Mô phỏng thiết kế và tối ưu hóa thu LPG nhà máy chế biến khí dinh cố ở chế độ GPP chuyển đổi bằng phần mềm hysys

1.1.1 Nguồn gốc vô cơ Theo giả thuyết về nguồn gốc vô cơ thì dầu mỏ được hình thành từ các hợp chất vô cơ, cụ thể trong lòng đất có chứa các cacbua kim loại như: Al4C3, CaC2,… các chấtnà

Mục lục

MỤC LỤC 1

MỞ ĐẦU 4

CHƯƠNG 1 6

TỔNG QUAN VỀ KHÍ 6

1.1 NGUỒN GỐC HÌNH THÀNH DẦU VÀ KHÍ 6

1.1.1 Nguồn gốc vô cơ 6

1.1.2 Nguồn gốc hữu cơ 6

1.2 PHÂN LOẠI KHÍ 8

1.2.1 Phân loại khí theo nguồn gốc hình thành 8

1.2.2 Phân loại khí theo hàm lượng khí Acide chứa trong khí 8

1.2.3 Phân loại khí theo thành phần khí C2+ 8

1.2.4 Phân loại khí theo thành phần khí C3+ 8

1.3 THÀNH PHẦN CỦA KHÍ 9

1.3.1 Thành phần đặc trưng của khí tự nhiên và khí đồng hành: 9

1.3.2 Khảo sát thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam và một số nước trên thế giới 9

1.4 TÍNH CHẤT CỦA HYDROCACBON 11

1.4.1 Tính chất hóa học 11

1.4.2 Tính chất vật lý 11

1.5 MỘT VÀI ỨNG DỤNG CỦA SẢN PHẨM KHÍ 12

1.5.1 Ứng dụng của khí trong ngành công nghiệp điện 12

1.5.2 Vai trò của LPG trong ngành giao thông vận tải 13

1.5.3 Sử dụng khí làm nguyên liệu trong công nghiệp hóa dầu 13

1.6 BỨC TRANH VỀ NGÀNH KHÍ VIỆT NAM 14

1.6.1 Tình hình khai thác khí ở Việt Nam 15

1.6.2 Các dự án khí 16

CHƯƠNG 2: CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ 17

2.1 SƠ ĐỒ CHUNG CỦA QUÁ TRÌNH CHẾ BIẾN KHÍ 17

2.1.1 Vận chuyển khí bằng đường ống 18

2.1.2 Vận chuyển khí bằng tàu chở khí 19

2.1.3 Chuyển hóa hóa học 19

2.2 CÁC CÔNG ĐOẠN CHẾ BIẾN KHÍ 20

2.2.1 Làm sạch khí khỏi các tạp chất cơ học 20

2.2.2 Tách condensate 21

2.2.3 Quá trình Dehydrat hóa 22

2.2.4 Quá trình khử acide 25

2.2.5 Quá trình khử Nitơ và Heli 31

2.2.6 Quá trình khử thủy ngân 31

2.2.7 Tách phân đoạn hydrocacbon 32

CHƯƠNG 3 35

GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 35

3.1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 35

3.1.1 Giới thiệu về nhà máy 35

3.1.2 Sơ lược về nhà máy 35

3.1.3 Mục đích xây dựng nhà máy 36

3.1.4 Cơ cấu tổ chức nhà máy 37

3.2 NGUYÊN LIỆU, CÁC CHẾ ĐỘ HOẠT ĐỘNG VÀ SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY 37

3.2.1 Nguyên liệu đầu vào nhà máy 37

3.2.2 Mô tả các chế độ hoạt động của nhà máy 38

3.2.2.1 Chế độ AMF 39

3.2.2.2 Chế độ MF 42

3.2.2.3 Chế độ GPP 47

3.2.2.4 Chế độ GPP chuyển đổi 52

3.2.3 Các sản phẩm của quá trình và các tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm 57

3.2.3.1 Các sản phẩm của quá trình chế biến khí 57

3.2.3.2 Các tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm 61

3.3 CÁC CỤM THIẾT BỊ CHÍNH TRONG NHÀ MÁY 63

A Cụm các thiết bị tách nước 63

3.3.1 Thiết bị Slug Catcher (SC-01/02) 63

3.3.2 Bình tách ba pha (V-03) 65

3.3.3 Bình tách (V-101) & (V-07) 68

3.3.4 Hệ thống máy nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D 68

3.3.5 Thiết bị tách nước sơ bộ (V-08) 69

3.3.6 Thiết bị khử Hydrat bằng hấp phụ (V-06A/B) 70

B Cụm các thiết bị phân tách sản phẩm 74

3.3.7 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-14) 74

3.3.8 Thiết bị Turbo-Expander (CC-01) 74

3.3.9 Tháp Rectifier (C-05) 75

3.3.10 Tháp Deethanizer (C-01) 76

3.3.11 Tháp ổn định Stabilizer (C-02) 79

C Cụm các thiết bị khác 81

3.3.12 Tháp Splitter C3/C4 (C-03) 81

3.3.13 Tháp Gas Stripper (C-04) 82

3.3.14 Thiết bị trao đổi nhiệt (E-04) 83

3.3.15 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle 84

3.3.16 Máy nén Jet Compressors 85

3.3.17 HỆ THỐNG ĐUỐC 85

3.3.18 HỆ THỐNG BƠM METHANOL 86

3.3.19 HỆ THỐNG GIA MÙI 86

3.3.20 TRUCK LOADING 86

3.3.21 HỆ THỐNG XỬ LÝ NƯỚC THẢI NHIỄM DẦU 87

3.4 CHẾ ĐỘ GPP CHUYỂN ĐỔI VÀ NHỮNG SAI KHÁC SO VỚI CHẾ ĐỘ GPP THIẾT KẾ88 3.4.1 Biện luận lựa chọn phương án hoạt động của nhà máy 88

3.4.2 Qui trình công nghệ 89

3.4.3 Những sai khác đáng kể ở chế độ GPP chuyển đổi so với chế độ GPP theo thiết kế 91

CHƯƠNG 4

MÔ PHỎNG CHẾ ĐỘ GPP CHUYỂN ĐỔI TẠI NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ

DINH CỐ BẰNG PHẦN MỀM HYSYS 95

4.1 GIỚI THIỆU VỀ PHẦN MỀM HYSYS 95

4.1.1 Giới thiệu sơ lược về phần mềm mô phỏng Hysys 95

4.1.2 Các ứng dụng của Hysys 95

4.1.3 Những ưu điểm của phần mềm Hysys 96

4.2 THAO TÁC MÔ PHỎNG TÍNH TOÁN TRONG HYSYS 96

4.3 ỨNG DỤNG HYSYS ĐỂ MÔ PHỎNG CHẾ ĐỘ GPP CHUYỂN ĐỔI TẠI NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ……… 99

4.3.1 Tiến hành xây dựng sơ đồ công nghệ 99

4.3.2 Mô phỏng thiết bị Slug Catcher 100

4.3.3 Mô phỏng thiết bị hấp phụ V-06 A/B 101

4.3.4 Đối với tháp tách C-05 101

4.3.5 Đối với tháp C-01 104

4.3.6 Đối với tháp C-02 106

4.3.7 Mô phỏng thiết bị trao đổi nhiệt E-14, và E-04 107

4.3.8 Mô phỏng thiết bị trao đổi nhiệt E-1015, và E-13 107

4.3.9 Tính sizing cho một số thiết bị 109

4.4 KHẢO SÁT CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN HIỆU SUẤT THU HỒI LỎNG 110

4.4.1 Mục đích nghiên cứu 110

4.4.2 Phương pháp nghiên cứu 111

4.4.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến thu hồi lỏng 111

4.4.3.1 Khảo sát tỷ lệ chia dòng qua E-14 và CC-01 111

4.4.3.2 Khảo sát thành phần nguyên liệu vào 113

4.4.3.3 Khảo sát áp suất khí đầu vào 113

4.4.3.4 Khảo sát nhiệt độ khí đầu vào 115

4.4.3.5 Khảo sát áp suất Sales Gas 116

4.4.3.6 Khảo sát điều kiện làm việc của tháp C-01 117

4.4.3.7 Khảo sát điều kiện làm việc của tháp C-02 118

4.4.3.8 Khảo sát điều kiện làm việc của bình tách V-03 119

KẾT LUẬN 122

Tài liệu tham khảo 123

Phụ lục: báo cáo kết quả mô phỏng 3 dòng sản phẩm……… 124

Mở đầu

Việt Nam là một quốc gia sở hữu nhiều nguồn tài nguyên trong đó có nguồn tài nguyên dầu khí Vì vậy chúng ta đang từng bước xây dựng và phát triển ngành công nghiệp chế biến dầu khí Cùng với tốc độ tăng trưởng của ngành công nghiệp khai thác dầu thô hiện nay, cùng sự quan tâm của nhà nước thì ngành công nghiệp Lọc Hoá dầu của nước ta trong tương lai sẽ phát triển mạnh mẽ, điều đó được minh chứng bằng những quyết định của Đảng và nhà nước cũng như tổng công ty Dầu Khí Việt Nam đã xây dựng xong nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất, và trong tương lai sẽ có các nhà máy

số 2 tại Nghi Sơn Thanh Hoá, nhà máy số 3 tại Vũng Tàu…

Ngày nay trên thế giới hầu hết các quốc gia kể cả các quốc gia không có dầu

mỏ cũng đều xây dựng cho mình một ngành công nghiệp Lọc-Hoá dầu nhằm ổn định

và phát triển nền kinh tế Ngành công nghiệp này có tầm quan trọng đặc biệt trong nền kinh tế quốc dân và trong quốc phòng Do đó việc nghiên cứu phát triển và tìm ra các giải pháp tối ưu cho sự hoạt động của các nhà máy cũng như vấn đề định hình thiết kế bước đầu trong việc thiết lập nhà máy mới là một trong những vấn đề chiến lược cho

sự phát triển của ngành công nghiệp Lọc-Hóa dầu Song song với nó là sự phát triển vượt bậc của ngành công nghệ thông tin đã góp phần không nhỏ cho sự ra đời của các phần mềm mô phỏng dùng trong lĩnh vực công nghệ hóa học nói chung và ngành công nghiệp Lọc-Hóa dầu nói riêng.

Trước đây, để kiểm tra một quá trình cũng như tìm ra các yếu tố ảnh hưởng trực tiếp lên quá trình đó thì cần phải tiến hành thí nghiệm và lấy số liệu thực nghiệm trong một thời gian dài mới có thể đạt được kết quả mong muốn Nhưng từ khi các phần mềm mô phỏng ra đời ta có thể tìm ra các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình cũng như kiểm tra lại tính xác thực của các yếu tố này một cách nhanh chóng Hơn nữa, trước đây để lên kế hoạch cho một dự án đòi hỏi nhiều thời gian và khả năng thực hiện

dự án đó là khó có thể biết trước được Nhưng khi các phần mềm mô phỏng ra đời, thì công việc trở nên đơn giản đi rất nhiều Chúng ta có thể xây dựng được nhiều dự án khác nhau và tìm được phương án tối ưu một cách nhanh chóng, cho kết quả chính xác

và đạt hiệu quả cao nhất.

