Thiết kế dây chuyền công nghệ một nhà máy chế biến khí tự nhiên

Phần i : Giới thiệu chung về khí tự nhiên và khí đồng hành I .Thành phần và các đặc tính của khí tự nhiên và khí đồng hành: Những cấu tử cơ bản của khí tự nhiên và khí đồng hành là: metan,etan,propan, butan(normal và iso).Khí tự nhiên được khai thác từ các mỏ khí, còn khí đồng hành được khai thác từ các mỏ dầu đồng thời với quá trình khai thác dầu mỏ.Thành phần những cấu tử cơ bản trong khí thay đổi trong một phạm vi khá rộng tùy theo mỏ dầu khai thác. Ngoài ra trong thành phần khí tự nhiên và khí đồng hành còn có H20, H2S cùng các hợp chất chứa lưu huỳnh,CO2 ,N2 và heli. Khí tự nhiên được khai thác tại vùng trũng Nam Côn Sơn (các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Hồng Ngọc) có chứa tới 96% metan,2% etan, 1% cacbondioxit và 1% các khí khác. Nền công nghiệp khí ở nước ta phát triền mạnh mẽ đó là nhờ nguồn khí tự nhiên và khí đồng hành có tiềm lượng lớn . Nếu chúng ta khai thác và sử dụng tốt nguồn tài nguyên này thì sẽ rất có giá trị .Đất nước ta cũng đã và đang phát triển các nhà máy chế biến khí : Nhà máy khí GPP Dinh Cố - Vũng Tàu đã đi vào hoạt động (10/1998) ; Nhà máy GUP Nam Côn Sơn cũng đã đi vào hoạt động (12/2002) ; Nhà máy điện Phú Mỹ 1,2 ; Nhà máy đạm Phú Mỹ ; chúng ta đang phát triển tiếp chương trình khí điện đạm số 2 Cà Mau- Cần Thơ . Thuận lợi khí ở Việt Nam ít CO2 , H2S và trữ lượng tương đối lớn : * Cụm mỏ bể sông Hồng: Trữ lượng 250 tỷ m3(Tiền Hải-Thái bình) * Cụm mỏ bể Cửu Long: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby Trữ lượng khoảng 14 tỷ m3 * Cụm mỏ bể Nam Côn Sơn: Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh, Trữ lượng khí Lan Tây, Lan Đỏ: 58 tỷ m3 * Cụm mỏ bể Malay - Thổ Chu: Bunga Orkid, Bunga Parkmar, Bunga Raya Trữ lượng khoảng 85 tỷ m3 Cùng với tiềm lượng lớn khí tự nhiên và khí đồng hành lại có những đặc tính rất ưu việt , từ chúng sản xuất xăng khí , nhiên liệu đốt lò , LPG , LNG , trong lĩnh vực tổng hợp hữu cơ hoá dầu là nguồn nguyên liệu quan trọng tổng hợp etylen , axetylen , phân đạm , etanol , metanol , nhựa , oxit etylen , chất hoạt động bề mặt và rất nhiều sản phẩm hoá học khác . Sở dĩ khí tự nhiên và khí đồng hành có ứng dụng lớn như vậy là bởi vì thành phần chính của chúng là khí Metan (CH4) , bên cạnh đó có C2H6, C3H8 , C4H10 , C5H12 , ngoài ra còn có các tạp khác như : H2O ; khí axit H2S , CO2 ; các hợp chất hữu cơ chứa S : COS , CS2 , RSH , N2 , Heli , ...Sau đây là một số thống kê thành phần trung bình của một số mỏ khí trên thế giới : Thành phần trung bình khí tự nhiên STT Nước – Mỏ khí C1 C2 C3 C4 C5 CO2 H2S N2 1. Angieri - Hassi R’Mel 83,7 6.8 2.1 0.8 0.4 0.2 - 5.8 2. Nga - Tây Sibia 99.0 0.05 0.01 0.003 0.001 0.5 - 0.4 3. Nga – Uzebekistan 87.2 1.99 0.32 0.13 0.15 3.6 5.50 1.11 4. Việt Nam - Tiền Hải 87.6 3.1 1.2 1.0 0.8 3.0 - 3.3 5. Việt Nam - Rồng tự do 84.0 6.0 4.0 2.0 2.0 4.0 - 10.0 II. Đường đẳng nhiệt ngưng tụ khí thiên nhiên và khí dầu Khí của mỏ Condensat cũng như khí đồng hành có hàm lượng metan có thể đạt tới 75-95%. Trong thành phần của mỏ khí Condensat có thể chứa các hidrocacbon nặng đến C25, mà trong điều kiện bình thường (t=00C; P = 9,81.104 Pa) là chất lỏng. Các hidrocacbon lòng này là nguyên liệu để nhận xăng khí, khí hoá lỏng và các hoá chất khác. Vì vậy cần phải thu hồi được càng nhiều càng tốt các hidrocacbon nặng bằng các phương pháp khác nhau. Vấn đề được đề cập tới trước tên là xác định điều kiện để khí thiên nhiên và khí đồng hành chuyển sang thể lỏng, nghĩa là ngưng tụ. Giản đồ phụ thuộc áp suất và nhiệt độ của đơn chất (thí dụ etan) trình bày trong hình 1, Từ đồ thị ta thấy trong một số điều kiện etan có thể tồn tại ở thể lỏng hoặc thể khí. Đường cong AC trong hình là đường áp suất hơi bão hoà, phía trên đường này etan tồn tại ở trạng thái cân bằng giữa các pha lỏng và khí. Với nhiệt độ và áp suất bất kỳ không ứng với các điểm của đường AC etan sẽ tồn tại trong một pha lỏng hoặc khí. Tăng áp suất hơn đường cong này, thì có khả năng làm bay hơi, nghĩa là chuyển chúng v ào thể khí. Quá trình này gọi là quá trình thuận. Điểm C trên hình 1. giới hạn đường con áp suất hơi bão hoà, gọi là điểm tới hạn của hệ. Trên điểm này vật chất tồn tại trong pha khí và không thể chuyển thành pha lỏng với bất kỳ áp suất nào. (Hinh 1) Khác với đơn chất, hỗn hợp các nguyên tố khí thiên nhiên có quá