Báo cáo kiến tập tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố

MỤC LỤC Lời Mở Đầu Trang 4 Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam Trang 6 1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố Trang 6 1.2.1. Vị trí địa lí và quy mô nhà máy Trang 7 1.2.2. Mục đích xây dựng nhà máy Trang 7 1.3. Sơ lược quy trình thiết kế Trang 8 Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật Trang 11 2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy Trang 12 2.2.1. Khí khô thương phẩm Trang 12 2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas) Trang 13 2.2.3 Condensate Trang 16 2.3.1. Chế độ vận hành Trang 18 2.3.2. Chế độ AMF Trang 19 2.3.2.1. Sơ đồ công nghệ Trang 19 2.3.2.2. Mô tả sơ đồ Trang 21 2.3.3. Chế độ MF Trang 22 2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ Trang 22 2.3.3.2. Mô tả sơ đồ Trang 23 2.3.4. Chế độ GPP Trang 24 2.3.4.1. Sơ đồ công nghệ Trang 25 2.3.4.2. Mô tả sơ đồ Trang 26 2.3.5. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi Trang 27 2.3.5.1. Sơ đồ công nghệ Trang 28 2.3.5.2. Mô tả sơ đồ Trang 29 2.4. Các thiết bị chính trong nhà máy Trang 30 2.4.1. Slug Catcher Trang 30 2.4.2. Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống Trang 31 2.4.3. Thiết bị Turbo Expander Trang 31 2.4.4. Bình tách V-03 Trang 32 2.4.5. Tháp tách tinh C-05 Trang 33 2.4.6. Tháp tách ethane C-01 Trang 33 2.4.7. Tháp C-04 Trang 33 2.4.8. Tháp ổn định C-02 Trang 34 2.4.9. Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter Trang 35 2.5. Các hệ thống trong quá trình sản xuất Trang 36 2.5.1. Hệ thống LPG và xe bồn Trang 36 2.5.2. Hệ thống đuốc đốt Trang 36 2.5.3. Hệ thống bơm Methanol Trang 37 2.5.4. Hệ thống xả kín Trang 37 2.5.5. Hệ thống bơm và bồn chứa Trang 38 2.5.6. Hệ thống gia mùi Trang 38 2.6. Phòng chống cháy nổ Trang 38 2.7. Hệ thống phụ trợ Trang 39 2.7.1. Hệ thống khí công cụ Trang 39 2.7.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ Trang 40 2.7.3. Hệ thống nước làm mát Trang 40 Chương 3: KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN Trang 42 Phụ lục Trang 43 Tài liệu tham khảo: Trang 45 ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ KIẾN TẬP CỦA CÔNG TY Họ và tên sinh viên: Phan Văn Huân Nguyễn Văn Tới Trần Thanh Tuấn Đơn vị : Trường Đại học Bà Rịa- Vũng Tàu Địa điểm kiến tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố - Công Ty Chế Biến Khí Vũng Tàu Mục đích kiến tập: Tìm hiểu về cơ cấu tổ chức, công nghệ và vấn đề môi trường Thời gian kiến tập: Từ 06/06/2011 đến 07/07/2011 ………., Ngày…….. tháng ……năm 2011 Xác nhận của đơn vị (Ký tên, đóng dấu) ĐÁNH GIÁ CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN Thái độ tác phong khi tham gia kiến tập: Kiến thức chuyên môn: Nhận thức thực tế: Đánh giá khác: 5. Đánh giá kết quả kiến tập: Giảng viên hướng dẫn LỜI MỞ ĐẦU Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam có sự phát triển tích cực và hiệu quả. Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về năng lượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trở nên căng thẳng. Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triển ngành công nghiệp dầu mỏ và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tế mũi nhọn hiện nay. Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát triển và đạt được những thành công vượt bậc. Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ở nước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời điểm mà dòng khí đồng hành đầu tiên của mỏ Bạch Hổ được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sự vận hành. Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trở thành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà. Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệm cho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kể từ năm 1995 đến nay bằng việc sử dụng khí thay cho việc nhập khẩu dầu DO để phát điện. PV GAS đã đóng góp doanh thu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng. Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tự nhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng khách hàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện, sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tinh,… Với những gì mà ngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào. Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đẩy nhóm sinh viên chúng tôi tìm tòi, đi sâu vào nghiên cứu để hiểu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìm hiểu sâu về quy trình xử lý khí ở nhà máy xử lý khí Dinh Cố trong chuyến đi thực tập tại nhà máy này trong tháng sáu vừa qua. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM VÀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ Giới thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990, trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt Việt Nam. Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng Tàu. Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí. Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí. Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí. Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đầu tư 100% vốn điều lệ. Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát viên, Tổng Giám đốc, các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng ban chức năng và các đơn vị thành viên. Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyển đổi sang hoạt động theo mô hình Công ty mẹ - Công ty con. PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanh nghiệp và đảm bảo tiến độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010. Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tổ chức, triển khai xây dựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hổ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên của ngành công nghiệp khí. Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí do PV GAS quản lý đã và đang được hoàn thiện, phát triển đồng bộ. Mỗi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ m3 khí, hơn 600.000 tấn LPG và gần 100.000 tấn condensate làm nguyên, nhiên liệu để sản xuất gần 40% sản lượng điện, trên 30% thị phần phân bón, 10% sản lượng xăng và trên 60% thị phần khí hóa lỏng cả nước hàng năm. Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) để phục vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi trường. Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiện đại, bảo đảm chất lượng, an toàn. Đáng kể nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệ thống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tổng chiều dài đường ống dẫn khí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 110 km; các nhà máy xử lý khí Dinh Cố, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm. Ngoài ra, PV GAS còn sở hữu hệ thống bồn chứa Condensate, hệ thống 6 kho chứa LPG có tổng sức chứa 15.000 tấn. Ngày 11/5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 – Cà Mau đã vào bờ. Dự kiến mỗi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Mau khoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng. Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí để sản xuất khoảng 40-50% sản lượng điện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc. 1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố 1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu. Nhà máy GPP cách tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xây dựng với quy mô to lớn với diện tích 89.600 m2( dài 320 m, rộng 280 m). Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế bến nguồn khí đồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m3 khí/năm( tương đương với khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày). 1.3 Mục đích xây dựng nhà máy Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ. Thu hồi. Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác. Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGAS Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác. Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn. Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế. Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu. Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh Cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều mặt. Về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu để sản xuất các sản phẩm khí đem lại lợi ích ứng dụng và doanh thu rất lớn. Về môi trường: Có thể góp phần giúp giảm thiểu đáng kể sự ô nhiễm do việc đốt bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí. Nhà máy sử dụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hổ và một số mỏ khác, được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy. Lưu lượng theo thiết kế ban đầu của nhà máy là 4,3 triệu m3 khí/ngày. Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu m3 khí/ngày. Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng, condensate .v.v. Các sản phẩm này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quan trọng cho rất nhiều ngành công nghiệp khác. Điều đó góp phần đáng kể trong việc bảo vệ môi trường, tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo từ biển Đông. 1.3. Sơ lược quy trình thiết kế Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander để thu hồi C3 propane khoảng 540 tấn/ngày, C4 butane  khoảng 415 tấn/ngày và condensat khoảng 400 tấn/ngày. Sản phẩm lỏng nhà máy dược dẫn theo được dẫn ra khỏi nhà máy qua 3 đường ống 6” đến kho cảng LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 Km dưới sự giám sát bởi hệ thống SCADA. Nhà máy bao gồm các cụm thiết bị chính như máy nén đầu vào, slucatcher, tháp hấp phụ tách nước, cụm thiết bị làm sạch sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy nén khí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ khác…. Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn, không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm Phú Mĩ, nhà máy Dinh Cố đã được thiết kế lắp đặt theo bốn chế độ chính: Chế độ AMF (Absolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu. Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện. Chế độ MGPP (Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi. Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duy nhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ. Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,7 triệu m3 khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPP cho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP, áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầu vào để nâng áp lên 109 bar như thiết kế. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 5,7 – 6,1 triệu m3 khí/ngày và thu hồi khoảng 1,5 tỷ m3 khí khô, 130.000 tấn Condensate, 350.000 tấn LPG/năm. Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AMF): Thu khí thương mại (chưa tách C3, C4) và condensate. Sản phẩm được lấy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi (AMF Rectifier), thiết bị loại bỏ ethane để ổn định condensate (De- ethaniser). Chế độ thiết bị tối thiểu (MF): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380 tấn/ngày, hỗn hợp butan – propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998. Với mục đích thu khí thương mại (đã tách C3, C4), Bupro và condensate. Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị từ AMF, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đổi nhiệt bằng khí, thiết bị trao đổi nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị De-ethaniser OVHD Compressor và thiết bị ổn định. Trong chế độ này thì các nguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt để nhằm thu lượng sản phẩm cao nhất. Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện. Là chế độ làm việc hoàn chỉnh nhất, sử dụng công nghệ Turbo Expander. Và hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng ở chế độ này là cao nhất. Ngoài những thiết bị được sử dụng trong chế độ trước thì có bổ sung thêm thiết bị Gas Stripper, Turbo Expander/Compressor (đóng vai trò thiết bị trao đổi nhiệt nhờ điều chỉnh áp), máy nén khí, tháp tách. Sản xuất condensate ổn định, butan và propan được tách độc lập và khí khô. Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 1,5 tỷ m3/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; butan: 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày. Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Vận hành công nghệ theo chế độ GPP chuyển đổi. Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi, chỉ chuyển sang chế độ MF hoặc AMF khi bảo dưỡng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cố. Sản phẩm của nhà máy được vận chuyển tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạm Phú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17”. Sau đó, các sản phẩm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cả nước. Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 2.1. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đường ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố. Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày. Hiện nay, nhà máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhà máy khoảng 5.7 – 6.1 triệu m3 khí/ngày. Bảng 2.1.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1) STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ thuật 1 Chất lỏng tự do nhỏ hơn % 1 2 Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất giao và chế độ vận hành bình thường , nhỏ hơn oC 30.5 3 Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ hơn oC 54 4 Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất giao, nhỏ hơn oC 5 5 Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình thường trong khoảng oC 15<to<85 6 Nhiệt trị toàn phần (GHV) ,không nhỏ hơn Btu/Scf 950<GHV<1350 7 Hàm lượng CO2 nhỏ hơn %V 1 8 Tổng hàm lượng chất trơ kể cả CO2 nhỏ hơn %V 2 9 Hàm lượng H2S ,nhỏ hơn ppm 10 10 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30 11 Hàm lượng O2 %V 0.1 12 Hàm lượng metan không it hơn %V 70 Bảng 2.1.2. Đặc điểm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2) STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ thuật 1 Áp suất ban đầu tại giàn ống dứng không nhỏ hơn bar 125 2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ống đứng oC - 3 Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ hơn oC 5 4 Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn %mole 2 5 Hàm lượng oxy %V 0.1 6 Hàm lượng H2S ppm 10 7 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30 8 Methane;ethane;propan;i-butane ;neo-pentane;hexane; heptanes; ctanes ; nonanes; decanes; undercanes; đodercanesplus %mole Báo cáo 9 Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện 15oC và 1.01325 bar Báo cáo 10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/mole Báo cáo 11 nhiệt trị của khí vào bờ MJ/m3 Báo cáo 12 Khối lượng riêng của condensate ở diều kiện bình tách 28oc ,10 bar Báo cáo 13 Trọng lượng phân tử của condensate trắng g/mole Báo cáo Bảng 2.1.3. Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cố ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F3) STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Đặc tính kỹ thuật 1 Diểm sương của nước ở 125 bar nhỏ hơn oC 5 2 Hàm lượng CO2 và N2 nhỏ hơn % mole 2 3 Hàm lượng lưu huỳnh tổng nhỏ hơn ppm 30 4 Methane; ethane; propan; i-butane ; neo-pentane; hexane; heptanes; ctanes ; nonanes; decanes; undercanes; đodercanesplus % mole Báo cáo 2.2. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy Sản phẩm của nhà máy gồm có: Khí khô thương phẩm LPG Condensate 2.2.1. Khí khô thương phẩm Khí khô thương phẩm là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng hành sau khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng LPG, Condensate. Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu là methane, ethane, ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng như các khí vô cơ khác như nitơ, cacbondioxit… với hàm lượng cho phép. Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện đạm, nhà máy cán thép, nhà máy sản xuất gốm…Thành phần chủ yếu của khí khô thương phẩm chủ yếu là Methane, Ethane, ngoài ra còn có chứa propane, Butane và một số tạp chất khác như Nitrogen, Carbondioxite… với hàm lượng cho phép. Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm. Chỉ tiêu Chế độ vận hành AMF MF GPP GPP hiện tại Lưu lượng (triệu m3/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7 Nhiệt độ (0C) 20,3 30,4 60,8 55 Áp suất (bar) 45,5 49,5 48,0 52 Nhiệt trị toàn phần (MJ/m3) 49,9 45,2 42,7 42,6 Thành phần (% mole) C1 73,36 79,30 82,85 84,8107 C2 13,88 14,88 15,41 13,3255 C3 7,77 4,33 1,23 1,3184 i-C4 1,70 0,48 0,08 0,0732 n-C4 2,40 0,54 0,08 0,0671 i-C5 0,23 0,06 0,006 0,0031 n-C5 0,24 0,06 0,006 0,0031 C6+ 0,09 0,01 0 0 N2 0,22 0,24 0,25 0,3571 CO2 0,06 0,07 0,07 0,0244 H2O 0,05 0,03 0,03 — Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỹ bằng hệ thống đường ống dẫn khí 16’’ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ. 2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas) Khí hóa lỏng LPG là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane và butane, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường. LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp. Ngoài ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn là một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu. Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam Lưu lượng từ 750-850 tấn/ngày. Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1) STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Propan Butan Bupro Phương pháp phân tích 1 Áp suất hơi ở 37.8oc max Kpa 1430 485 1430 ASTM D1267-95 2 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ,max ppm 185 140 140 ASTM D2784-98 3 Hàm lượng nước tự do %kl Không có Không có Không có Quan sát bằng mắt thường 4 độ ăn mòn tấm đồng trong một giờ ở 37.8oc - số 1 số 1 số 1 ASTMD1838-91 5 tỷ trọng ở 15oc Kg/l số liệu báo cáo số liệu báo cáo số liệu báo cáo ASTM D1657-91 6 Thành phần ASTM D2163-91 Hàm lượng Etan %mole số liệu báo cáo - - Hàm lượng Butan và các hợp chất nặng hơn, max %mol 2,5 - - Hàm lượng pentan và các hợp chất nặng hơn max - 2 2 Hydrocarbon không bão hoà số liệu báo cáo số liệu báo cáo 0,05 7 Thành phần cặn nặng sau khi bốc hơi 100ml, max Ml 0,05 0,05 0,05 ASTM D2158-97 Bảng 2.2.2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG STT Chỉ tiêu Đơn vị Kết quả Phương pháp 1 Áp suất hơi bão hòa ở 37,80C KPa 900 ASTM D 1267-95 2 Hàm lượng S Ppm 12 ASTM D 2784-98 3 Nước tự do % Wt Nil BY VISUAL 4 Độ ăn mòn tấm đồng ở 37,80C /Hrs — 1 a ASTM D 1838-91 5 Tỷ trọng ở 150C Kg/l 0,5377 ASTM D 1657-91 6 Thành phần - C2H6 - C3H8 - i-C4H10 - n-C4H10 - Neo-C5H12 - i-C5H12 - n-C5H12 - C4H8 % mole — — — — — — — — 2,27 61,17