Ngoài ra, các phần mềm này còn được ứng dụng trực tiếp vào quá trình hoạt động của nhà máy Ta có thể khảo sát sự biến thiên của các thông số làm việc và chế độ hoạt động của nhà máy khi có những sự thay đổi ở bất kỳ một đơn vị hoạt động nào đó

Bên cạnh đó, các phần mềm mô phỏng còn giúp cho việc giảm thiểu những tai nạn và rủi ro có thể xảy đến với con người, làm giảm chi phí đầu tư ban đầu và tăng năng suất của nhà máy.

Tiềm năng dầu khí của nước ta đã được xác định Tuy nhiên việc khai thác và sử dụng hợp lý nguồn tài nguyên quý giá, không thể tái sinh này là một vấn đề bức xúc và

vô cùng quan trọng trong giai đoạn phát triển mới của đất nước Chính vì vậy “Nhà máy chế biến khí Dinh Cố“ đã được tổng công ty dầu khí Việt Nam nghiên cứu khả thi

và quyết định xây dựng.

Đây là nhà máy xử lý khí đầu tiên ở Việt Nam, được trang bị dây chuyền công nghệ tiên tiến, mang tính hiện đại cao, có nhiệm vụ tận dụng nguồn khí đồng hành mỏ Bạch Hổ sau nhiều năm bị đốt bỏ một cách lảng phí, để xử lý và chế biến chúng thành

các sản phẩm khác nhau như: Khí thương phẩm (Sale gas), LPG (Liquified Petroleum Gas), Condensate nhằm đạt hiệu quả cao về mặt kinh tế.

Trong giai đoạn đầu, lượng khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ vào nhà máy được thiết kế 4,7 triệu Sm 3 /ngày nên nhà máy hoạt động đúng các thông số thiết kế Tuy nhiên, hiện nay do mỏ dầu Rạng Đông đi vào khai thác nên một lượng khí đồng hành phải đốt bỏ Do đó để tăng hiệu quả kinh tế trong việc sử dụng khí đồng hành, Petrovietnam đã xây dựng đường ống dẫn khí từ mỏ Rạng Đông về mỏ Bạch Hổ sau đó nén lượng khí mỏ Rạng Đông cùng mỏ Bạch Hổ vào bờ để chế biến nhằm tăng sản lượng lỏng Vì vậy lưu lượng khí đầu vào nhà máy tăng từ 4,7 triệu Sm 3 /ngày lên khoảng 5,9 triệu Sm 3 /ngày Do việc tăng lưu lượng khí vào bờ nên một số thông số vận hành đã bị thay đổi không như theo thiết kế, do đó các thông số vận hành trước đây không phù hợp với điều kiện hiện tại.

Vì vậy vấn đề đặt ra lúc này là làm sao điều chỉnh thông số vận hành của nhà máy để đạt được hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng tối ưu nhưng vẫn đảm bảo vận hành

an toàn và có hiệu quả kinh tế Với những yêu cầu như vậy, tôi được giao đề tài “Mô phỏng thiết kế và tối ưu hóa thu LPG nhà máy chế biến khí Dinh Cố ở chế độ GPP chuyển đổi bằng phần mềm Hysys” để làm đề tài tốt nghiệp.

Cho đến nay vẫn chưa có những ý kiến, nhận định nhất trí về nguồn gốc và sựbiến đổi tạo thành dầu và khí Có nhiều giả thuyết được nêu ra, nhưng có hai giả thuyết

có sức thuyết phục nhất và được quan tâm nhiều nhất là: Dầu khí có nguồn gốc vô cơ

và dầu khí có nguồn gốc hữu cơ.

1.1.1 Nguồn gốc vô cơ

Theo giả thuyết về nguồn gốc vô cơ thì dầu mỏ được hình thành từ các hợp chất

vô cơ, cụ thể trong lòng đất có chứa các cacbua kim loại như: Al4C3, CaC2,… các chấtnày bị phân huỷ bởi nước để tạo ra CH4, C2H2,… theo các phương trình phản ứng sau:

Các chất hữu cơ hình thành từ các phản ứng trên tiếp tục biến đổi dước tác độngcủa các yếu tố như nhiệt độ, áp suất cao và xúc tác là các khoáng sắt có sẵn trong lòngđất để tạo nên dầu khí

Giả thuyết này đã thuyết phục được nhiều nhà khoa học trong một thời gian dài.Tuy nhiên, trong những hoạt động thực tiễn thì nó đã gặp phải khá nhiều vấn đề mà bảnthân không giải thích được như:

 Hàm lượng các hợp chất cacbua trong lòng đất thì khá hạn chế, trong khi đó dầu

mỏ ngày càng tìm được với số lượng rất lớn và hầu như có mặt khắp nơi

 Các phản ứng tạo hợp chất thơm và các hợp chất có thành phần tương tự nhưdầu mỏ từ CH4 và C2H2 đòi hỏi có nhiệt độ cao trong khi đó thực tế nhiệt độ đạt đượctrong các mỏ dầu khí ít khi vượt quá 1500C đến 2000C

 Bằng các phương pháp phân tích hiện đại người ta đã xác định được trong dầuthô có chứa các phorphyrin là hợp chất có nhiều trong xác động thực vật

Chính những khuyết điểm trên mà giả thuyết này ngày càng có ít người quan tâm

và thay vào đó là giả thuyết về nguồn gốc hữu cơ

1.1.2 Nguồn gốc hữu cơ

Theo giả thuyết này thì dầu mỏ được hình thành từ các hợp chất có nguồn gốc hữu

cơ, cụ thể là từ xác chết của động thực vật và trải qua một quá trình biến đổi phức tạptrong thời gian dài, dưới tác động của nhiều yếu tố: vi khuẩn, nhiệt độ, áp suất và xúctác có sẵn trong lòng đất Ngày nay theo những nghiên cứu và đánh giá có tính logic

Al4C3 + 12H2O 4Al(OH)3 + 3CH4CaC2 + 2H2O Ca(OH)2 + C2H2

cao thì người ta đã nghiêng về giả thuyết này hơn và để thuận tiện cho quá trình nghiêncứu sự biến đổi từ xác động thực vật đến dầu khí ngày nay người ta đã chia quá trìnhnày thành bốn giai đoạn khác nhau như sau:

 Giai đoạn tích động các vật liệu hữu cơ ban đầu: Những vật liệu hữu cơ ban đầuchính là xác động thực vật ở biển hoặc trên đất liền được các dòng sông khi chảy rabiển mang theo Trong những vật liệu trên thì phù du dưới biển là những loại chủ yếu

để tạo thành dầu khí Phù du được gọi chung cho các sinh vật nhỏ, chúng rất bé, kíchthước khoảng vài milimet thường làm thức ăn cho các loại động vật ở biển

Những vật liệu hữu cơ ban đầu, dù là động vật ở đất liền do các con sông mang rabiển hay là các động vật sinh trưởng ở dưới biển, nói chung sau khi chết đều bị lắngđọng xuống đáy biển, tùy theo môi trường dưới biển mà sẽ có các vi khuẩn hiểu khíhay vi khuẩn yếm khí Các vi khuẩn này sẽ phá hủy những nơi dễ bị phá hủy nhất nhưhydrocacbon, albumin nói chung tạo thành các sản phẩm khí và các sản phẩm hòa tantrong nước rồi tản ra khắp nơi, vì vậy chúng không tham gia quá trình hình thành dầukhí Còn phần bền vững chưa kịp phá hủy như: lipid, albumin có chứa nitơ, lưu huỳnhhoặc oxy, sẽ dần lắng đọng xuống đáy biển, lớp này chồng chất lên lớp kia tạo thànhlớp trầm tích ở đáy biển Sự lắng đọng này xảy ra với tốc độ vô cùng chậm (1÷2mmđến vài cm/1000 năm)

 Giai đoạn biến đổi các chất hữu cơ ban đầu thành dầu khí: Lớp trầm tích dướisâu tận đáy biển này ngày càng dày lên và trong môi trường nhiệt độ, áp suất, xúc tác,thời gian kéo dài thì các thành phần hữu cơ bền vững với vi khuẩn đều bị biến đổi docác phản ứng hóa học tạo nên dầu khí Thời gian càng dài, mức độ lún chìm càng sâu,càng có xu hướng tạo nên các phân tử bé hơn, những nhánh bị đứt gãy tạo nên cácparafin mạch ngắn

 Giai đoạn di cư của dầu khí đến các bồn chứa tự nhiên: Dầu và khí được hìnhthành nằm phân bố rải rác trong lớp trầm tích chứa dầu và được gọi là đá mẹ Dưới tácdụng của áp suất rất cao trong các lớp trầm tích và sự biến động địa chất thì dầu và khí

sẽ bị đẩy ra khỏi đá mẹ và di chuyển đến nơi mới, quá trình di chuyển là liên tục và điqua các sa thạch có độ rỗng xốp cao, còn được gọi là đá chứa, đồng thời nó sẽ ở lạitrong đó nếu cấu trúc địa chất có khả năng giữ được và bảo vệ nó, lớp này có tác dụngnhư một cái bẫy tự nhiên, dầu và khí đi vào được nhưng không thể thoát ra được, lúcnày sẽ hình thành các bồn chứa tự nhiên

Trong quá trình di cư thì dầu mỏ ban đầu luôn biến đổi cả về tính chất lẫn thànhphần Khi đi qua những lớp vật liệu xốp thì có thể xảy ra các hiện tượng như: lọc, hấpphụ phân chia sắc ký hoặc hòa tan,… đều có khả năng xảy ra với mức độ khác nhau.Kết quả thường làm cho dầu nhẹ hơn, những hợp chất có cực bị hấp phụ mạnh và đượcgiữ lại trên đường mà chúng di cư, do đó nhựa Asphalten sẽ giảm và khí sẽ càng giàuMethane hơn

 Giai đoạn biến đổi trong các bồn chứa tự nhiên: Khi đã di cư vào trong cácbẫy chứa thì dầu khí đã tương đối ổn định, lúc này tính chất của khí rất ít bị biến đổi.Tuy nhiên nếu các bẫy chứa dầu không nằm sâu, tầng đá chắn không đủ khả năng bảo

vệ tốt, một bộ phận dầu khí có thể bay hơi, thậm chí có thể bị nước xâm nhập vào làmtăng quá trình oxy hóa, kết quả làm dầu nặng thêm, giảm phần nhẹ và nhiều nhựaasphalten

Tóm lại dầu và khí hydrocacbon trong tự nhiên thường có cùng một nguồn gốc Chính vì vậy nơi nào có dầu cũng sẽ có khí và ngược lại Tuy nhiên do quá trình di cư

có thể khác nhau, nên mặc dù chúng được sinh ra ở một nơi chúng vẫn có thể cư trú ở những nơi khác xa nhau Do vậy mà nhiều khi chúng ta có thể gặp những bẫy chứa khí nằm xa bẫy chứa dầu.