trình chuyển pha khác nếu như chúng cũng được nén trong thể tích như vậy. Trong vùng áp suất cao diễn ra quá trình ngược lại, khi tăng áp suất diễn ra quá trình bay hơi, còn khi giảm áp suất - ngưng tụ. Các quá trình này được gọi là ngược: ngưng tụ ngược, bay hơi ngược. Trạng thái của hỗn hợp các thành phần khí thiên nhiên khi chịu tác động của nhiệt độ và áp suất khác nhau được trình bày bằng đường ABCD của hình 2. Điểm tận cùng bên phải C cho biết nhiệt độ, cao hơn giá trị đó không thể tồn tại thể lỏng. Nó thường được gọi là nhiệt độ tới hạn ngưng tụ (tt.h.n.t). Điểm B là nhiệt độ tới hạn thứ hai của hỗn hợp (tt.h.n.t). Như vậy, khới với khí đơn chất, chỉ có một điểm điểm tới hạn C, hỗn hợp khí hidrocacbon có hai điểm tới hạn. Xét hai trường hợp thay đổi trạng thái của một hỗn hợp khí khi giảm áp suất: một ben trái điểm B, thứ hai -bên phải. 1. Thay đổi trạng thái hỗn hợp khí theo đường abc và khi nhiệt độ t1 < (tt.h.n.t). Tại điểm a có một pha lỏng. Giảm sáp suất trong khoảng ab không tạo thành pha khí. Tại điểm b chất lỏng bắt đầu sôi hoặc bay hơi, AbB là đường bắt đầu sôi hoặc bay hơi. Lượng pha khí tăng khi giảm áp suất. Trong trường hợp này ta có quá trình thuận. 2. Thay đổi trạng thái hỗn hợp theo đường emnk khi nhiệt độ (tt.h.n.t) tt.h.n.t) và thấp hơn nhiệt độ tới hạn ngưng tụ (t2 >tt.h.n.t). Các quá trình trên trong điều kiện thiên nhiên quan sát thấy trong các mỏ khí condensat. Các mỏ này, nằm ở chiều sâu lớn hơn 1500m, hỗn hợp hidrocacbon có trạng thái một hoặc hai pha, mỏ có áp suất và nhiệt độ cao, thừa số khí lớn (từ 1000 đến 100000 m3 khí trongc 1m3 condensat), trong condensat có chứa các hidrocacbon nặng. Khi đi lên đến bề mặt của mỏ trong thành phần khí sẽ chứa lượng đáng kể condensat (800cm3/1m3 khí), khối lượng chính của nó được lấy ra trong tháp tách nhờ giảm nhanh nhiệt độ và áp suất khí trong ống lồng đặt ngay gần các tháp tách này. Trong hình 3, trình bày đồ thị phụ thuộc lượng condensat tách ra từ khí vào áp suất và nhiệt độ của tháp tách. Đường cong này gọi là đường đẳng nhiệt ngưng tụ, vì nó đặc trưng cho lượng condensat sinh ra từ khí ở nhiệt độ cố định và áp suất khác nhau. áp suất tại đó sinh ra nhiều condensat nhất gọi là áp suất ngưng tụ cực đại. áp suất này dao động trong khoảng 5,4 - 8,34 MPa đối với phần lớn các mỏ khí condensat. Để nhận được nhiều condensat hơn khi khai thác mỏ khí condensat đôi khi sử dụng việc làm lạnh sâu khí (hình 3.b). Làm lạnh sâu khí có thể thực hiện được hoặc trong máy lạnh chuyên dụng, hoặc bằng cách điều chỉnh áp suất cao của khí trong ống lồng. Condensat nhận được trong các thiết bị tách trong quá trình làm lạnh sâu khí (xem hình 3.b) cần được cố định hoá bằng cách giảm dần áp suất trong bể chứa condensat. Nhờ hạ dần áp suất lượng condensat ổn định nhận được cao hơn. Nếu condensat nhận được trong tháp tách nhờ quá trình làm sâu khí sau đó được ổn định bằng cách giảm đột ngột áp suất, nghĩa là condensat từ tháp tách được đưa ngay vào bể dưới áp suất thường, thì sản lượng condensat ổn định sẽ thấp hơn nhiều so với làm lạnh bình thường khí trong tháp tách. Hiện tượng này có thể giải thích như sau khi giảm đột ngột áp suất, từ tháp tách trước tiên các hidrocacbon nhẹ (C2, C3, C4) sẽ chảy mạnh ra, cuốn theo lượng lớn hidrocacbon nặng (C5+), mà ở điều kiện thường là chất lỏng. (hinh 3) Nếu thu hồi khí từ mỏ condensat tiến hành ở áp suất khác với áp suất ngưng tự cực đại, thí dụ ở p1 (hình 3.b), thì trong ống dẫn khí sẽ tạo thành condensat khi hạ áp suất, tích tụ lại trong các vị trí thấp của ống dãn khí và làm giảm công suất chảy của ống. Ngoài ra, hiện tượng tắc ống dẫn khí cũng quan sát thấy khi nhiệt độ vận tải khí trong ống thấp hơn nhiệt độ khí trong tháp tách. Do đó tách khí của mỏ condensat cần tiến hành ở áp suất ngưng tụ cực đại và nhiệt độ trong tháp tách cần thấp hơn hoặc bằng nhiệt độ có thể có trong ống dẫn khí. Khi đó condensat không tạo thành trong ống dẫn và ống dẫn có thể làm việc với công suất cực đại. Nếu các điều kiện trên đây không được tuân thủ, nghĩa là tách khí khỏi condensat không diến ra ở áp suất ngưng tụ cực đại và nhiệt độ trong tháp tách cao hơn nhiệt độ khí trong ống dẫn khí (thường rất hay xảy ra trong thực tế), trong các trường hợp này nên đặt buồng ngắt dòng (xem hình 4), cho phép loại hết condensat ngưng lại trong ống dẫn. (hinh 4) Như vậy dựa vào cơ sở lý thuyết về đường đẳng nhiệt ngưng tụ khí tự nhiên và khí dầu ta sẽ đưa ra một số sơ đồ công nghệ chế biến khí tự nhiên sau đây: phần II : Một số sơ đồ công nghệ chế biến khí tự nhiên. I. Sử dụng nhiệt lạnh nhận được tiết lưu trong ống lồng để làm khô khí và thu hồi condensat. Phần lớn mỏ khí thiên nhiên trong giai đoạn đầu chế biến có áp suất cao, đôi khi đạt tới 49,1 MPa. Khí thiên nhiên áp suất cao nhận được nhiệt lạnh nhờ thiết bị đặc biệt, gọi là tháp tách nhiệt độ thấp (TTNĐT). Trong thiết bị TTNĐT nhiệt độ âm tạo thành nhờ tiết lưu ( giảm sáp suất) khí áp suất trong ống lồng. Thực tế cho thấy, khi tiết lưu khí trong ống lồng 9,81. 