khi qua máy nén

10 V-14 Bình tách lỏng khí trước khi qua máy nén

11 V-15 Bình tách khí dòng hồi lưu

12 V-21A/B Bình chứa Propane/Butane thương phẩm

13 V-101 Bình tách

14 C-01 Tháp tách ethane

15 C-02 Tháp thu hồi bupro

16 C-03 Tháp tách C3 và C4

17 C-04 Tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong dòng lỏng

18 C-05Tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp từ 109 bar xuống 47

bar (sản phẩm khí chủ yếu là methane và Ethane)

19 CC-01 Turbo expander

20 P-01 Bơm dòng hồi lưu về tháp C-02

21 P-03 Bơm dòng hồi lưu về tháp C-03

22 PV-106 Van giảm áp xuống 54 bar

23 K-01 Máy nén khí từ 29 bar lên 47 bar

24 K-02 Máy nén khí từ 47,5 bar lên 75 bar

45


25 K-03 Máy nén khí từ 75 bar lên 109 bar

26 K-04 Bơm dòng hồi lưu từ C-05 về V-06A/B

27 K-1011 Máy nén khí lên 109 bar

28 EJ-01 Bộ hòa dòng và ổn định áp suất cho tháp C-01

29 E-01 Thiết bị gia nhiệt

30 E-02 Hệ thống quạt mát bằng không khí

31 E-03 Thiết bị gia nhiệt đến 1350C

32 E-04 Thiết bị trao đổi nhiệt của dỏng lỏng ra khỏi đáy tháp C-02

33 E-07 Thiế bị gia nhiệt đến 200C

34 E-08 Thiết bị trao đổi nhiệt

35 E-09Thiết bị làm lạnh bằng không khí của dòng lỏng ra từ đáy

tháp C-02

36 E-10 Thiết bị cấp nhiệt bằng dầu nóng đến 970C


38 E-12 Hệ thống giảm nhiệt đến 450C


40 E-14 Thiết bị giảm nhiệt xuống -350C

41 E-15 Hệ thống làm mát bằng không khí

42 E-17 Thiệt bị giảm nhiệt đến 600C


44 E-19 Thiết bị làm lạnh bằng không khí

45 E-20 Thiết bị làm lạnh


47 FV-1001 Van giảm áp xuống 37 bar

48 FV-1201

Van tiết lưu

49 FV-1301

50 FV-1701

51 FV-1802

52 F-01 Thiết bị lọc bụi bẩn có thể sinh ra sau khi qua V-06A/B

53 ME-21

54 ME-24

46


Thiết bị đo lưu lượng và một số thông số khác

55 ME-25

56 ME-26

57 TK-21 Bồn chứa Condensate sản phẩm

47


TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. PVGAS (2006). Giới thiệu về nhà máy khí Dinh Cố. 25/09/2008.

[2].Tổng công ty khí Việt Nam, Công ty chế biến khí Vũng Tàu. Sổ tay vận hành. Nxb

PVGAS.

[3]. Quá trình hình thành và phát triển – Nhà xuất bản Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt

Nam.

[4]. Tổng công ty khí Việt Nam (2009). Giới thiệu tổng quan về PVGAS. 12/05/2009.

http://www.pvgas.com.vn

48

http://www.pvgas.com.vn/

Documents

123tailieu.com Quy Trinh Xu Ly Khi o Nha May Xu Ly Khi Dinh Co