1.2 Phân loại khí

1.2.1 Phân loại khí theo nguồn gốc hình thành

Dựa vào nguồn gốc hình thành thì người ta có thể phân thành 3 loại

 Khí tự nhiên: là khí thu được từ các mỏ khí riêng biệt, thành phần chủ yếu là khí

Methane chiếm hàm lượng từ 80 ÷ 95%, nhiều mỏ hàm lượng Methane có thể lên đến99% Còn lại là một phần nhỏ các khí khác như Ethane, Propane, Butane,… và mộtlượng rất nhỏ C5 và các tạp chất khác như N2, CO2,…

 Khí đồng hành: là khí thu được khi khai thác các mỏ dầu Khí nằm trong mỏ dầu

thường ở áp suất rất cao (mỏ Bạch Hổ khoảng 109 bar) nên sẽ bị hòa tan trong dầu Khikhai thác lên do có sự sụt giảm áp suất nên chúng được tách ra thành khí đồng hành.Thành phần chủ yếu vẫn là Methane chiếm khoảng 70% và khoảng 30% các thànhphần khác như Ethane, Propane, Butane, C5 ,…

 Condensate: thực chất là phần đuôi của khí và là phần đầu của dầu, ở điều kiện

thường Condensate tồn tại ở dạng lỏng nên gọi chúng là khí ngưng tụ, với nhiệt độ sôicuối khoảng 2000C Thành phần chủ yếu của Condensate là C5+ và một ít Propane,Butane

1.2.2 Phân loại khí theo hàm lượng khí Acide chứa trong khí

Theo cách này thì phân thành 2 loại là: Khí chua và khí ngọt

 Khí chua: là khí có chứa hàm lượng H2S > 1% thể tích và CO2 > 2% thể tích

 Khí ngọt: là khí có chứa hàm lượng H2S ≤ 1% thể tích và CO2 ≤ 2% thể tích

1.2.3 Phân loại khí theo thành phần khí C 2

Theo cách này người ta chia ra 2 loại là: Khí khô và khí ẩm

 Khí khô: là khí có chứa hàm lượng C2+  10% thể tích

 Khí ẩm: là khí có chứa hàm lượng C2+ > 10% thể tích

1.2.4 Phân loại khí theo thành phần khí C 3

Theo cách phân loại này thì có 2 loại là: Khí béo và khí gầy

 Khí béo: là khí giàu Propane, Butane và các hydrocarbure nặng (khối lượng

riêng  > 150 g/cm3) Từ khí này chế tạo được xăng (LGN), khí dầu mỏ hóa lỏng(GPL) và các hydrocacbure riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ

 Khí gầy: là khí có chứa ít hydrocarbure nặng (khối lượng riêng  < 50 g/cm3)được sử dụng chủ yếu cho công nghiệp và đời sống

1.3 Thành phần của khí.

1.3.1 Thành phần đặc trưng của khí tự nhiên và khí đồng hành:

Những cấu tử cơ bản của khí tự nhiên và khí đồng hành là Methane (lớn nhất),Ethane, Propane, Butane (n-Butane và i-Butane), còn Pentane và các hydrocarbure nomạch thẳng có khối lượng phân tử lớn hơn thì chiếm lượng không đáng kể

 Khí tự nhiên: thành phần chủ yếu là methane (hàm lượng khí methane chiếm

một tỷ lệ lớn 80 ÷ 90% thể tích), hàm lượng khí ethane chỉ chiếm khoảng 1 ÷ 2%, còncác khí khác có thành phần không đáng kể Các mỏ khí tự nhiên là các túi khí nằm sâudưới mặt đất và thành phần của chúng ở bất cứ nơi nào của túi khí cũng đều giốngnhau, nghĩa là thành phần khí không phụ thuộc vào vị trí khai thác

 Khí đồng hành: ngoài thành phần nhiều nhất là Methane còn chứa Ethane,

Propane, Butane và các hydrocarbure nặng với hàm lượng lớn hơn đáng kể so với khí

tự nhiên Propane và Butane chiếm khoảng từ 20 ÷ 50%, C5+ có thể chiếm từ 2 ÷ 5%.Thành phần những cấu tử cơ bản trong khí thay đổi trong một phạm vi khá rộng tuỳtheo mỏ dầu khai thác, thậm chí ở cùng một mỏ nhưng ở các giai đoạn khai thác khácnhau thì tỷ lệ các thành phần cũng khác nhau

 Thời gian khai thác càng dài thì áp suất của khí trên bề mặt pha lỏng càng giảm dần nên khí càng khai thác thời gian về sau thì càng nặng hơn.

Ngoài ra trong thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành còn chứa một phầnnhỏ các tạp chất như N2, CO2, H2S, He và các kim loại như Ni, V, Fe Tuy nhiên, donguồn gốc của các hydrocarbon khác nhau nên thành phần của chúng cũng khác nhau

1.3.2 Khảo sát thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam và một

số nước trên thế giới

Bảng 1-1: Thành phần của khí tự nhiên và khí đồng hành khai thác từ một vài mỏ ở CHLB Nga, phần trăm thể tích (%V).

Đông(Lô 15-2)

Ruby(Lô 01)Khí tự nhiên Khí Đồng hành

-Bảng 1-4: Thành phần khí bể Nam Côn Sơn, phần trăm thể tích (%V).

Từ các bảng số liệu trên ta thấy rằng các cấu tử cơ bản của khí thiên nhiên và khíđồng hành là các hydrocacbon no, các parafin dãy đồng đẳng của Methane Khí thiênnhiên thì cấu tử chủ yếu là Methane, còn khí đồng hành thì thành phần thay đổi khá

Thành

phần

Đại Hùng(05-1a)

Lan Tây(06-1)

Lan Đỏ(06-1)

Rồng Đôi(11-2)

HảiThạch(05-2)

MộcTinh(05-3)

-rộng, cấu tử C2+ chiếm hàm lượng đáng kể trong thành phần của khí và qua so sánh banđầu từ các bản số liệu trên về thành phần khí đồng hành ở Việt Nam và một số nướctrên thế giới thì thành phần khí đồng hành ở Việt Nam có chứa hàm lượng khí Acide làthấp, điều này rất thuận lợi cho việc chế biến và sử dụng các sản phẩm khí, trong khi đóthành phần các khí này trong mỏ khí đồng hành ở Thái Lan và Indonesia chiếm hàmlượng rất cao (15 ÷ 16%).

Như vậy, khí dầu mỏ Việt Nam thuộc loại khí ngọt, hàm lượng các khí acide rất ít, khoảng 2g/100m 3 Vì vậy khí dầu mỏ Việt Nam rất thuận lợi cho việc chế biến, sử dụng

an toàn với thiết bị và không gây ô nhiễm môi trường.

 Đặc điểm chung của các khí hydrocacbon

 Khí hydrocacbon không màu, không mùi, không vị Vì vậy để kiểm tra độ rò rỉ củakhí người ta thêm vào chất tạo mùi, tuỳ theo yêu cầu mức độ an toàn Chất tạo mùithường sử dụng trong các quy trình kiểm tra độ rò rỉ của khí là Mercaphtan

 Tính tan của chúng không giống nhau, không trộn lẫn với nước và dể dàng hoà tanvào các dung môi hữu cơ

 Điểm sôi của các hydrocacbon no mạch thẳng tăng dần theo số nguyên tử cacbontrong mạch

 Một số đặc trưng vật lý của hydrocacbon

Giới hạn cháy, nổ

4500CR-H + HNO3 R-NO2 + H2O

Khi tỷ lệ Hydrocacbon trong hỗn hợp không khí nằm trong giới hạn nổ thì sẽ gây

nổ nếu có nguồn nhiệt như: tia lửa điện hoặc nguồn nhiệt

Bảng 1-5: Giới hạn cháy nổ của một số Hydrocacbon

Cấu tử Giới hạn cháy dưới

Khả năng tự bắt cháy

Để tạo thành một đám cháy cần thiết phải có 3 điều kiện: Vật cháy, tác nhân cháy(ở đây là oxy) và nguồn nhiệt Trong không khí tự do, sẽ không thể có những rủi ro vềđánh lửa nếu nhiệt độ hơi Hydrocacbon nhỏ hơn nhiệt độ đánh lửa Tuy nhiên, nếunhiệt độ hơi Hydrocacbon tương ứng ở nhiệt độ đánh lửa, hơi Hydrocacbon sẽ tự bắtcháy trong không khí mà không cần có mồi lửa hoặc tia lửa Hiện tượng này gọi là hiệntượng tự đánh lửa Rủi ro về khả năng tự đánh lửa càng cao khi trọng lượng củaHydrocacbon càng lớn

Bảng1-6 : Nhiệt độ tự đánh lửa của một số khí

Cấu tử Nhiệt độ tự đánh lửa (0C)

1.5.1 Ứng dụng của khí trong ngành công nghiệp điện

Hiện nay lượng khí thương mại được sản xuất tại nhà máy Dinh Cố cung cấp chohai nhà máy điện Bà Rịa và Phú Mỹ mỗi ngày là 5,7 triệu Sm3 khí Trong thời gian tới,nhiều nhà máy nhiệt điện sẽ được xây dựng ở những nơi có tuyến đường ống đi qua.Những nhà máy điện đang sử dụng FO và DO cũng đang có những kế hoạch chuẩn bịchuyển sang sử dụng khí đốt, những nhà máy ở xa đường ống dẫn khí cũng có những

kế hoạch sử dụng Condensate hay LPG thay cho dầu FO hoặc DO Việc sử dụngCondensate hoặc LPG cho phép giảm đáng kể lượng chất độc thải ra môi trường.

1.5.2 Vai trò của LPG trong ngành giao thông vận tải

Sau những cuộc khủng hoảng năng lượng đã xảy ra trong lịch sử, con người nhậnthức ra rằng nguồn năng lượng dầu mỏ không phải là vô tận, để đảm bảo nhu cầu sửdụng năng lượng cần thiết trước khi con người tìm ra những nguồn năng lượng khácthay thế cho dầu mỏ, chúng ta phải biết tìm cách tiết kiệm nguồn năng lượng quý giánày, bằng cách sử dụng hiệu quả hơn các sản phẩm dầu mỏ Một trong những biện phápnày là sử dụng các sản phẩm nhẹ hơn thay thế cho các nhiên liệu sử dụng cho động cơđốt trong Hiệu quả và triển vọng nhất trong lĩnh vực giao thông vận tải là sử dụng LPGthay thế cho loại nhiên liệu truyền thống như xăng và dầu Diesel cho các loại xe ôtô Hầu hết các loại xe ôtô đều có thể thiết kế lắp đặt các thiết bị chuyển đổi để sửdụng LPG Tuy vẫn còn nhiều khó khăn trong quá trình lắp đặt, nhưng đây là mộtphương án có nhiều ưu điểm về mặt kỹ thuật cũng như trong mục đích tiết kiệm nănglượng đặc biệt quan trọng đối với vấn đề ô nhiểm môi trường