104 Pa(1kg/cm2) nhiệt độ khí trung bình giảm 0,3oC (hệ số Jonh- Tomson). Nhờ ống lồng giảm áp suất khí thiên nhiên đi 100kg/cm2 thì nhiệt độ của khí giảm đi 30oC, khi đó tạo thành lượng đáng kể nước và condensat hidrocacbon. Trong công nghiệp khí ứng dụng hai hệ thống TTNĐT chính. Trong hệ thống thứ nhất (hình 5) không tạo thành dạng hidrat trước ống lồng 2. Thiết bị TTNĐT (hình 5) làm việc như sau. Khí từ giếng khoan, nếu có nhiệt độ không đủ cao, đi vào thiết bị nung nóng 1, sau đó vào ống ruột gà 5 đặt ở phần dưới tháp tách 4. Từ ống ruột gà 5 khí đi vào trao đổi nhiệt 8 và được làm lạnh trong đó đến nhiệt độ cao hơn nhiệt độ tạo hidrat 2-3oC và được dẫn tiếp vào tháp tách nước 10, sau đó vào ống lồng 2, trong đó diễn ra quá trình tiết lưu khí đến áp suất bằng áp suất trong ống dẫn khí chính. Khi tiết lưu trong ống lồng ,nước và condensat hidrocacbon ngưng tụ và hidrat tạo thành. Hidrat lắng trong tháp tách 4, nằm dưới mức condensat được nung nóng bằng khí nóng đi qua ống ruột gà 5 để phá huỷ hidrat. (hinh 5) Khí lạnh từ tháp tách 4 qua van ba thông 3 đi vào khoảng không giữa các ống của trao đổi nhiệt 8 và từ đó vào ống thu khí khô. Nhiệt độ khí trước ống lồng giữ ở mức cho trước nhờ điều chỉnh nhiệt 9. Nếu khí trước TTNĐT có nhiệt độ cao, thì thiết bị nung nóng 1 không cần lắp đặt. Nâng nhiệt độ condensat trong ống ruột gà 5 được điều chỉnh bằng cách đưa khí ấm dọc theo đường vòng 7. Nếu áp suất trong ống lồng của thiết bị TTNĐT giảm đi một lượng nhỏ hơn 6,86-7,36 MPa, thì điểm sương của khí thường tăng cao và trong ống thu hồi từ khí không làm khô hoàn toàn sẽ tạo thành hidrat. Để giữ giá trị điểm sương ban đầu cần hạ nhiệt độ khí trước ống lồng xuống thấp hơn nhiệt độ tạo thành hidrat ở sáp suất xác định nhờ trao đổi nhiệt. Trong trường hợp này hidrat có thể tạo thành trước ống lồng. Để hidrat không tạo thành trước ống lồng và điểm sương của khí khô được đúng giá trị mong muốn, trên diện tích khai thác khí trang bị thiết bị tách nhiệt độ thấp thứ hai. Thiết bị loại này được trình bày trong hình 6. Nó làm việc như sau. Khí từ ống khoan theo đường ống, trước tiên đi vào tháp tách xoáy, dòng thẳng 2, trong đó diễn ra quá trình tách chất lỏng. Sau đó khí đi vào máy lạnh 3 dạng "ống trong ống", ở đó nhiệt độ của nó giảm xuống nhờ khí lạnh áp suất thấp đến từ tháp tách 5. Để ngăn sản sự hình thành hidrat trong máy lạnh, thêm DEG loãng vào dòng khí (đôi khi metanol) trước khi vào máy lạnh. Khí lạnh, áp suất cao cùng với DEG tiết lưu trong ống lồng 4 và đi vào tháp tách nhiệt độ thấp 5 trong tháp có trang bị mặt sàng để bẫy các giọt nước được cuốn theo khí. Khí lạnh, khô, áo suất thấp (5,9 MPa) qua van ba thông được chuyển toàn bộ hoặc một phần đến trao đổi nhiệt (máy lạnh) 3 và qua nó đi đến ống dẫn khí 7 nối với ống thu hồi 9. Trên ống dẫn 7 lắp màng đo 8 để truyền giá trị thay đổi áp suất đến manomet điều chỉnh. Condensat từ tháp tách 5 tự động đi vào thể tích 10, ở đó diễn ra quá trình tách (lắng) nước ngưng tụ cùng DEG và condensat hidrocacbon. Nước ngưng tụ được đưa vào tháp bay hơi - giải hấp nhờ máy bơm 11 đổ vào tia khí trước máy lạnh. Trong tháp bay hơi giải hấp tiến hành hoàn nguyên DEG và condensat hidrocacbon. Nước ngưng tụ được đưa vào tháp bay hơi - giải hấp nhờ máy bơm 11 đổ vào tia khí nước máy lạnh. Trong tháp bay hơi - giải hấp tiến hành hoàn nguyên DEG. Condensat hidrocacbon thường được loại khí từng bước nhờ giảm áp suất hai hoặc ba bậc hoặc được thu hồi bằng máy bơm và đưa vào nhà máy chế biến khí hoặc phân xưởng phân đoạn khí. (hinh 6) II. Làm khô và tách condensat từ khí thiên nhiên trên thiết bị hấp phụ Làm khô và tách condensat từ khí thiên nhiên có thể thực hiện trong thiết bị hấp phụ, nghĩa là trong thiết