1.5.3 Sử dụng khí làm nguyên liệu trong công nghiệp hóa dầu

Khí dầu mỏ (bao gồm cả khí tự nhiên và khí đồng hành) là một nguồn nguyên liệuquan trọng trong công nghiệp tổng hợp các hợp chất hữu cơ cơ bản Ngày nay, từ khídầu mỏ người ta đã tổng hợp được hơn 600 loại các sản phâm hữu cơ khác nhau nhưrượu, andehyt, xêtôn, các loại sợi hoá học phục vụ cho công nghiệp dệt, các loạipôlyme phục vụ công nghiệp nhựa và cao su tổng hợp, các hợp chất tẩy rửa, phân bónhữu cơ Trong đó một sản phẩm được chú ý có giá trị cao là Methanol bán sản phẩm,

từ đó có thể điều chế MTBE (là một loại phụ gia tăng chỉ số Octan cho xăng thay chochì, giảm độc hại môi trường), Methanol là nguyên liệu chính để sản xuất nhiều sảnphẩm công nghiệp quan trọng như Formalin, axit axeton, metylmetacylat (MMA),dymethyltelephtalat (DMT), Olêphin… Một số nhà máy sản xuất Methanol lớn trên thếgiới như Nauy (1996), Chilê (1988) Ngoài ra, để tăng khả năng ứng dụng của khí,một khu liên hợp điện đạm được xây dựng tại Phú Mỹ (Bà Rịa-Vũng Tàu) Đây là dự

án liên hợp các nhà máy điện chạy bằng khí lớn nhất tại Việt Nam, dự tính sẽ cung cấpkhoảng 3000 MW và một nhà máy sản xuất phân đạm, công suất 8 triệu tấn /năm, điềunày đảm bảo cung cấp lượng phân đạm cho sản xuất nông nghiệp trong nước và mộtphần để xuất khẩu, góp phần nâng cao hiệu quả quá trình sản xuất khí

Ngoài ra, khí còn được sử dụng làm nhiên liệu cho lò đốt công nghiệp, nhằm mụcđích gia nhiệt cho các loại lưu chất được sử dụng làm chất tải nhiệt, cung cấp cho cácquá trình sản xuất, sử dụng trong nông nghiệp như sấy nông sản,

1.6 Bức tranh về ngành khí Việt Nam

Hình 1.1 - Sơ đồ phân bố các mỏ dầu khí Việt Nam

Nền tảng cơ bản đầu tiên để phát triển ngành công nghiệp khí ở nước ta là nguồnkhí Trữ lượng khí tại Việt Nam được đánh giá rất lớn, theo Petro Vietnam các mỏ khíphân bố rộng rãi từ Bắc đến Nam trong đó chủ yếu tập trung tại bốn vùng trũng chính:

Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Cửu Long và Vùng Malay – Thổ Chu Tiềm năng khí củaViệt Nam được thống kê trong bảng sau:

Bảng1-7 : Thống kê tiềm năng khí Việt Nam

Các vùng trũng Trữ lượng tiềm năng

(Tỷ Sm3)

Trữ lượng thực tế(Tỷ Sm3)

1.6.1 Tình hình khai thác khí ở Việt Nam

Hiện nay, ở thềm lục địa phía Nam, có các mỏ dầu quan trọng đang được xúc tiếnkhai thác đó là mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Rồng và mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ.Tình hình khai thác của các mỏ như sau:

Mỏ Bạch Hổ

Nằm ở vùng trũng Cửu Long, cách bờ biển Vũng Tàu 120 km và ở độ sâu 50m.Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ có sản lượng khai thác tương ứng khi khai thác một tấndầu đạt khoảng từ 181200 Sm3 khí Từ tháng 05/1995 Liên doanh VietsoPetro đã đưavào hoạt động hệ thống dẫn khí Bạch Hổ vào bờ, năng suất từ 3 đến 4 triệu Sm3/ngàytrong giai đoạn I Ở giai đoạn II, sau khi lắp đặt thêm giàn nén, lượng khí đồng hànhđược nâng lên 5 triệu Sm3/ngày cung cấp cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố Sản lượngkhai thác ước tính của Bạch Hổ đạt khoảng 1,5 đến 2 tỷ m3

Mỏ Đại Hùng

Được phát hiện vào năm 1980, cách đất liền 120 km, dưới mực nước sâu khoảng

100120m Dự đoán lượng khí đồng hành có thể khai thác đạt 1 tỷ m3, ít hơn lượngkhí khai thác được tại mỏ Bạch Hổ Mỏ Đại Hùng bắt đầu được khai thác từ năm 1994,nhưng đến nay lượng khí đồng hành tại mỏ vẫn bị đốt bỏ Đây là vấn đề cần được quantâm để nâng cao giá trị của quá trình khai thác

Mỏ Rồng

Hiện đang bắt đầu được khai thác, ước tính trữ lượng tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồngkhoảng 25 tỷ m3 Sản lượng khí có thể khai thác tại mỏ Rồng (gồm cả khí khô và khíđồng hành) khoảng 5 tỷ Sm3

Mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ

Mỏ Lan Tây được phát hiện vào năm 1993 và mỏ Lan Đỏ được phát hiện vàotháng 12 năm 1998 thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn ngoài khơi vùng biển phía nam,trữ lượng ước tính mỏ Lan Đỏ là 12 tỷ m3 và mỏ Lan Tây là 46 tỷ m3

Mỏ Tiền Hải – Thái Bình

Bắt đầu được khai thác từ năm 1981 với trữ lượng ban đầu xác định là 1,2 tỷ m3,khai thác chủ yếu cho địa phương với sản lượng cung cấp hàng năm khoảng 1130 triệu

m3/năm

1.6.2 Các dự án khí

Dự án khí thiên nhiên Nam Côn Sơn

Được ví như là cột sống của ngành công nghiệp khí Việt Nam, là một trong những

dự án khí lớn nhất của Việt Nam với chi phí lên đến 1,3 tỷ USD bao gồm 3 dự án đượctriển khai trong 2 giai đoạn: giai đoạn đầu tiến hành khai thác với lưu lượng khí 2,7 tỷ

m3/năm và trong giai đoạn 2 (2005 ÷ 2010) sẽ đạt 6 tỷ Sm3 khí/năm

Dự án khí Tây Nam

Sản lượng khí từ năm 2003 vào khoảng 2,5 tỷ Sm3 khí/năm, khai thác ổn định 15

÷ 17 năm với trữ lượng xác minh khoảng 45 tỷ m3 (60 tỷ Sm3 tiềm năng), với mục tiêuphát triển đồng bằng sông Cửu Long, đến năm 2010 vùng này sản suất được 1200 ÷

1300 MW

Hiện nay bên cạnh các dự án đang khai thác khí, PetroVietnam còn đang xúc tiến

dự án phê duyệt đường ống Phú Mỹ - TP Hồ Chí Minh với công suất 2 tỷ Sm3 khí/năm,vốn đầu tư 70 triệu USD sẽ vận chuyển một phần khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

về cung cấp cho nhà máy điện Hiệp Phước, Thủ Đức và các khu công nghiệp dọc tuyếnống

Nhu cầu sử dụng khí ở Việt Nam

Những năm gần đây, mạng lưới điện phát triển khá rộng rãi ở các tỉnh và vùngnông thôn, trong khi đó ở thành thị, nhất là phía Bắc, sản lượng điện cung cấp cho sinhhoạt có dồi dào hơn, đồng thời việc sử dụng than cám đóng bánh ở dạng tổ ong đã pháttriển rộng rãi, nên nhu cầu về dầu hoả để thắp sáng và đun nấu tăng không đáng kể Từnăm 1993 ở thành phố Hồ Chí Minh, Elf-Gas SaiGon, SaiGon Petro và Petrolimex đãbắt đầu đưa LPG ra thị trường cho dân sử dụng làm chất đốt tạo ra một nhu cầu mới vềLPG, góp phần giảm đáng kể nhu cầu về dầu hoả đun nấu, vừa thuận tiện cho người sửdụng, vừa giải quyết cơ bản nhu cầu chất đốt cho dân cư đô thị theo hướng giải quyếtcủa các đô thị hiện đại, hạn chế nạn phá rừng và làm trong sạch môi trường

Chương 2: Công nghệ chế biến khí

2.1 Sơ đồ chung của quá trình chế biến khí

Hình 2.1: Sơ đồ chung của quá trình chế biến khí

Khí từ mỏ sau khi được vận chuyển vào bờ sẽ qua khâu phân tách, đầu tiên là quathiết bị phân tách sơ bộ để tách các phần lỏng có trong khí khai thác (các phân đoạnHydrocacbon lỏng C5+ và nước tự do) Các bước xử lý tiếp theo phụ thuộc vào phươngtiện vận chuyển và loại sản phẩm khí Nhìn chung cần phải tách triệt để các cấu tử cóhại sau đây ra khỏi sản phẩm khí:

 H2S độc và có tác hại ăn mòn

 CO2 có tác hại ăn mòn và nhiệt cháy bằng không

 Hg có tác hại ăn mòn

 N2 có nhiệt cháy bằng không, trong buồng đốt sẽ tạo được NO2

 Các Hydrocacbon nặng ngưng tụ trong hệ thống vận chuyển

 H2O là nguyên nhân dẫn đến sự hình thành các Hydrat có thể bịt kín các đườngống dẫn, gây khó khăn cho vận chuyển khí và sự vận hành của bơm

2.1.1 Vận chuyển khí bằng đường ống

Hình 2.2- Sơ đồ quá trình chế biến khí để vận chuyển bằng đường ống.

Vận chuyển bằng đường ống thì khí được vận chuyển dưới áp suất cao

 P = 70 bar đối với đường ống đi ngầm dưới đất

 P từ 100  200 bar đối với những đường ống đi ngầm dưới biển

Khi trong thành phần của khí có chứa nhiều thành phần của đoạn lỏng (dung dịchchứa H2O hoặc Hydrocacbon lỏng) thì phải tiến hành tách lỏng ra

Phân đoạn Condensate này sau đó thường phải được xử lý tiếp tục để tách các tạpchất có hại: H2S, CO2, RSH, Hg, Ag,…

Khí thu được sau khi đã tách lỏng cần phải được tiến hành xử lý lần lượt qua cácgiai đoạn sau:

 Nếu khí khai thác là khí chua: phải tiến hành khử acide để loại bỏ khí H2S vàgiảm CO2 cũng như các hợp chất khác của lưu huỳnh như RSH và COS Khí chứa H2Stách ra được đưa sang phân xưởng tách lưu huỳnh hoặc có thể đốt nếu hàm lượng nhỏ

 Tiếp theo khí cần được sấy khử nước để tránh tạo thành hydrat và giảm nguy cơ

ăn mòn thiết bị

 Các Hydrocacbon có khả năng ngưng tụ

2.1.2 Vận chuyển khí bằng tàu chở khí

Hình 2.3- Sơ đồ quá trình chế biến khí để vận chuyển bằng tàu chở khí.