bị mà hơi nước và hidrocacbon nặng được chất hấp phụ rắn hấp phụ ở nhiệt độ (+5 đến +40oC). Khi đó loại nước và tách condensat ra khỏi khí có thể đạt tới mức hoàn toàn, nên trong ống dẫn khí không tạo thành hidrat hoặc không tích luỹ condensat ngay cả ở nhiệt độ âm (-250oC). Trong tháp hấp thụ sử dụng hai loại hoạt độ (khẳ năng hấp thu) của chất hấp thụ - tĩnh và động. Hoạt động tĩnh đặc trưng cho trạng thái đương thời của chất hấp thu trong điều kiện hiện tại của thiết bị. Hoạt động tĩnh và hoạt động của chất hấp thu được xác định bằng số gam hidrocacbon và hơi nước háp thu rắn có hiệu quả cao. Quá trình hấp phụ được ứng dụng từ lâu để hấp thu sâu hơi nước từ khí thiên nhiên, đồng thời cũng được dùng để hấp thu propan - butan và các hidrocacbon nặng hơn nhưng với mức độ ít hơn. Thực nghiệm chứng tỏ rằng, hidrocacbon hấp phụ trên bề mặt chất hấp thu với năng lượng khác nhau, phụ thuộc vào nặng lượng hấp thụ và độ đàn hồi hơi hidrocácbon. Độ đàn hồi của hơi hidrocacbon càng cao, nghĩa là trong khí hàm lượng nguyên tố nhẹ càng cao, chúng được giữa trên bề mặt chất hấp thụ càng yếu. Do đó, metan được giữ trên chất hấp phụ yếu hơn so với etan, còn etan yếu hơn propan... Như vậy, chất hấp thụ trước tiên hấp thụ các hidrocacbon có nhiệt độ sối cao, nghĩa là hidrocacbon lỏng (C5+), sau đó là hidrocacbon nhiệt độ sôi thấp (C3, C4), nó được bão hoà dần và có thể có một thời điểm khi các hidrocacbon nói trên không hấp thụ và cuốn lớp chất bị hấp thụ và cuốn lớp chất bị hấp thụ không giữ chặt trên đó. Để nhận được nhiều condensat hơn cần được giảm bớt thời gian của một chu trình hấp thụ. Giảm thời gian hấp thụ có thể thực hiện bằng cách giảm lượng hơi nước được hấp thụ và do đó tăng lượng hidrocacbon hấp phụ. Thời gian để đạt được bão hoà càng ngắn càng nhận được lượng condensat lớn hơn. Rút ngắn đáng kể chu trình hấp phụ kích thước tháp cũng thu nhỏ lại. Do đó thời gian sau này thiết bị hấp thụ chu trình ngắn (HPCTN) được ứng dụng rộng rãi để tách condensat xăng (C5+) và propan - butan từ khí. Thời gian của các chu trình đối với HPCTN đôi khi đạt tới 20-30 phút, trong khi của thiết bị thường với chu trình dài là 8-12 giờ. Một trong những điều kiện để quá trình tiến hành thuận lợi trên thiết bị HPCTN là sự làm việc liên tục của van ba thông tự động, độ khít cao với mục đích chuyển đổi nhanh các dòng khí đi qua tháp hấp thụ và giải hấp. Giản hời gian chu trình trong HPCTN thường bị hạn chế bởi quá trình giải hấp chậm các hidrocacbon trong phân đoạn xăng. Nếu với thời gian của chu trình cực tiểu không cho phép hoàn nguyên chất hấp thụ, sẽ dẫn tới giảm hoạt độ động trong các chu trình làm việc sau của thiết bị. Thiết bị HPCHN có thế làm việc với chu trình hoàn nguyên kín hoặc hở. Xem xét thiết bị dạng nhứ nhất (hình V.7), nó làm việc như sau. Khi thiên nhiên theo đường I trước tiên đi vào tháp tách C1, ở đó diễn ra việc tách khí ra khỏi chất lỏng giọt. Khí ra khỏi tháp tách C1 được chia thành ba dòng: một dòng gồm 80% tổng lượng khí được đưa vào tháp hấp phụ A1, ở đó hơn nước, phân đoạn propan - butan và hidrocacbon nặng (C5+) được lấy ra; dòng thứ hai gồn 10% tổng lượng khí dùng cho giải hấp, đi qua lò nung P, nung nóng đến 300-3500C đi vào tháp hấp phụ A3 để làm lạnh và chuẩn bị cho chu trình mới. Khí nóng từ tháp hấp phụ A2, bão hoà hơi nước và hidrocacbonnặng qua tháp ngưng tụ K đi vào tháp tách C2, trong đó diễn ra sự phân tách pha khí và pha lỏng ngưng tụ. Khí đã làm khô và loại xăng từ tháp tách C2 được dẫn vào đường ống chính II hoặc đi hấp phụ lại, nước thải ra kênh thải, còn condensat hidrocacbon đi vào các bể E1, E2, E3. Trong bể hạ dần áp suất và condensat được ổn định hoá. Sau đó thiết bị được lập chương trình sẵn sẽ nhanh chóng tự động vặn khoá và đưa 80% khí vào tháp hấp thụ A3 để hấp thu condensat và hơi nước từ nó. Chất hấp thu trong tháp hấp thu A1 được hoàn nguyên bằng khí nóng lấy từ lò nung P, cò n chất hấp thu trong thấp hấp phụ A2 được làm lạnh bằng khí lạnh và .v.v... (hinh 7) Như vậy, toàn bộ chu trình của quá trình hấp phụ được chia thành hai pha, đi lần lượt qua từng thiết bị: hấp phụ và giải hấp. Giải hấp lại được chia thành giải hấp nóng và lạnh. Trong pha hấp phụ diễn ra quá trình hấp thu hơi ẩm và hidrocacbon nặng bằng chất hấp phụ; trong pha giải hấp nóng - loại các hidrocacbon và nước hấp thu trước đây ra khỏi bề mặt chất hấp phụ, còn trong pha giải hấp lạnh kết thúc quá trình giải hấp bằng cách truyền nhiệt từ các lớp trên chất hấp phụ vào các lớp dưới. Đồng thời chất hấp phụ được làm lạnh để chuẩn bị cho chu trình mới. Các quá trình công nghệ trong táp hấp thụ và giải hấp A của thiết bị HPCTN như sau: Qúa trình trong thiết bị Khoá mở Khoá đóng Hấp phụ A1 1; 5 2; 3; 4 Giải hấp : - Nóng A2 7;9 6; 8; 10 - Lạnh A3 13; 14; 16 11; 12; 15; 17 Thiết bị HPCTN có thể được xây dựng với hai tháp hấp phụ. Khi đó thời gian của mỗi pha hấp phụ và giải hấp (nóng + lạnh) chiếm 50% toàn bộ thời gian của chu trình, và có thể xây dựng với bốn tháp hấp phụ. Thiết bị HPCTN với chu trình hoàn nguyên kín khác với các thiết bị tương tự nhưng với chi trình hở là có thổi khí (nén khí) để nung nóng khí giải hấp theo chu trình kín.Hiệu quả làm việc của thiết bị PCNT phụ thuộc vào các yếu tố sau: 1) công suất, nghĩa là lượng khí đi qua thiết bị; 2) Thời gian của chu trình và sự phân bố thời gian giữa các pha (hấp phụ, giải hấp); 3) thành phần khí thiên nhiên; 4) chiều cao lớp hấp thụ... Tăng công suất thiết bị, nghĩa là tăng vận tốc dòng khí trong sơ đồ, làm giảm hiệu quả làm việc của thiết bị PCTN. Tăng công suất thiết bị tăng thất thoát hidrocacbon nặng thoát ra cùng khí, nghĩa là lượng lớn hidrocacbon này không bị chất hấp phụ hấp thu. ứng dụng thiết bị HPCTN cho các trường hợp khi hàm lượng hidrocacbon nặng (C5+) sau tháp tách C1, không vượt quá 30cm3/m3 khí, còn hàm lượng phân đoạn propan - butan bất kỳ. Chiều cao lớp chất hấp phụ có thể ảnh hưởng đáng kể lên thiết bị PCTN, lớp hấp phụ càng cao thiết bị làm việc càng hiệu quả, nghĩa là quá trình làm thô và hạ độ béo phì thiên nhiên thực hiện càng hoàn toàn. Nhưng khi tăng mạnh chiều cao lớp hấp phụ (cao hơn 5m) dẫn đến tăng đáng kể (1,5 lần) sự chênh lệch áp suất trong tháp hấp phụ. Vì vậy chiều cao tối ưu lớp hấp phụ coi là 3 đến 5m. Một trong những ưu điểm quan trọng của thiết bị HPCTN là quá trình có thể diễn ra ở áp suất khác với áp suất ngưng tụ cực đại trong quá trình tách nhiệt độ thấp, mà không có nguy cơ giảm lượng condensat hình thành cũng như tạo thành dạng hidrat trong ống dẫn khí. Tuy nhiên thiết bị này có một khuyết điểm lớn là phải sử dụng các van có độ khít cao và đắt. Các van này làm việc dưới áp suất lớn và nhiệt độ cao (đến 50oC), do đó vòng khít và mặt van nhanh chóng phải thay thế. Van nén ba thông giảm đáng kể lượng giao thông công nghệ và giải phóng các đường điện phức tạp vào van. III. Thu hồi condensat từ khí thiên nhiên và khí dầu trong thiết bị (nhà máy) hấp thụ dầu. Thiết bị hấp phụ dầu (HTD) thường ứng dụng cho các khí thiên nhiên và khí dầu rất béo, để có thể thu hồi sâu hơn các hidrocacbon nặg (C5+), cũng như propan-butan so với trên thiết bị tách nhiệt độ thấp và hấp thụ. Trên thiết bị hấp phụ dầu dưới áp suất 12,7 MPa thu hồi được đến 100% hidrocacbon nặng (C5+), 90% butan (C4) và 60% propan (C3) ở nhiệt độ khí trong tháp hấp thụ 30-35oC. ở điều kiện này trong thiết bị hấp thụ chu trình ngắn có thể thu hồi 80% hidrocacbon nặng (C5+),60% butan và 40% propan. Trong khi đo thiết bị tách nhiệt độ thấp làm việc, thí dụ, ở nhiệt độ khí trong tháp tách -15oC và áp suất ngưng tụ cực đại, có thể thu hồi được 70% hidrocacbon nặng (C5+), 50% butan và khoảng 30% propan. Từ so sánh sản lượng phân đoạn hidrocacbon cho thấy, chế biến khí thiên nhiên và khó đồng hành trên thiết bị hấp thụ dầu có hiệu quả cao nhất. Tuy nhiên làm việc của các thiết bị này có một khuyết điểm lớn so với các thiết bị kể trên là: không thể tiến hành làm khô khí. Do đó, xây dựng thiết bị hấp thụ dầu đồng thời cần xây dựng làm khô khí với DEG và TEG. Hình 8 là sơ đồ công nghệ thiết bị hấp thụ dầu kích thước nhỏ. Nó làm việc như sau: Khí đồng hành sau khi tách bậc hai và ba trộn cùng khí lấy từ bộ phận chuẩn bị dầu mỏ, sau khi nén theo đường 1, qua máy làm lạnh 2 đưa vào tháp hấp thụ. Khi khí chuyển động trong tháp hấp thụ từ dưới lểntên hidrocacbon nặng được chất hấp thụ chảy từ trên xuống theo các địa hấp thu. Khí không béo chảy qua vùng bẫy giọt 4, trong đó chất hấp thụ bị khí cuốn theo được bẫy lại, khí đi vào ống dẫn chính dẫn đưa đi tiêu thụ. Chất hấp thụ "béo" bão hoà hơi hidrocacbon nặng qua thiết bị điều chỉnh mức từ dưới tháp hấp thụ đi vào tháp phong hoá 5. Do áp suất trong pháp phong hoá hơi thấp hơn trong tháp hấp thụ 3 nên phần lớn metan và etan hoà tan