Khí sẽ được vận chuyển dạng Lỏng ở áp suất thường với nhiệt độ ở -1600C

Những giai đoạn xử lý đầu giống như trường hợp vận chuyển khí bằng đường ống (như

đã đề cập ở mục trên) Khí sẽ được đưa qua xử lý các giai đoạn đầu (tách Condensat,khử acide, sấy) tiếp theo là xử lý bổ sung khí hóa lỏng

Tuy nhiên trong quá trình tách Hg phải triệt để, tránh nguy cơ ăn mòn các thiết bị traođổi nhiệt được chế tạo bằng những hợp kim nhẹ trong phân xưởng hóa lỏng khí

Giai đoạn tách LGN và phân tách LGN thành các phân đoạn riêng lẻ được thực hiệntrong phân xưởng hóa lỏng khí

2.1.3 Chuyển hóa hóa học

Bằng chuyển hóa hóa học có khả năng chuyển hóa CH4 thành các sản phẩm lỏngkhác ở điều kiện nhiệt độ thường như: Xăng, Kerozene, Gasoil,… vận chuyển và sửdụng dễ dàng hơn

 Tổng hợp thành Hydrocacbon lỏng bằng phản ứng Ficher + Tropsch

 Hoặc tổng hợp thành MeOH hoặc một hỗn hợp của MeOH và Alcol từC1C6, hoặc chuyển hóa tiếp tục giai đoạn 2 thành xăng hoặc Ether (MTBE),

là những cấu tử rất tốt để phối liệu cho xăng

 Hoặc tổng hợp thành NH3 để đem sản xuất phân Urê

2.2 Các công đoạn chế biến khí

Khí tự nhiên và khí đồng hành khi khai thác ngoài những thành phần chính lànhững cấu tử hydrocacbon từ C1C10 còn chứa các tạp chất cơ học và các chất phihydrocacbon như: N2, CO2, H2S, H2O, Do vậy trước khi đưa vào các quá trình táchphân đoạn khí thì cần phải đưa qua các quá trình xử lý để loại các tạp chất cơ học vàcác hợp chất phi hydrocacbon ảnh hưởng xấu đến quá trình chế biến khí

Nhìn chung quá trình chế biến khí gồm có các công đoạn sau:

 Tách các tạp chất cơ học

 Tách Condensat

 Tách nước (sấy khí - khử nước)

 Khử khí axit (loại bỏ H2S,CO2, )

 Tách N2 và He

 Tách Hg

 Tách các phân đoạn hydrocacbon

Tuỳ theo công nghệ, tính chất, thành phần của nguyên liệu, và nhu cầu sản phẩm

mà áp dụng các công đoạn trên

2.2.1 Làm sạch khí khỏi các tạp chất cơ học

Sự có mặt các hợp chất cơ học trong khí gây ảnh hưởng xấu tới quá trình hoạtđộng của các thiết bị, phức tạp trong quá trình vận chuyển, không an toàn trong sửdụng và ảnh hưởng đến chất lượng của sản phẩm Do vậy, nguyên liệu vào phải đượctách các hợp chất cơ học ra khỏi khí Quá trình làm sạch được phân thành hai phươngpháp: Phương pháp làm sạch khô và phương pháp sạch ướt

Tùy theo tính chất của khí, việc đầu tư, công nghệ mà người ta sử dụng phươngpháp làm sạch khô hay phương pháp làm sạch ướt

Phương pháp làm sạch khô

Làm sạch khô là phương pháp làm sạch khí dựa vào lực ly tâm, lực trọng trườnghoặc lực hút tĩnh điện

a Làm sạch khí bằng lực ly tâm (thiết bị cyclon)

Nguyên tắc tách ở thiết bị này là dựa vào lực ly tâm Khi dòng khí có chứa bụiđược thổi vào thiết bị Cyclon với tốc độ cao theo phương tiếp tuyến với thành thiết bị

và chuyển động theo đường xoáy xoắn ốc Khi đó dưới tác dụng của lực ly tâm các hạtbụi sẽ bị tách ra khỏi dòng khí và rơi xuống thùng chứa, còn khí sạch theo ống dẫn ởtâm cyclon đi ra ngoài

Phương pháp này đơn giản nhưng nó chỉ có hiệu quả trong điều kiện nhiệt độ cao,

áp suất thấp

b Làm sạch khí bằng phương pháp lọc điện

Nguyên tắc làm việc của các loại thiết bị này là dựa trên quá trình ion hoá khí đểphân chia các phân tử khí thành các ion và các điện tử tự do, dưới tác dụng của điệnthế hoặc của các nhân tố khác như: tia phóng xạ, tia Rơnghen, Các ion và các điện tử

tự do sẽ chuyển động về các cực trái dấu Do trong khí có bụi nên khi chuyển động thì

ion âm làm cho bụi bị nhiễm điện và kéo theo các hạt bụi đến cực dương, tại đây cácbụi bị phóng điện và rơi xuống do lực trọng trường.

Phương pháp này cho hiệu quả cao (90% ÷ 98%), năng lượng tiêu hao ít, có thểtiến hành ở nhiệt độ cao và trong môi trường ăn mòn hoá học, có thể tự động hoá và cơ

khí hoá hoàn toàn.

Phương pháp làm sạch ướt

Thực tế thiết bị lọc ướt thường sử dụng là loại thiết bị rửa khí kiểu bọt Thiết bịnày hoạt động theo nguyên tắc hấp thụ bằng dầu Khí chuyển động từ dưới lên xuyênqua lớp dầu, các hạt bụi sẽ được lớp dầu giữ lại, dòng khí tiếp tục chuyển động lên trên

và ra ngoài Với loại thiết bị này thì tốc độ dòng khí nó tác động trực tiếp đến hiệu suấtlàm việc của thiết bị Do vậy, việc chọn vận tốc của dòng là rất quan trọng, tốc độ dòngkhí thích hợp là 1,3 ÷ 3m/s Hiệu suất tách bụi của thiết bị: tách được 99% hạt bụi cókích thước lớn hơn 5m và tách được 75% ÷ 85% hạt bụi có kích thước nhỏ hơn 5m

Hình 2.4-Cấu tạo thiết bị lọc kiểu bọt

2.2.2 Tách condensate

Khí được khai thác lên từ mỏ, khí đồng hành thường chứa một lượng lỏng nào

đó Trong vài trường hợp, nhất là khi khai thác khí ở biển, lỏng này thường được vậnchuyển đồng thời với khí ở trạng thái 2 pha Cần phải tiến hành tách pha lỏng này ra

􀂄 Để đảm bảo tách triệt để phần lỏng ngưng, tránh tình trạng pha khí thu đượcchứa một hàm lượng đáng kể các HC nặng, cần thiết phải tiến hành tách nhiều giaiđoạn theo P giảm dần

Hình 2.5 - sơ đồ tách condensate hai giai đoạn và ba giai đoạn

2.2.3 Quá trình Dehydrat hóa

Mục đích:

Trong dòng khí có chứa các phân tử nước, khi gặp điều kiện nhiệt độ, áp suấtthích hợp nó sẽ tạo thành các tinh thể hydrat, gây bịt kín các đường ống dẫn và ảnhhưởng xấu đến quá trình làm việc của thiết bị vận chuyển, van, đường ống Mặt khác,trong khí có nước và H2S thì trong điều kiện thuận lợi sẽ đẩy mạnh quá trình ăn mòn.Tách nước ra khỏi dòng khí nhằm làm cho dòng khí có nhiệt độ điểm sương thấp hơnnhiệt độ tối thiểu mà ở đó dòng khí được vận chuyển và xử lý

Quá trình hình thành hydrat xảy ra khi áp suất riêng phần của hơi nước trong hỗnhợp khí lớn hơn áp suất hơi bão hoà của hydrat Như vậy, để làm giảm khả năng tạothành hyđrat thì phải thêm vào chất ức chế hoặc làm giảm hàm lượng nước trong khí,khi đó áp suất riêng phần của hơi nước trong khí sẽ giảm xuống thấp hơn áp suất củahydrat, nên sẽ làm ngưng quá trình tạo thành hydrat Quá trình dehyđrat hoá gồm cóbốn phương pháp như sau:

 Phương pháp làm lạnh với sự có mặt của chất ức chế

 Phương pháp hấp thụ

 Phương pháp hấp phụ

 Phương pháp thẩm thấu

 Phương pháp làm lạnh với sự có mặt của chất ức chế

Về nguyên tắc người ta bơm các chất ức chế vào để ngăn cản quá trình tạo thànhhydrat Bản chất của phương pháp này là đưa chất ức chế vào dòng khí ẩm, nó sẽ hoàtan trong nước tự do, làm giảm áp suất riêng phần của nước trong dầu và làm giảmnhiệt độ hình thành hydrat Chất ức chế thường sử dụng Glycol hoặc Metanol Glycolthường dùmg là DEG (Dietylen glycol), TEG (trietylen glycol), EG (etylen glycol) vớinồng độ khoảng 60 - 80% khối lượng Sự lựa chọn glycol nào phụ thuộc nhiều yếu tố:

 Nhiệt độ đông đặc của dung dịch Glycol.

 Độ nhớt dung dịch Glycol

 Độ hạ nhiệt độ điểm sương đối với nồng độ Glycol đã cho

 Thành phần khí

 Khả năng hòa tan của các loại Glycol trong các Hdrocacbon

 Glycol được dùng phải bền nhiệt, dễ tái sinh

Hình 2.6-Sơ đồ tách nước làm lạnh ngưng tụ với Glycol.

của khí cao, có khả năng ăn mòn kim loại, điều này ít mang lại hiệu quả cho quá trình

sử dụng công nghệ này

 Phương pháp hấp phụ

Phương pháp này được sử dụng khi yêu cầu khí sản phẩm có độ sạch cao Quátrình này được tiến hành khi người sử dụng một pha rắn có bề mặt riêng lớn, để giữ lạimột cách chọn lọc trên bề mặt nó các cấu tử cần tách Do vậy, các chất hấp phụ thườngđược đặc trưng bởi cấu trúc xốp với các mao quản rất nhỏ để tạo ra bề mặt riêng lớn Các chất hấp phụ thường sử dụng là: Nhôm hoạt tính, silicagel, đất sét, zeolit Những ưu nhược điểm của phương pháp:

 Ưu điểm: Cho hiệu suất làm sạch rất cao, có thể làm giảm hàm lượng nướcxuống còn 0,01 ppm và tạo cho khí có nhiệt độ điểm sương thấp, đồng thời zeolit có thểlàm việc ở nhiệt độ cao

 Nhược điểm: Giá thành tương đối cao do đó chỉ áp dụng khi yêu cầu nhiệt độđiểm sương thấp

 Phương pháp thẩm thấu

Nguyên tắc của phương pháp là dựa vào sự thẩm thấu của khí qua màng thẩmthấu Dưới tác dụng của áp suất thì màng thẩm thấu sẽ cho các phân tử có kích thướcnhỏ hơn kích thuớc của màng qua còn các cấu tử có kích thước lớn như nước sẽ bị giữlại Như vậy, áp suất càng cao thì quá trình thẩm thấu càng nhanh Phương pháp nàychỉ áp dụng khi độ tinh khiết của khí không cao

Hình 2-7: Thiết bị thẩm thấu

Hệ số thẩm thấu I đối với màng lọc được xác định qua công thức sau:

e

P A

Pi : độ chênh lệch áp suất riêng phần của cấu tử i ở mặt trên và mặt dướimàng lọc (Pa, CmHg).

Qua các phương pháp đã nêu trên, ta thấy phương pháp hấp phụ cho hiệu suất khử nước là cao nhất, đem lại hiệu quả kinh tế cao và dễ tự động hoá Do đó, trong đồ

án này do yêu cầu tách nước trong khí cao nên ta chọn phương pháp hấp phụ để dehydrat hoá khí.