trong chất hấp thụ được tác ra. Từ tháp phong hoá 5 chất hấp thụ "béo" trước tiên được đưa vào trao đổi nhiệt 6, trong đó được chất hấp thụ tuần hoà từ phần dưới tháp giải hấp 8 nung nóng lên, sau đó qua lò nung 7. Trong lò nung chất hấp thụ "béo" nung nóng đến nhiệt độ khoảng 250oC, sau đó đỏ vào phần giữa của tháp giải hấp 8, ở đây do nhiệt độ cao và áp suất thấp hidrocacbon tách ra khỏi chất hấp thụ bão hoà. Để đẩy mạnh quá trình giải hấp, trao đổi nhiệt nhờ nhiệt của chất hấp thụ nóng lấy từ dưới tháp giải hấp 8. Hơi hidrocacbon nặng từ trên tháp tháp giải hấp 8 cùng với khí phong hoá đi vào máy lạnh 10, trong đó nó được ngưng tụ. Condensat cùng với khí phong hoá đi vào tháp tách 11, từ đó một phần condesat được máy bơm 14 thu và đưa đi tưới tháp giải hấp 8, phần còn lại được đưa vào bể condesat không ổn định 17. Chất hấp thụ nóng từ phần dưới tháp giải hấp 8, đi lần lượt qua các trao đổi nhiệt 9 và 6, sau đó đổ vào máy lạnh 12, trong đó nhiệt độ của nó giảm xuống đến 20oC. Chất hấp thụ lạnh nhờ máy bơm 13 được đưa vào tưới trên tháp hấp thụ 3 và chu trình của chất hấp thụ tuần hoàn được lặp lại. Làm lạnh chất hấp thụ nóng trong máy lạnh 12. Trong máy lạnh 10 việc ngưng tụ hơi hidrocacbon nặng tách ra từ chất hấp thụ "béo" trong tháp giải hấp 8, thực hiện được nhờ tuần hoàn kín nước làm lạnh trong thùng làm lạnh 16 và máy bơm nén 15. (hinh 8) Thiết bị hấp thụ kích thước nhỏ nói trên có công suất khoảng 145000m3 khí/ngày, còn theo xăng không ổn định là 9tấn/ngày. Lượng dầu tuần hoàn - khoảng 69 lit/phút. Từ tường trình trên về quá trình ta thấy có sự trao đổi chất qua bề mặt phân chia giữa hai pha trong quá trình hấp thụ, nghĩa là chuyển đất từ pha khí sang pha lỏng(trong chất hấp thụ). Chất bị hấp thụ (khí) hoà tan trong chất hấp thụ (lỏng). Sự hoà tan này phụ thuộc vào một loạt yếu tốt, chủ yếu là áp suất và nhiệt độ trong tháp hấp thụ, cũng như phân tử lượng chất hấp thụ. Chất hấp thụ thường dùng để hấp thu hidrocacbon từ khi là dầu nhờn nhẹ và kerosin với phân tử lượng 100-140. Các chất hấp thụ này dưới áp suất cao (khoảng 9,81 MPa) tiếp xúc với khí thiên nhiên và khí đồng hành hấp thụ mạnh propan - butan và các hidrocacbon nặng và được chuyển đi hoàn nguyên trong tháp bay hơi (giải hấp), hồi phục, làm lạnh và lại được đổ vào tháp hấp thụ. Như vậy, chất hấp thụ hoàn thành một chu trình kín và một phần có thể bị thất thoát cùng với khí khi nung nóng trong tháp bay hơi. Lượng mất mát chất hấp thụ trong tháp bay hơi sẽ càng lớn nếu nhiệt độ nung nó càng cao và phân tử lượng của nó càng thấp. Tuy nhiên thực tế cho thấy, chất hấp thụ càng nhẹ, nghĩa là phân tử lượng càng nhỏ, và do vậy tỷ trọng càng thấp thì hiệu quả hấp thụ hidrocacbon nặng từ khí của nó càng cao. Nhìn chung, chi phí chất hấp thụ cho một m3 khí phụ thuộc vào thành phần khí, mức tách hidrocacbon, áp suất và nhiệt độ trong tháp giải hấp trung bình là 0,5 đến 2,51. Do vậy, trong thời gian sau này khi tách khí với thừa số condensat cao sử dụng chất hấp thụ là condensat ổn định và lạnh, cho phép thực hiện quá trình không cần tuàn hoàn lại trong hệ và đơn giản hóa đáng kể thiết bị và do đó giảm chi phí điện năng cho quá trình tách. Condensat ổn định được đưa vào trước trao đổi nhiệt 3 (hình 6) và sẽ tăng năng suất condensat lên 50 - 60%. Ngoài ra, hiệu quả hấp thụ của chất hấp thụ hidrocacbon nặng từ khí tăng đáng kể nếu nhiệt độ của nó giảm đi (-50C), còn áp suất trong tháp hấp thụ tăng lên. Quá trình tách condensat trên thiết bị hấp thụ dầu chia thành hai giai đoạn: 1) hấp thụ dầu và 2) phân đoạn khí, nghĩa là tách khí hấp thụ trong tháp giải hấp hoặc tháp bay hơi. Phân đoạn khí có thể được diễn ra theo hai phương án: 1) tách lần lượt các nguyên tố nặng và 2) tách phân đoạn rộng hidrocacbon sau đó tách lần lượt chúng thành các nguyên tố trong các tháp phân đoạn riêng rẽ. Thực tế cho thấy phương án hai kinh tế hơn và nhận được phân đoạn propan, butan và hexan sạch hơn. ở Mỹ tỷ phần hấp thụ dầu chiếm 95% tổng khối lượng khí chế biến và ở Canada là 80%. IV. Công nghệ chế biến condensat từ khí tự nhiên Condesat nhận được bằng phương pháp chế biến khí thiên nhiên của các mỏ khí condesat trong quá trình chuẩn bị nó cho vận tải tiếp theo. Cho đến nay quá trình ổn định condesat được thực hiện ngoài thiết bị tách nhiệt độ thấp, do đó làm phức tạp việc vận chuyển condesat không ổn định từ xí nghiệp