2.2.4 Quá trình khử acide

Mục đích của quá trình

 Hạn chế sự ăn mòn thiết bị, bình chứa,

 Đảm bảo tiêu chuẩn về sản phẩm thương mại

 Đảm bảo tiêu chuẩn về môi trường

 Tách H2S làm nguyên liệu cho sản xuất lưu huỳnh, acide H2SO4,

Các phương pháp xử lý khí acide

Khi chọn các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành phần củanguyên liệu gồm cả những tạp chất mà trong khí thành phẩm yêu cầu phải loại bỏ Đểloại bỏ khí acide khỏi khí tự nhiên và khí đồng hành có thể sử dụng các phương pháp:

 Hấp thụ bằng các dung môi hấp thụ hoá học:

K2CO3 cũng thuộc nhóm này

Phương pháp này đảm bảo làm sạch triệt để khí khỏi H2S và CO2 với áp suất riêngphần và nồng độ của chúng trong khí ban đầu khác nhau; độ hoà tan các hydrocacbontrong những chất hấp thụ này không cao Thiết bị và công nghệ của quá trình đơn giản

và bền

Nhược điểm cơ bản của quá trình là không tách được toàn bộ H2S, CO2, RSH,COS và CS2, mức độ tách RSH và các hợp chất chứa lưu huỳnh khác thấp Tương táccủa RSH, COS, CS2 với một vài dung môi dẫn đến tạo thành các hợp chất hóa họckhông tái sinh được trong điều kiện của quá trình Để thực hiện quá trình cần phải cóbậc tuần hoàn chất hấp thụ cao và tiêu hao nhiệt lượng lớn, chất hấp thụ và sản phẩmtương tác của chúng với các tạp chất chứa trong khí nguyên liệu nhiều khi có hoạt tính

Carbonate thông thường Dung dịch K2CO3 nóng

Benfield Dung dịch K2CO3 nóng + 1,8% DEA (phụ

gia hoạt hóa)Vetrocoke Dung dịch muối asene của kim loại kiềmnóng (K

3AsO3 )Stretford Dung dịch muối natri (2,6 ÷ 2,7 acideantraquinolsulfonic)

Khi áp suất riêng phần của khí acide thấp và tỷ lệ H2S: CO2 cao thì chất hấp thụhoá học được ưu tiên sử dụng hơn so với dung môi vật lý Được ứng dụng trong côngnghiệp từ năm 1930, các dung môi amin được sử dụng rộng rãi để sử lý khí acide trongnhà máy lọc dầu Các loại amin thường được sử dụng nhất là:

 Methanol amine(MEA): OH -CH2-CH2-NH2

 Diethalnol amine (DEA):

 Di-isopropanol amine (DIPA):

NHOH-CH2-CH2

OH-CH2-CH2OH-CH2-CH2

CH3OH-CH2-CH2

NH

 Methy diethanol amine (MDEA):

 Triethanol amine (TEA):

Bảng 2-2: Tổng hợp các tính chất vật lý cơ bản của amine

269,2-187150

360 -

247,4 -

248,9248,7167133

221,3221

2887(ở 300C) 2389Điểm chớp cháy (0C) 93,3 137,8 185 129.4 123,9 126,7

Độ hoà tan trong nước

Các phản ứng hấp thụ H2S và CO2 với dung môi amine là những phản ứng tỏanhiệt Đối với các amine bậc một và bậc hai, các phản ứng với H2S và CO2 là như nhau.Các phản ứng này có thể được viết như sau, đối với một amine bậc hai:

H2S + R2NH = R2NH2+ + HS- + Q (1)

CO2 + 2R2NH = R2NCOO- + R2NH2 + Q (2)

CO2 + H2O + R2NH = R2NH2+ + HCO3- + Q (3)Phản ứng (1) diễn ra rất nhanh; phản ứng (2) diễn ra với vận tốc trung bình, trongkhi đó, phản ứng (3) diễn ra chậm Để đạt được phản ứng hoàn toàn giữa amine và

CO2, cần phải có một thời gian tiếp xúc lâu hơn so với phản ứng với H2S

Đối với các amine bậc ba, các phản ứng trực tiếp với CO2 không thể xảy ra donhững nguyên nhân về cấu trúc hóa học Các phản ứng được viết như sau:

H2S + R2R’N = R2R’NH+ + HS- + Q (4)

CO2 + H2O + R2R’N = R2R’NH+ + HCO3- + Q (5)Phản ứng (5) xảy ra rất chậm, do CO2 phải phản ứng với H2O trước để tạo thành

H2CO3 sau đó mới tác dụng với amine Các amine bậc ba chẳng hạn như MDEA chophép hấp thụ chọn lọc H2S khi có mặt CO2 Nó làm hạn chế thời gian tiếp xúc giữaamine và khí cần xử lý, do đó sự hấp thụ CO2 chỉ là một phần Do tính chất này màMDEA ít được sử dụng trong nhà máy lọc dầu, nơi có nồng độ CO2 trong khí là đáng

kể Ngược lại, nó được ứng dụng nhiều để xử lý khí tự nhiên hoặc để làm sạch khí tổnghợp Các phản ứng xảy ra trong thiết bị hấp thụ (phản ứng thuận) xảy ra thuận lợi ở ápsuất cao và nhiệt độ thấp Các phản ứng nghịch xảy ra trong điều kiện ngược lại ở thiết

bị hoàn nguyên Trong thực tế, nhiệt phản ứng thay đổi phụ thuộc vào tỷ số khí nguyênliệu trên amine

Hình 2-8: Sơ đồ nguyên tắc công nghệ hấp thụ khí acide bằng dung môi Amines.

 Quá trình hấp thụ bằng dung môi hấp thụ vật lý

Quá trình này được thực hiện dựa trên hấp thụ vật lý, chứ không phải trên phảnứng hóa học như các quá trình hấp thụ hóa học:

Có rất nhiều dung môi được thử nghiệm, nhưng chỉ có một vài dung môi được sửdụng rộng rãi trong công nghiệp như: dimethylether polyethylene glycol (DMEPEG),methanol lạnh, N-methyl pyrrolydone (NMP),

Trên nguyên tắc, các dung môi hữu cơ có thể sử dụng để làm sạch toàn bộ khíkhỏi H2S, CO2, RSH, COS và CS2 khi áp suất riêng phần của chúng lớn trong điều kiệnhấp thụ Các chất hấp thụ này thường không sủi bọt, không ăn mòn thiết bị, nhiều chất

có nhiệt độ đông đặc thấp, đây là điều kiện quan trọng trong trường hợp áp dụng chúngtrong điều kiện khí hậu lạnh

Khi áp suất riêng phần của các hợp chất không mong muốn trong khí tự nhiên cao,quá trình làm sạch khí bằng các dung môi hữu cơ (phương pháp hấp thụ vật lý) có yêucầu chi phí đầu tư và vận hành ít hơn so với thực hiện quá trình hấp thụ hoá học bằngamine, do khả năng hấp thụ của dung môi hữu cơ tăng gần như tỷ lệ với áp suất riêngphần của khí acide và các hợp chất không mong muốn khác Hơn nữa, trong quá trìnhtái sinh chất hấp thụ thì có khi không cần hoặc cần rất ít tiêu hao năng lượng, chỉ nhờvào sự giảm áp suất trong hệ

Nhược điểm cơ bản của quá trình là các dung môi được sử dụng hấp thụ tương đốitốt các hydrocarbone nên lượng mất mát khí lớn, hiệu suất làm sạch không cao

Bảng 2-3: Các quá trình sử dụng dung môi hấp thụ vật lý

Quá trình Dung môi sử dụng

Selexol Dimethyl ether polyethylene glycol (DMEPEG) hoặc

N-methyl pyrrolidone (NMP)Sulfinol Dung dịch nước của DIPA + sulfolane

Rectisol Methanol ở nhiệt độ thấp

Purisol N-methyl 2-pyrrolidone (NMP)

Flour Propylene carbonate

Tóm lại, khi sử dụng phương pháp hấp thụ vật lý hay hấp thụ hóa học đều cónhững ưu nhược điểm riêng Thông thường, để làm sạch khí acide, người ta kết hợp cảhai quá trình: hấp thụ vật lý (xử lý thô) sau đó hấp thụ hóa học (xử lý tinh) để đạt đượcyêu cầu cần thiết

Bảng2-4: So sánh dung môi hấp thụ vật lý và dung môi hấp thụ hoá học

- Được áp dụng khi áp suất riêng

phần của H2S, CO2 thấp

- Quá trình hấp thụ xảy ra thuận lợi khi ápsuất riêng phần của H2S, CO2 cao

Khí đã xử lý có độ sạch cao - Độ sạch của khí đã xử lý không cao lắm

- Hydrocarbone bị hấp thụ theo dung

- Độ chọn lọc thấp - Có thể đồng thời tách nước

- Không thuận lợi khi xử lý khí ầm - Lượng hydrocacbon bị cuốn theo dungmôi thấp.

- Nhiệt lượng cung cấp cho quá trình

hoàn nguyên lớn

- Giá thành của dung môi cao, nhưng chiphí cho quá trình hoàn nguyên thấp

Quá trình sử dụng dung môi hỗn hợp

Các quá trình làm sạch khí khỏi các hợp chất không mong muốn bằng dung môi làhỗn hợp dung dịch nước alkanolamine với dung môi hữu cơ như: sulfolane, methanol chúng dựa trên nguyên tắc hấp thụ vật lý các chất không mong muốn bằng dung môihữu cơ và tương tác hoá học với alkanolamine Các quá trình này kết hợp được nhiều

ưu điểm của hấp thụ vật lý và hấp thụ hoá học Chúng có thể được sử dụng để làm sạchtriệt để toàn bộ khí khỏi H2S, CO2, RSH, COS, và CS2…

Nhược điểm cơ bản của quá trình

Các dung môi được sử dụng hấp thụ tương đối tốt các hyđrocacbon nên lượng mấtmát tương tốn lớn Do vậy, nếu sử dụng khí acide để sản xuất khí lưu huỳnh thì cầnphải có thiết bị tách hyđrocacbon khỏi khí acide trước khi đến hệ thống sản xuất lưuhuỳnh Mặt dầu quá trình sử dụng dung môi hỗn hợp có những nhược điểm trên nhưngvới ưu điểm nổi bật của nó cùng những tiêu chuẩn ngày càng khắc khe về việc bảo vệmôi trường thì đây là phương pháp được sử dụng chủ yếu trong tương lai

Tóm lại:

Trong tất cả các phương pháp, làm sạch khí acide bằng dung môi hấp thụ được sửdụng nhiều nhất vì:

 Chi phí năng lượng tối ưu hơn các phương pháp khác

 Dung môi có thể được sử dụng nhiều lần

 Hàm lượng các khí acide trong khí đã xử lý đạt yêu cầu

 Công nghệ đơn giản

b Phương pháp hấp phụ

Phương pháp này được sử dụng khi yêu cầu độ sạch của khí sản phẩm rất cao Tácnhân hấp phụ thường sử dụng nhất là Zeolithe Nếu dùng loại Zeolithe 4A, 5A thì cóthể thực hiện đồng thời quá trình dehydrat hóa và quá trình khử acide Khí sản phẩmkhi sử dụng Zeolithe 4A, 5A đạt yêu cầu kỹ thuật rất cao hàm lượng nước còn 0,1 ppm,nồng độ H2S còn 20 ÷ 40 mg/m3 Do đó có thể tiến hành đồng thời để khử nước vàacide Ngoài ra, người ta còn dùng phổ biến zeolithe 13A vì loại Zeolithe này có thể

tách được cả Mercaptane Tuy nhiên khi có mặt CO2, rây phân tử sẽ xúc tác cho phảnứng giữa CO2 và H2S tạo thành COS.