khai thác đến nơi chế biến dẫn tới thất thoát đáng kể condesat và chi phí sản xuất cao. Trong thời gian sau này cố gắng trang bị thiết bị ổn định condesat ngay tại nơi khai thác với việc sử dụng các phương pháp chưng cất và tháp. Xét sơ đồ công nghệ tách nhiệt độ thấp và ổn định condesat. Khí từ giếng khoan được chế biến trong bộ phận chuẩn bị tổng hợp (CBTH) và sau đó được chế biến trong nhà máy chế biến khí. Trong nhà máy CBTH áp dụng phương pháp ngưng tụ nhiệt độ thấp khí cùng với chất ức chế tạo hidrrat nhằm giảm độ ẩm của khí sau khi tách xuống 50 - 60% để ngăn cản xuất hiện ăn mòn do lưui huỳnh trong ống dẫn khí. Khí từ giếng khoan với áp suất 10,0 - 11,0 MPa và 5 - 160C tách ra khỏi chất lỏng giọt trong tháp tách thứ nhất 2, làm lạnh trong trao đôit nhiệt 3, tiết lưu đến áp suất 6,8 MPa và đưa vào tháp tách 5. Khí từ tháp tách nhiệt độ thấp (P = 6,8 MPa; t = -220C) sau khi thu hồi nhiệt lạnh đi vào nhà máy chế biến khí, ở đó nó được làm khô và làm sạch hỗn hợp lưu huỳnh để nhận được sản phẩm đúng quy cách (bộ phận làm khô và làm sạch 6). Còn condensat tách ra từ khí, trộn với condesat đi từ xí nghiệp khai thác. Chất lỏng từ tháp tách 2 sau khi tiết lưu đến áp suất bằng áp suất trong tháp tách 5, dẫn vào tháp tách ba pha 1, trong đó được tách ra khỏi metanol bão hòa khí. Condesat hidrocacbon từ tháp phân chia 1 và tháp tách 5 trộn vào nhau và được đưa vào ống dẫn condesat đến nhà máy chế biến khí. (hinh 9) Trong nhà máy chế biến khí condesat được chế biến thành condesat ổn định với áp suất hơi 64,5 kPa ở 380C, phân đoạn hidrocacbon và khí nhiên liệu (phân đoạn metan-etan). Trên hình 9 b, là sơ đồ ổn định condesat (OĐC) của nhà máy chế biến khí. Condesat nguyên liệu với áp suất 4,0 MPa đi vào bể chứa 7 và sau khi giảm áp suất, tăng nhiệt dộ trong trao đổi nhiệt 8 nó dược tách khí trong bể 9 dưới áp suất 1.4 MPa. Condesat loại khí nung nóng trong trao đổi nhiệt 10 bằng dòng condesat ổn định đến 2500C và đổ vào đĩa thứ bảy trên của tháp ổn định 11, tháp này làm việc theo hệ thống tháp chưng cất với chế độ debutan. Tháp có 19 đĩa. Tham số làm việc của tháp như sau: áp suất P = condesat,75 MPa, nhiệt độ trên 670C, nhiệt độ dưới 1670C. Khí ổn định - sản phẩm trên của tháp 11 - sau khi làm sạch lưu huỳnh (tháp hấp thụ 17) đi vào sơ đồ phân chia phân đoạn hidrocacbon (hình 9.c) gồm hai tháp nối tiếp: hấp thụ - bay hơi 18 và tháp giải thấp 20. Trong tháp HTBH tách hidrocacbon từ propan trở lên ra khỏi khí. Sản phẩm trên (khí deetan) được đưa vào bộ phấn cấp khí. Còn chất hấp thụ bão hòa propan + cao hơn (sản phẩm dưới) dẫn vào tháp giải hấp 20- phân đoạn hidrocacbon - được đưa vào bể chứa sản phẩm, còn chất hấp thụ tuần hoàn (sản phẩm dưới quay trở lại chu trình hấp thụ để tưới tháp HTBH. Chất hấp thụ được sử dụng là condesat ổn định- sản phẩm của nhà máy. Chỉ số làm việc của tháp HTBH như sau: áp suất P = 0,6 MPa, nhiệt độ trên 590C, nhiệt độ khí 820C. Chế độ làm việc của tháp giải hấp: áp suất P = 1,5 MPa, nhiệt độ trên 1270C, nhiệt độ dưới 1600C. Công suất thiết bị ổn định condesat 1,01 triệu tấn/năm. phần III : lựa chọn công nghệ Thực nghiệm cho thấy phương pháp NTNĐT hoàn toàn có khả năng chuẩn bị tốt khí cho vận tải. Vì vậy bộ phận ngưng tụ nhiệt độ thấp với quá trình giảm áp (tiết lưu) hoặc chu trình làm lạnh ngoài là bộ phận bắt buộc của tổ hợp công nghệ cho chế biến sơ cấp khí chứă condesat . Các giải pháp công nghệ tiếp theo có thể khác nhau. Để tách hoàn toàn sản phẩm chính và nhận được phân đoạn hidrocacbon và xăng ổn định có thể sử dụng sơ đồ hấp thụ nhiệt độ thấp; cũng có thể sử dụng sơ đồ deetan hóa (deetan hóa) và tiếp tục phân chia condesat thành khí hóa lỏng và xăng ổn định, hoặc thành hidrocacbon đơn chất và xăng ổn định trong các tháp chưng cất. Trang thiết bị ổn định nằm ngoài phạm vi của bộ phận NTNĐT làm cho việc vận tải condesat phức tạp hơn: tạo thành các nút khí, phá vỡ chế độ làm việc bình thường của ống dẫn condesat. Việc tách khí từ condesat trong ống dẫn condesat, đặc biệt trong các đoạn cuối dẫn đến dao động mạnh áp suất (thường 2 lần) và lượng nguyên liệu cấp cho thiết bị ổn định condesat, do đó làm xấu chế độ làm việc của thiết bị. Trang bị thiết bị deetan hóa condesat trong tổ hợp với NTNĐT không chỉ cho phép ống dẫn condesat làm việc bình thường và tận dụng tốt khí deetan hóa, mà còn thu hồi tốt nhiệt và nhiệt lạnh của các dòng công nghệ. Cũng như trong chế biến khí dầu với mục đích giảm đầu tư ban đầu nên tiến hành chế biến khí condesat trực tiếp trên mỏ khai thác để nhận được khí thô dễ vận chuyển và phân đoạn hidrocacbon. Trong trường hợp này phân đoạn hidrocacbon có thể được chế biến trong các nhà máy khai thác khí và dầu. Trong các nhà máy này có các bộ phận phân đoạn khí và phân đoạn khí trung tâm; condesat có thể không cần ổn định trực tiếp trong xí nghiệp khai thác. Sự phân chia giữa công nghệ chế biến khí dầu và chế biến khí chứa condesat rất tương đối. Đối với cả hai quá trình cần phải ứng dụng các quá trình NTNĐT và hấp thụ như trên đã xem xét. Do khí thiên nhiên có độ "gầy" cao hơn nên tháp chưng cất nhiệt độ thấp không nên sử dụng. Đối với cả khí dầu và khí thiên nhiên, trên quan điểm nhiệt động học và kinh tế tốt nhất nên chế biến theo một sơ đồ hoàn thiện, nghĩa là để nhận được hidrocacbon đơn chất và xăng ổn định (trong trường hợp khí chứa condesat đôi khi cũng nhận được phân đoạn nặng). Khi đó trong sơ đồ công nghệ nhà máy chế biến khí phải có các bộ phận sau: - Tách trước - Nén - Làm khô - Trao đổi nhiệt hoàn nguyên - Chu trình lạnh - đối với khí thiên nhiên trên các giai đoạn chế biến khác nhau và được thay bằng bộ phận tiết lưu hoặc thiết bị giảm áp turbin. - Tách hỗn hợp khí condesat - deetan (demetan) hoặc hấp thụ - HTBH giải hấp. - Tháp propan (etan) - Tháp butan - Tháp isobutan (để sản xuất isobutan) Để nhận phân đoạn pentan, cần có tháp pentan - depentan và isopentan để nhận isopentan. Condesat khí là nguyên liệu cho công nghiệp hóa dầu nên trên các nhà máy chế biến dầu, đặc biệt là các nhà máy lớn cần xây dựng tổ hợp hóa học - khí. Khi chuẩn bị các phương án sử dụng condesat cần tính đến thành phần hidrocacbon, phân đoạn hóa học của chúng, đặc biệt là vị trí khai thác condesat, nhu cầu sản phẩm. Sau đây xin đưa ra sơ đồ dây chuyền công nghệ nhà máy chế biến khí tự nhiên tại Dinh Cố thuộc dự án khí Nam Côn Sơn :  kết luận Như vậy việc thiết kế dây chuyền công nghệ một nhà máy chế biến khí tự nhiên phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố khác nhau trong đó yéu tố quan trọng hơn cả quyết định việc lựa chọn sơ đồ công nghệ đó là : áp suất dòng khí vào Pvào và hệ số thu hồi cấu tử chính Yc .Ngoài ra việc lựa chọn các thiết bị và sơ đồ công nghệ phù hợp hoàn toàn dựa trên lý thuyết về “đường bao pha” mà khi cố định nhiệt độ và thay đổi áp suất thì còn gọi là đường đẳng nhiệt ngưng tụ khí tự nhiên và khí đồng hành. Tuy nhiên vì là nhà máy chế biến khí ,là cơ sở sản xuất phải làm việc với các thiết bị áp suất cao ,sản phẩm là các chất khí dễ cháy nổ, do đó vấn đề an toàn cháy nổ là vấn đề sống còn. Chi phí dành cho công tác này chiếm đến 40% chi phí vận hành trong đó những vấn đề cần được quan tâm nhất đó là: an toàn cháy, nổ. Tất nhiên là còn có những nguyên nhân gây tai nạn khác. Có thể phân chia những nguyên nhân gây tại nạn thành 3 nhóm: 1. Nguyên nhân do kỹ thuật. Nguyên nhân này phụ thuộc vào tình trạng máy móc, thiết bị, đường ống, nơi làm việc bao gồm: + Sự hư hỏng máy móc chính và dụng cụ, phụ tùng. + Sự hư hỏng các đường ống. + Các kết cấu thiết bị, dụng cụ, phụ tùng không hoàn chỉnh + Không bảo đảm khoảng cách an toàn giữa các máy móc. + Thiếu rào chắn, ngăn che. 2. Nguyên nhân do tổ chức. Nguyên nhân này phụ thuộc vào việc tổ chức hoặc giao nhận công việc không đúng quy định bao gồm: + Vi phạm quy tắc quy trình kỹ thuật. + Tổ chức lao động, chỗ làm việc không đúng yêu cầu + Giám sát kỹ thuật không đầy đủ. + Vi phạm chế độ làm việc + Sử dụng lao động không đúng ngành nghề, chuyên môn. + Người lao động chưa nắm vững được điều lệ, quy tắc an toàn trong lao động. 3. Nguyên nhân do vệ sinh. + Môi trường không khí ô nhiễm + Điều kiện khí hậu không thích nghi + Công tác chiếu sáng và thông gió không được tốt + Vi phạm điều lệ vệ sinh cá nhân. Do khuôn khổ cuốn tiểu luận có hạn nên trên đây xin trình bày những nguyên nhân chính thường gây ra các tai nạn về cháy nổ trong nhà máy chế biến khí. Mặc dù đã rất cố gắng song bản đồ án môn học này không tránh khỏi thiếu sót và chỉ là tài liệu để tham khảo, rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô giáo để bản tiểu luận thêm hoàn chỉnh . Em xin chân thành cảm ơn thầy giáo hướng dẫn nguyễn hữu trịnh đã tận tình hướng dẫn, chỉ bảo và giúp đỡ em hoàn thành tốt bản đồ án môn học này.