H2S + CO2  COS + H2OHiện nay, một số rây phân tử đang được nghiên cứu để làm chậm phản ứng này Nhược điểm: hàm lượng vết glycol hoặc các sản phẩm phân huỷ của glycol (đến

từ quá trình khử nước hoặc chất ức chế) có thể làm ngộ độc rây phân tử

c Phương pháp thẩm thấu

Phương pháp này được áp dụng khi nồng độ CO2 trong khí cao và yêu cầu độ sạchcủa khí sản phẩm là không cao lắm Hiện nay, người ta đã chế tạo được các loại mànglọc có độ chọn lọc cao 50 ÷ 150 bằng các loại cao phân tử, làm việc trên nguyên tắchòa tan và khuếch tán qua màng lọc Tuy nhiên, loại này cũng không đáp ứng được yêucầu Do vậy, phương pháp này còn ở giai đoạn nghiên cứu chưa được đưa vào ứngdụng rộng rãi

d Phương pháp chưng cất ở nhiệt độ thấp

Phương pháp này chỉ được sử dụng để tách CO2 phương pháp này được sử dụngkhi nồng độ CO2 trong khí nguyên liệu cao Phương pháp này dựa trên khả năng kếttinh của khí Cacbonic khi ở nhiệt độ thấp (-56,670C) để tách khí CO2 ra

Nhược điểm của phương pháp: chi phí năng lượng cao dẫn đến giá thành sảnphẩm cao Nhưng được dùng để làm sạch sơ bộ khí CO2 khi hàm lượng CO2 cao

2.2.5 Quá trình khử Nitơ và Heli

Quá trình tách Nitơ có thể thực hiện bằng phương pháp làm lạnh với các điềukiện phụ thuộc vào hướng sử dụng Nitơ sau này Hoặc có thể tách Nitơ bằng màngthẩm thấu hoặc sử dụng các chất hấp phụ

􀂄 Còn hàm lượng của Héli trong thành phần của khí thiên nhiên rất nhỏ Tuynhiên, trong thực tế người ta thấy rằng nếu khí thiên nhiên chứa nhiều Nitơ thì cũngthường chứa nhiều Héli

􀂄 Hiện nay, lượng Héli tiêu thụ trên thế giới chủ yếu được tách ra từ khí thiênnhiên, tập trung nhiều nhất là ở Mỹ Tùy theo hàm lượng Nitơ mà quá trình tách Héli

có thể liên hợp hoặc không liên hợp với quá trình tách Nitơ

􀂄 Héli thu được phải được tinh chế để đạt được độ tinh khiết cao vào khoảng99,995 %

2.2.6 Quá trình khử thủy ngân

Có nhiều phương pháp để khử Thủy ngân:

 Khử Thủy ngân bằng than được hoạt hóa bởi lưu huỳnh

 Sử dụng dung dịch oxy hóa mạnh như Permanganate de potassium K2Cr2O7 đểoxy hóa nguyên tố Thủy ngân

 Giữ Thủy ngân lại bằng một tầng ZnO

 Khử Thủy ngân bằng cách lắng dưới dạng sulfure Thủy ngân trên một lớp bi nhôm.Phương pháp này cho hiệu suất khử Thủy ngân rất cao, có thể đạt đến 99,98 % vàđồng thời có thể khử được cả Arsenic

2.2.7 Tách phân đoạn hydrocacbon

Phương pháp làm lạnh ngưng tụ

a Cơ sở quá trình ngưng tụ:

Nếu bỏ qua các tổn thất áp suất trong quá trình vận chuyển và chế biến thì quátrình ngưng tụ khí có thể coi là quá trình làm lạnh đẳng áp cho tới nhiệt độ tương ứngvới áp suất tại đó, sẽ xuất hiện pha lỏng Khí đồng hành và khí thiên nhiên là hỗn hợp

đa cấu tử, do đó quá trình chuyển pha và các vùng tới hạn của chúng khác nhiều so vớicác quá trình tương ứng của các chất tinh khiết

Hình 2-9: Giản đồ pha của hệ đa cấu tử.

+ Điểm C : Điểm tới hạn, tại đó không phân biệt được pha lỏng hay pha hơi

+ Điểm M : Điểm áp suất cực đại tại đó tồn tại cân bằng giữa pha lỏng và pha hơi.+ Điểm N : Điểm nhiệt độ cực đại tại đó pha lỏng và pha hơi tồn tại cân bằng

Đối với hỗn hợp Condensate : Thì có vùng ngưng tụ ngược (phần gạch chéo) làvùng trong đó sự ngưng tụ chất lỏng xảy ra nhờ sự hạ thấp áp suất hoặc tăng nhiệt độ

Vị trí của giản đồ phụ thuộc vào thành phần của hỗn hợp Đối với hỗn hợphydrocacbon điểm C có thể nằm giữa điểm M và điểm N hay nằm phía bên trái điểm

M Đường thẳng ABDE biểu diễn quá trình ngưng tụ ngược đẳng nhiệt diễn ra tronggiếng condensat Điểm A biểu thị đơn pha của chất lỏng nằm ngoài đường bao Khi hạthấp áp suất tới điểm B thì quá trình ngưng tụ bắt đầu, khi tiếp tục hạ áp suất chất lỏng

sẽ hình thành nhiều hơn, khi quá trình tiếp tục và thoát ra khỏi vùng ngưng tụ ngược thìlượng lỏng hình thành sẽ giảm đi đến khi gặp điểm sương E, dưới điểm sương E thì hỗnhợp tạo thành ở trạng thái hơi

Khi gia nhiệt đẳng áp theo đường C thì xảy ra quá trình ngưng tụ ngược còn khilàm lạnh đẳng áp (quá trình ngược lại) tại điểm C bắt đầu quá trình bay hơi ngược (khigiảm nhiệt độ)

Mức độ ngưng tụ các hydrocacbon sẽ tăng khi áp suất tăng ở nhiệt độ không đổihoặc khi giảm nhiệt độ áp suất không đổi Tuy nhiên quá trình ngưng tụ của hai trườnghợp này sẽ xảy ra khác nhau Khi tăng áp suất và giữ nguyên nhiệt độ không đổi thìmức độ ngưng tụ tăng, nhưng sự phân tách các hydrocacbon sẽ kém đi, trong pha lỏngcùng với cấu tử nặng sẽ có cùng một lượng cấu tử nhẹ hoà tan Ngược lại khi giảmnhiệt độ và giữ nguyên áp suất thì mức độ ngưng tụ tăng lên cùng với sự phân tách cáccấu tử hydrocacbon nặng và nhẹ tốt hơn

Vì vậy phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp được coi là phương pháp hiệu quả và kinh tế nhất trong công nghệ chế biến khí.

b Quá trình ngưng tụ

Phương pháp ngưng tụ khí ở nhiệt độ thấp -25÷ -350C, áp suất cao 3,0÷ 4,0 MPađược coi là phương pháp có hiệu quả kinh tế cao nhất, để chế biến khí thiên nhiên vàkhí đồng hành

Về nguyên tắc khí cần tách phải được dehydrat hóa để tránh hiện tượng tạo thànhhydrat trong quá trình làm lạnh Sau đó, sẽ được đưa vào thiết bị tách áp suất cao, rồitiếp tục được làm lạnh sơ bộ, bằng cách trao đổi nhiệt với các dòng khí sản phẩm ởthiết bị trao đổi nhiệt, sau đó khí được đưa qua công đoạn làm lạnh Ở phương phápnày người ta sử dụng 3 chu trình làm lạnh đó là:

 Làm lạnh bằng van giản nở

 Làm lạnh bằng chu trình làm lạnh ngoài

 Làm lạnh bằng Turbo-Expander: đây là quá trình làm lạnh hiệu quả nhất, được

sử dụng khi cần tách triệt để C2+ ra khỏi khí Lưu ý quá trình này được vận hành ởnhiệt độ rất thấp nên cần thiết phải sấy khí bằng rây phân tử, đồng thời phải bố trí bộphận Decacbonat hoá nhằm tránh sự kết tinh của CO2 gây cản trở việc vận hành Turbingiãn nỡ thường kéo theo máy nén đồng trục nhằm thu hồi công sinh ra do quá trình giãn

Phương pháp chưng cất ở nhiệt độ thấp

Chưng cất ở nhiệt độ thấp, thực hiện quá trình tách các cấu tử định trước thì hiệuquả kinh tế hơn phương pháp ngưng tụ ở nhiệt độ thấp và xây dựng thiết bị cũng đơngiản hơn Nguyên liệu đi vào thiết bị sau khi làm lạnh, không có sự tách sơ bộ mà đượcđưa thẳng vào chưng cất Tại đây xảy ra sự phân tách riêng biệt khí nguyên liệu thànhkhí khô và các phân đoạn hydrocacbon nặng

Tuỳ thuộc vào sơ đồ nguyên lý của quá trình chưng cất ở nhiệt độ thấp, các thiết

bị cơ bản của sơ đồ mà tháp chưng được chia thành tháp chưng bốc hơi và tháp ngưng

tụ bốc hơi, tháp phân đoạn

Ứng dụng: Tách triệt để C2 , C3 ra khỏi hỗn hợp khí

Hinh 2.10 – Sơ đồ nguyên lý phân đoạn HC bằng phương pháp chưng tách ở nhiệt

độ thấp

Phương pháp hấp thụ bằng dầu

Phương pháp hấp thụ khí thiên nhiên và khí đồng hành trên cơ sở của hai quá trìnhchuyển khối cơ bản: hấp thụ và khử hấp thụ Bản chất vật lý của quá trình này là sự cânbằng giữa dòng khí và dòng lỏng do sự khuyếch tán từ pha này đến pha khác Khi trạngthái cân bằng bền động lực của sự khuyếch tán được xác định bằng hiệu suất áp suấtriêng phần của cấu tử tách ra trong pha khí và pha lỏng

Tại các nhà máy chế biến khí, quá trình hấp thụ và khử hấp thụ được thực hiệntrong các tháp hấp thụ và tháp khử hấp thụ có cấu tạo kiểu tháp đĩa hoặc tháp đệm.Chất hấp thụ được dùng là các phân đoạn từ xăng nặng đến gazoil hoặc hỗn hợp củachúng Trước khi vào tháp hấp thụ nhiệt độ phải được làm lạnh đến nhiệt độ vừa phải:

từ 100C đến -300C

Phương pháp hấp phụ

Hấp phụ chọn lọc cũng là phương pháp tách khí thành các phân đoạn khí khácnhau có hiệu quả cao Chất hấp phụ thường dùng là than hoạt tính và SiO2 Còn đối vớiNhôm hoạt tính và Zeolit thì ít dùng hoặc không dùng

Nhôm hoạt tính dùng để tách nước, hấp phụ hyđrocacbon nặng thì không hiệu quả

do không giải hấp được hyđrocacbon nặng trong quá trình tái sinh do than hoạt tính có

ái lực mạnh với hydrocacbon nặng, nhưng không có ái lực mạnh với nước

Silicagel: Vừa khử nước, vừa tách tốt các hyđrocacbon nặng Chất hấp phụSilicagel được tái sinh bằng cách cho một dòng khí nóng nhiệt độ 200 ÷ 3000C qua tầnghấp phụ, than hoạt tính 300 ÷ 3500C

Đây là phương pháp hiệu quả tách C2+ trong khí tự nhiên Tách bằng phương pháphấp phụ có hiệu quả khi áp suất của dòng khí tương đối cao

Chương 3 Giới thiệu về nhà máy chế biến khí Dinh Cố

3.1 Tổng Quan về nhà máy chế biến khí Dinh Cố

3.1.1 Giới thiệu về nhà máy

Hình 3.1- Nhà máy chế biến khí Dinh Cố.

3.1.2 Sơ lược về nhà máy

Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được khởi công xây dựng ngày 4/10/1997, đây lànhà chế biến khí đầu tiên của Việt Nam Nhà thầu là Tổ hợp Samsung EnginerringCompany Ltđ (Hàn Quốc), cùng công ty NKK (Nhật Bản) Tổng số vốn đầu tư là 79triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công Ty Dầu Khí Việt Nam, nhà máy được xâydựng tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu với diện tích 89600

m2(dài 320m, rộng 280m), cách Long Hải 6 km về phía Bắc, cách điểm tiếp bờ củađường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km

Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, được dẫn vào bờtheo đường ống 16" và được xử lý tại nhà máy xử lý khí Dinh cố nhằm thu hồi khíkhô, LPG và các sản phẩm nặng hơn Phần khí khô được làm nhiên liệu cho nhà máyđiện Bà Rịa, nhà máy điện đạm Phú Mỹ

Năng suất nhà máy 5,9 triệu Sm3/ngày Các thiết bị được thiết kế vận hành liêntục 24h trong ngày (hoạt động 350 ngày/năm), còn sản phẩm sau khi ra khỏi nhà máyđược dẫn theo 3 đường ống 6" đến kho cảng Thị Vải

Sự ưu tiên hàng đầu của nhà máy là duy trì dòng khí khô cung cấp cho nhà máyđiện, việc thu hồi các sản phẩm lỏng từ khí thì ít được ưu tiên hơn

Ưu tiên đối với việc cung cấp khí khô cho nhà máy điện: Trong trường hợp nhucầu khí của nhà máy điện cao thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được giảm tốithiểu nhằm bù đắp cho thành phần khí.

Ưu tiên cho sản xuất các sản phẩm lỏng: Trong trường hợp nhu cầu khí của nhàmáy điện thấp thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được ưu tiên

Nhưng thực tế trong quá trình vận hành nhà máy, nhà máy đã tìm cách thu hồi sản phẩm lỏng càng nhiều càng tốt vì sản phẩm lỏng có giá trị cao hơn so với khí.

Trong hơn mười năm khai thác dầu (từ năm 1983 đến năm 1995), ta buộc phải đốtkhí đồng hành, điều này không chỉ làm lãng phí một lượng lớn nguồn tài nguyên thiênnhiên của đất nước mà còn gây ô nhiễm môi trường Bên cạnh đó cùng với sự phát triểnhàng loạt các mỏ khí thiên nhiên ở thềm lục địa phía Nam, đã thôi thúc chúng ta phảitìm những giải pháp thích hợp cho việc khai thác, sử dụng hợp lý nguồn tài nguyên quýgiá này

Tháng 5/1995 hệ thống thu gom khí đồng hành ở mỏ Bạch Hổ đã hoàn thành,điều này đánh dấu một bước phát triển quan trọng cho ngành chế biến khí ở Việt Nam.Chỉ tính riêng việc đưa khí vào sử dụng cho các nhà máy điện Bà Rịa với công suất 1triệu m3 khí/ngày đã tiết kiệm cho đất nước hơn 1 tỷ đồng mỗi ngày, chưa kể đến nhữnglợi ích khác kèm theo như ổn định sản xuất, giải quyết vấn đề việc làm, tránh lãng phí

và giải quyết vấn đề ô nhiễm môi trường,

Để từng bước khép kín quy trình sản xuất từ việc khai thác, vận chuyển, xử lý, chếbiến dầu khí, tận dụng triệt để nội lực góp phần công nghiệp hoá-hiện đại hoá đất nước,vào tháng 5/1999 PetroViệt Nam Gas đã vận hành nhà máy xử lý khí đầu tiên với năngsuất mỗi năm khoảng 250 nghìn tấn LPG và 100 nghìn tấn Condensate Nhà máy xử lýkhí Dinh cố ra đời với mục đích sau:

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

mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác ở ngoài khơi Việt Nam

 Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, nhàmáy điện đạm Phú Mỹ và làm nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác

 Thu hồi sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban đầunhư: LPG, Condensate

Khi đã đáp ứng nhu cầu trong nước, các sản phẩm LPG và Condensate sẽ xuấtkhẩu mang lại cho đất nước một nguồn ngoại tệ đáng kể

3.1.4 Cơ cấu tổ chức nhà máy

Hình 3.2- Cơ cấu tổ chức nhà máy

3.2 Nguyên liệu, các chế độ hoạt động và sản phẩm của nhà máy

3.2.1 Nguyên liệu đầu vào nhà máy

Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy chế biến khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hànhkhai thác từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông nên theo thời gian thì các thông số vật lý,thành phần cấu tử cũng như lưu lượng sẽ có sự thay đổi Vì vậy ở đây ta chỉ xét đếnnguồn nguyên liệu hiện tại

 Lưu lượng : 5,9 triệu m3 khí/ngày

 Hàm lượng nước : bão hòa tại điều kiện nhập liệu Hàm lượng nướcđược tách sơ bộ tại giàn, sử dụng tách loại nước bằng Glycol( DEG)

Bảng 3.1- Thành phần nguyên liệu đi vào nhà máy hiện tại

3.2.2 Mô tả các chế độ hoạt động của nhà máy

Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m3 khí/năm và có 3 giai đoạnvận hành theo các chế độ tương ứng nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm:

 Chế độ AMF (Absolute Minimum Facility): sản xuất Condensate ổn định với

công suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu Sm3khí/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động từ tháng10/1998

 Chế độ MF (Minimum Facility): sản xuất Condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hổn hợp Butane - Propane (LPG) với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu

Sm3khí khô/ngày, bắt đầu hoạt động vào tháng 12/1998

 Chế độ GPP (Gas Procesing Plant): sản xuất Condensate ổn định, khí khô, hỗn

hợp Butane và Propane được tách độc lập Giai đoạn này công suất khí đầu vào là 1,5

tỷ Sm3khí/năm, thu hồi Propane: 575 tấn/ngày; Butane 417 tấn/ngày; Condensate: 402tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu Sm3/ngày Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo –Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng cao

Hiện nay nhà máy đang vận hành ở chế độ GPP chuyển đổi, không tách riêng Butane và Propane.

 Hai thiết bị trao đổi nhiệt E-01, E-04.

 Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09

 Hai bình tách V-03, V-15

 Máy nén Jet Compressor EJ-A/B/C

b Sơ đồ công nghệ nhà máy vận hành theo chế độ AMF

c Mục đích

Chế độ AMF có khả năng đưa nhà máy sớm đi vào hoạt động Đây là chế độ hoạtđộng của nhà máy ở trạng thái cụm thiết bị hoạt động là tối thiểu, với mục đích nhằmcung cấp khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m3 khí/ ngày cho các nhà máy điện

và thu hồi Condensate với sản lượng 340 tấn/ngày Đây đồng thời cũng là chế độ dựphòng cho chế độ MF, GPP khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặccần sửa chữa, bảo dưỡng mà không có thiết bị dự phòng

d Mô tả chế độ vận hành

Khí đồng hành từ giàn nén trung tâm ngoài khơi theo đường ống 16″ ngầm dướibiển đến Slug Catcher (SC-01) ở áp suất 109 Bar, nhiệt độ 25,60C Tại đây Condensate,nước và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý

Áp suất của V-03 được điều khiển ở 75 Bar bởi các van điều khiển áp suất đặttrên đường ống dẫn khí trước khi vào tháp C-05, qua van điều khiển áp suất, nhiệt độcủa dòng ra khỏi van nhỏ hơn nhiệt độ tạo hydrat Hydrat được hình thành ở sau vanđiều khiển áp suất Tuy nhiên chúng sẽ tan ra khi vào tháp Rectifier bởi vì nhiệt độ làmviệc của thiết bị này cao (200C)

Dòng condensate từ V-03 được đưa tới tháp C-01 sau khi được gia nhiệt từ 200Clên 1010C tại thiết bị E-04A/B với dòng nóng có nhiệt độ 1940C đến từ đáy C-01 Mụcđích chính của việc trao đổi nhiệt này là bên cạnh sự thu hồi nhiệt thì còn tránh sự tạothành hydrat ở đầu ra của van FV-1701 Qua van này, áp suất giảm từ 75 Bar xuốngcòn 20 Bar, nhiệt độ vận hành được duy trì ở 720C cao hơn nhiệt độ hình thành hydrattrong điều kiện này là 11,60C

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa vào EJ-01A/B/C Mục đích của EJ-01A/B/C

là nén khí đi ra ở đỉnh C-01 từ 20 bar đến 45 bar và giữ cho áp suất của C-01 ổn định ở

20 Bar Jet Compressor bao gồm 3 Ejector năng suất của chúng là 50%, 30%, 20% củatổng dòng Đặc điểm quan trọng của Ejector là phạm vi hoạt động nhỏ vì thế nên mớikết hợp ba Ejector vào hoạt động Điều khiển áp suất hoạt động của tháp tách Ethane ở

20 Bar bởi dòng bypass Khi áp quá cao mà Ejecter hoạt động hết công suất vẫn khôngthể giảm áp suất của C-01 xuống 20 Bar thì sẽ xả khí ra đuốc

Dòng ra khỏi EJ-01A/B/C sẽ cùng với dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưavào đỉnh tháp C-05 để tách lỏng từ khí ở nhiệt độ 20,70C, áp suất 45 Bar Phần đỉnh củatháp hoạt động như một thiết bị tách khí-lỏng

Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa đến đường dẫn khí Sales Gas cung cấpcho các nhà máy điện Van điều chỉnh áp suất PV-1114A đặt trên đường ống để điềukhiển áp đầu ra ở nhà máy là 54 bar

Dòng lỏng từ đáy C-05 là dòng nguyên liệu nhập liệu tại đỉnh tháp C-01 Áp suấthơi của Condensate được giảm và được điều chỉnh trong tháp C-01 dưới áp suất khíquyển nhằm phù hợp cho việc tồn chứa tại TK-21 Với ý nghĩa đó, trong chế độ AMF,C-01 có chức năng là tháp ổn định Condensate Trong đó phần lớn hydrocacbon nhẹhơn Butane được tách khỏi Condensate nhờ được gia nhiệt đến 1940C bởi thiết bị đunsôi lại E-01A/B Khí ra ở đỉnh tháp C-01 có nhiệt độ 640C được trộn với khí thươngphẩm bằng EJ-01A/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 rađường ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa vào bồn chứa TK-21

- Thông số vận hành: