พังเพราะระบบป้องกัน MO Memoir : Thursday 19 April 2561

"If anything can go wrong, it will" Murphy's Law

ดูเหมือนว่าผมจะเขียนเหตุการณ์การระเบิดที่โรงแยกแก๊ส Esso ที่เมือง Longford จากหลังมาหน้า (เริ่มจากเรื่อง Mechanics of Materials ในงานวิศวกรรมเคมี) มาถึงตอนนี้ก็จะเป็นการเล่าลำดับการเกิดเหตุ โดยจะพยายามทำการสรุปเหตุการณ์ที่เกิดเป็นข้อ ๆ โดยเริ่มจากแก๊สที่รับเข้ามาไปจนถึงการระเบิด
 

โรงแยกแก๊สแห่งนี้รับแก๊สธรรมชาติที่มาจากแท่นขุดเจาะหลายแท่น และแต่ละแท่นก็ส่งแก๊สที่มีความแตกต่างกันเข้ามา (โดยเฉพาะปริมาณ condensate) แก๊สที่ส่งเข้ามาถูกกระจายออกไปยังโรงแยกที่ตั้งอยู่ในบริเวณเดียวกัน ๓ โรง โดยโรงที่เกิดเหตุนั้นเป็นโรงแรกที่ตั้งขึ้นโดยใช้กระบวนการดูดซับในการแยกแก๊ส ส่วนโรงที่สองและสามนั้นใช้กระบวนการกลั่น
 

ในโรงแยกที่หนึ่งนั้นมีหอดูดซับ ๒ หอด้วยกันคือหอ A และหอ B (ที่เป็นตัวที่เกิดปัญหา) ทั้งสองหอนั้นมีการทำงานเหมือนกัน (แต่ในขณะทำงาน แยกรับแก๊สต่างกันได้) ผลิตภัณฑ์และ rich oil ที่ออกจากหอทั้งสองจะถูกรวมเข้าด้วยกันก่อนส่งเข้าสู่หน่วยผลิตในขั้นตอนถัดไป (คือหน่วยแยกแก๊สออกจาก rich oil และหน่วยป้อนกลับ lean oil ไปยังหอดูดซับ)

รูปที่ ๑ ภาพถ่ายดาวเทียมโรงงานที่เกิดอุบัติเหตุในกรอบสีเหลือง (นำมาจาก goolge map เมื่อวาน)
 

ในวันก่อนวันเกิดเหตุนั้น มีการรับแก๊สจากแท่นขุดเจาะที่มี condensate สูงกว่าแท่นอื่น และแก๊สนี้ถูกส่งไปยังโรงแยกแก๊สที่หนึ่งและไปยังหอดูดซับ GP1104B ในขณะที่หอดูดซับอีกหอหนึ่งหรือ GP1104A รับแก๊สที่มี condensate ปะปนอยู่น้อยกว่า แม้ว่าจะมี slug catcher (ที่เห็นเป็นแผงท่อยาว ๆ ทางด้านขวาในรูปที่ ๑) คอยแยก condensate ออกจากแก๊สก่อนส่งไปยังหอดูดซับ แต่ก็ยังคงมี condensate บางส่วนติดไปกับแก๊ส ที่จะไปถูกแยกออกจากแก๊สที่ก้นหอดูดซับ 
  

แก๊สที่เข้ามาที่มี condensate ติดมาด้วยนั้น เมื่อเข้าสู่ก้นหอ condensate จะตกลงล่าง (สีเขียว ดูรูปที่ ๒ ประกอบ) ในขณะที่แก๊สไหลไปสัมผัสกับ lean oil ที่ไหลสวนลงมา ทำให้ lean oil กลายเป็น rich oil (คือ lean oil ที่มีแก๊สละลายอยู่จนอิ่มตัว)
 

เพื่อให้การดูดซับแก๊สเกิดได้ดี lean oil ที่ป้อนเข้ามาจึงมีอุณหภูมิต่ำ (-25ºC) แต่เมื่อดูดซับแก๊สจนอิ่มตัวจนกลายเป็น rich oil แล้ว เพื่อที่จะไล่แก๊สที่ละลายอยู่ออกไป จำเป็นต้องทำให้ rich oil นั้นร้อนขึ้น ซึ่งท้ายจะสุดกลายเป็น lean oil ที่มีอุณหภูมิกว่า 200ºC ดังนั้นเพื่อที่จะประหยัดพลังงาน จึงได้มีการติดตั้งระบบแลกเปลี่ยนความร้อน (ที่ค่อนข้างซับซ้อน) เพื่อส่งความร้อนจาก lean oil ที่ร้อน (และต้องการทำให้เย็น) ไปให้ rich oil ที่เย็น (และต้องการทำให้ร้อน) และด้วยความซับซ้อนนี้จึงทำให้การทำงานของหน่วยปฏิบัติการต่าง ๆ มีความสัมพันธ์เชื่อมต่อกันไปหมด

รูปที่ ๒ โครงสร้างที่ก้นหอดูดซับ

ต่อไปจะเป็นการสรุปเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นโดยจะอิงไปยังแผนผังกระบวนการในรูปที่ ๓ และ ๔ ที่นำมาจากรายงานการสอบสวน (เสียดายที่ภาพไฟล์ต้นฉบับไม่ค่อยชัดเท่าใด เส้นบาง ๆ บางเส้นแทบจะมองไม่เห็นจากแผนผัง) โดยได้พยายามระบุหมายเลขในแต่ละข้อลงในแผนผัง เพื่อจะได้เห็นภาพว่าเหตุการณ์มันเกิดที่ส่วนไหนของกระบวนการ
 

๑. Condensate ที่ติดมากับแก๊สที่ป้อนเข้ามา Absorber GP1104B มีปริมาณมากกว่าเดิม ประกอบกับหม้อต้มซ้ำ (reboiler) GP903B ไม่สามารถให้ความร้อนได้เพียงพอ จึงทำให้อุณหภูมิที่ก้นหอเย็นกว่าปรกติ

๒. ระดับ condensate ก้นหอ Absorber GP1104B ที่เพิ่มสูงขึ้น ส่งให้อุปกรณ์ควบคุมระดับของเหลว Level controller LC9B สั่งวาล์วเปิดให้เปิดมากขึ้นเพื่อรักษาระดับ condensate ที่ก้นหอ GP1104B ไม่ให้สูงเกินไป โดย condensate นี้จะไหลไปรวมกับ condensate ที่มาจาก Absorber GP1104A ก่อนเข้าเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน GP919

ในแผนผังนั้นไม่มีการกล่าวถึงการติดตั้งปั๊มเพื่อส่ง condensate ก้นหอออกไป เข้าใจว่า condensate ไหลออกไปได้ด้วยความดันภายในหอที่สูง (น่าจะประมาณ 6900 kPa ที่เป็นความดันก่อนเข้า flash tank GP1108)

๓. Condensate ที่เย็นไหลผ่านเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน GP919 มากขึ้นจนทำให้ไม่สามารถรักษาอุณหภูมิ condensate ด้านขาออกให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้

ตรงนี้ขออธิบายเพิ่มเติมนิดนึง การป้องกันอุปกรณ์ downstream ไม่ให้ได้รับผลกระทบจากอุณหภูมิที่สูงหรือต่ำเกินไปของสายที่ป้อนเข้ามานั้น ที่อาจส่งผลต่อความแข็งแรงของโลหะที่ใช้ขึ้นรูปตัวอุปกรณ์นั้น เป็นสิ่งสำคัญที่ต้องคำนึงถึงในการออกแบบ อย่างเช่นในกรณีนี้เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน GP919 ทำหน้าที่เพิ่มอุณหภูมิให้กับ condensate ก่อนที่จะส่งไปยังหน่วยต่อไป โดยต้องทำให้ condensate นั้นมีอุณหภูมิสูงพอที่จะไม่ทำให้เกิดความเสียหายกับอุปกรณ์ถัดไปที่ทำจากวัสดุที่ไม่สามารถทนต่ออุณหภูมิต่ำได้ ในทางกลับกันถ้าเป็นกรณีของการลดอุณหภูมิของสายร้อนจัดให้เย็นตัวลง ก็ต้องมั่นใจว่าสายร้อนจัดนั้นมีอุณหภูมิต่ำพอที่จะไม่ก่อให้เกิดความเสียหายกับระบบท่อและอุปกรณ์ที่อยู่ถัดไปได้

๔. ในแผนผังนั้น Temperature controller TC9B ที่ควบคุมอุณหภูมิ condensate ด้านขาออกของเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน GP919 ควบคุมอุณหภูมิด้วยการปรับอัตราการไหลของ lean oil แต่ในกรณีที่การปรับดังกล่าวไม่เพียงพอก็จะไป override (คือไปมีอำนาจเหนือ) การทำงานของอุปกรณ์ควบคุมระดับ LC9B (คือไปปิดการทำงานของ LC9B) ด้วยการไปสั่งปิดวาล์วระบาย condensate จากก้นหอ Absorber GP1104B เพื่อให้ condensate ไหลออกมาน้อยลง ดังนั้นในขณะนี้จึงไม่มีการควบคุมระดับของ condensate ที่ก้นหอ Absorber GP1104B

แผนผังแสดงให้เห็นว่า TC9B นั้นควบคุมอุณหภูมิ condensate ด้านขาออกจาก GP919 ด้วยการ

(ก) ปรับอัตราการไหลของ leand oil ที่ไหลผ่าน หรือ

(ข) ปรับอัตราการไหลของ condensate ที่มาจากก้นหอ Absorber GP1104A ด้วยการไป override อุปกรณ์ควบคุมระดับ LC9A ที่ควบคุมระดับ condensate ที่ก้นหอ Absorber GP1104A หรือ

(ค) ปรับอัตราการไหลของ condensate ที่มาจากก้นหอ Absorber GP1104ฺB ด้วยการไป override อุปกรณ์ควบคุมระดับ LC9B ที่ควบคุมระดับ condensate ที่ก้นหอ Absorber GP1104B

แต่ในเหตุการณ์นี้ LC9A ไม่ได้ถูก override เพราะสาย condensate ที่มาจากหอนี้มีอุณหภูมิที่สูงกว่า หรือกล่าวอีกนัยหนึ่งคือ controller TC9B เลือกจัดการกับตัวที่ก่อปัญหามากสุดก่อน

๕. การสั่งปิดวาล์วที่เดิมนั้น LC9B เป็นตัวควบคุมทำให้ระดับ condensate ที่ก้นหอ Absorber GP1104B เพิ่มมากขึ้นจนเกินขีดที่อุปกรณ์วัดระดับนั้นจะวัดได้ (คือระดับ condensate สูงท่วมจุดวัดความดันตำแหน่งบนของ LC9B) ประกอบกับการมีแก๊สที่มีปริมาณ condensate สูงไหลเข้ามาอย่างต่อเนื่อง ทำให้เกิดการ carry over ของ condensate ไปยัง rich oil มากขึ้นจนในที่สุดระดับ condensate ก็ล้นจนถึงระดับ tray รวบรวม rich oil ทำให้ช่วงเวลาเหล่านี้มี condensateไหลปนไปกับ rich oil ไปยัง rich oil flash tank GP1108

อุปกรณ์วัดระดับในที่นี้ใช้การวัดผลต่างความดันที่ระดับความสูงสองตำแหน่ง โดยถ้าระดับของเหลวนั้นอยู่ต่ำกว่าจุดวัดความดันตำแหน่งล่าง ความดันที่แต่ละจุดวัดได้จะเป็นความดันของแก๊สภายในหอ ดังนั้นผลต่างความดันจะมีค่าเป็นศูนย์ เครื่องวัดจะส่งสัญญาณขาออกที่กำหนดให้รายงานระดับว่ามีค่าเป็นศูนย์ แต่ทั้งนี้ไม่ได้หมายความว่าจะไม่มีของเหลว มันบอกแต่เพียงว่าระดับของเหลวนั้นอยู่ "ต่ำกว่า" จุดวัดความดันตำแหน่งล่างแค่นั้นเอง

แต่ถ้าระดับของเหลวนั้นสูงจนมาจ่อถึงจุดวัดความดันตำแหน่งบน ความดันที่จุดวัดความดันตำแหน่งล่างวัดได้คือ ความดันที่เกิดจากความสูงของของเหลวบวกกับความดันแก๊สภายในถัง ในขณะที่ความดันที่จุดวัดความดันตัวบนวัดได้คือความดันแก๊สภายในถัง ณ จุดนี้จะกำหนดให้สัญญาณขาออกของอุปกรณ์วัดมีค่าเป็น 100% ถ้าระดับของเหลวสูงท่วมตำแหน่งจุดวัดความดันตัวบน อุปกรณ์วัดก็จะมองเห็นเพียงแค่ระดับ 100% เท่านั้น

ตรงนี้ขอขยายความการทำงานของอุปกรณ์วัดนิดนึง ปรกติอุปกรณ์วัดจะส่งสัญญาณมาตรฐานออกมาในช่วงหนึ่ง เช่น เป็นสัญญาณไฟฟ้า 4-20 mA โดยกำหนดให้ช่วงที่วัดได้นั้นคือ 0-100% เช่น ณ ตำแหน่งค่าที่วัดได้เป็น 0% นั้น ก็จะให้เครื่องส่งสัญญาณขนาด 4 mA ออกมา (ที่ไม่ให้ส่งเป็น 0 mA ก็เพื่อที่จะได้แยกแยะได้ระหว่างการวัดค่าได้ 0% กับการที่อุปกรณ์เสียและไม่ส่งสัญญาณออกมา) และ ณ ตำแหน่งค่าที่วัดได้นั้นเป็น 100% ก็จะให้เครื่องส่งสัญญาณขนาด 20 mA ออกมา ส่วนจะให้ช่วง 0-100% นี้เทียบเท่าระดับความสูงกี่เมตรก็ขึ้นอยู่กับว่าตำแหน่งวัดความดันสองตำแหน่งนั้นมีระดับความสูงที่แตกต่างกันเท่าใด

๖. จากการที่มี condensate ที่เย็นและมีไฮโดรคาร์บอนเบาปริมาณมากผสมมากับ rich oil จึงทำให้อุณหภูมิของเหลวที่ออกจาก rich oil flash tank GP1108 ลดต่ำลง และมีไฮโดรคาร์บอนเบาไหลไปยัง rich oil de-ethaniser colum มากขึ้น

เรื่องนี้อธิบายไว้ใน Memoir เมื่อวันอังคารที่ ๑๗ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา เรื่อง "Throttling process กับ Throttling process กับ Flash separation"

๗.. ไฮโดรคาร์บอนเบาที่มีมากขึ้นเกิดการ carry over ออกทางยอดหอ rich oil de-ethaniser ไปสะสมที่ oil saturator tank GP1110 ทำให้ระดับของเหลวที่ GP1110 เพิ่มสูงขึ้น

รายงานการสอบสวนมีการพิจารณาสาเหตุต่าง ๆ ที่ทำให้เกิดการ carry over ของเหลวไปกับแก๊สมีเทนที่ออกจากยอดหอ rich-oil de-ethaniser (ที่นำไปใช้ในการทำให้ lean oil นั้นอิ่มตัวด้วยแก๊สมีเทน) ที่ส่งผลให้ระดับของเหลวใน oil saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้น แต่ไม่สามารถหาข้อสรุปได้ว่าเกิดจากกลไกใด (มีหลายปัจจัยที่ทำให้ไม่สามารถข้อสรุปได้ ซึ่งรวมทั้งการที่อุปกรณ์วัดที่เกี่ยวข้องนั้นไม่ทำงาน) แต่หนทางเดียวที่การสอบสวนเห็นว่าจะทำให้ระดับของเหลวใน oil saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้นคือต้องมีการ carry over จากยอดหอ de-ethaniser

๘. พอระดับของเหลวที่ oil saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้น อุปกรณ์ควบคุมระดับของเหลว LRC2 ที่ทำหน้าที่รักษาระดับของเหลวใน GP1110 จึงไปสั่งลดการเปิดวาล์วควบคุมการไหลของ lean oil ที่มาจากปั๊ม GP1201 ที่สูบ lean oil จากก้นหอ de-ethaniser

๙. แต่ของเหลวที่ติดเข้ามากับแก๊สนั้นไมได้ลดลง LRC2 จึงลดอัตราการไหลของ lean oil ที่มาจากปั๊ม GP1201 นั้นให้ลดต่ำลงไปเรื่อย ๆ พออัตราการไหลจากปั๊ม GP1201 ลดลงถึงระดับหนึ่ง (ไม่จำเป็นต้องเป็นศูนย์) LFSD8 (Low flow shut down swithch) ที่เป็นอุปกรณ์ป้องกันความเสียหายให้กับปั๊ม จึงปิดการทำงานปั๊ม GP1201 เพื่อป้องกันไม่ให้ GP1201 เสียหายจากการทำงานโดยไม่มีของเหลวไหลผ่าน (ที่เรียกว่า run dry) 

ในระหว่างการทำงานของปั๊มหอยโข่งนั้น ต้องมีของเหลวไหลผ่านอย่างน้อยในปริมาณหนึ่ง เพื่อที่จะได้นำเอาความร้อนออกจากตัวปั๊ม (และบางทียังใช้ของเหลวนั้นเป็นสารหล่อลื่นตรงส่วนของ seal ด้วย) ปั๊มหอยโข่งที่ทำงานโดยไม่มีของเหลวอยู่ภายใน หรือของเหลวที่อยู่ภายในนั้นไม่มีการไหลหมุนเวียนออกไปในปริมาณที่มากพอ ก็จะทำให้ตัวปั๊มร้อนจนเกิดความเสียหายได้ ประสบการณ์ส่วนตัวเคยเจอเหตุการณ์ที่คิดว่ามีสาเหตุมาจากการที่ปั๊ม run dry ครั้งหนึ่ง (ดูได้ใน Memoir ปีที่ ๙ ฉบับที่ ๑๒๒๐ วันจันทร์ที่ ๑๕ สิงหาคม ๒๕๕๙ เรื่อง "ผิดที่ Installation หรือ Operation")

รูปที่ ๓ แผนผังระบบการแยกแก๊สบริเวณส่วนของหอดูดซับ 

๑๐. ปั๊ม GP1202 ที่ทำหน้าที่สูบ lean oil จาก oil saturator tank GP1110 เพื่อป้อนไปยังยอดหอ Absorber GP1104B ยังทำงานต่อไปเรื่อย ๆ จนระดับของเหลวใน GP1110 ลดต่ำลงมากจนทำให้ safety switch หยุดการทำงาน GP1202 เพื่อป้องกันไม่ให้ปั๊ม run dry

ปรกติแล้วพวก safety switch นั้นจะไม่ reset ตัวเอง และในเหตุการณ์นี้ก็แสดงให้เห็นเช่นนั้น กล่าวคือเมื่อปั๊ม GP1201 ที่ป้อน lean oil มายัง oil saturator tank GP1110 หยุดทำงานไปแล้ว ในขณะที่ปั๊ม GP1202 ที่สูบ lean oil ที่อิ่มตัวไปด้วยแก๊สมีเทนแล้วออกจาก oil saturator tank GP1110 ทำให้ระดับของเหลวใน oil saturator tank GP1110 ลดต่ำลงเข้าสู่ระดับปรกติ ตัวปั๊ม GP1201 ก็ยังคงหยุดทำงานอยู่ (คือไม่มีการเริ่มเดินเครื่องใหม่โดยอัตโนมัติ) ส่งผลให้ระดับของเหลวใน oil saturator tank GP1110 ลดต่ำลงจน safety switch ของปั๊ม GP1202 ต้องปิดการทำงานของปั๊ม GP1202

๑๑. เมื่อ GP1202 หยุดทำงาน การป้อน lean oil ไปยังยอดหอ Absorber GP1104B จึงหยุดลง ทำให้ไม่มี lean oil ไหลลงสู่ tray รองรับ rich oil ที่อยู่ข้างล่าง

๑๒. ผลที่ตามมาคือมีแต่ condensate เท่านั้นที่ไหลผ่านเส้นทางการไหลของ rich oil ไปยัง rich oil flash tank GP1108 (เพราะระดับ condensate นั้นท่วมมาถึง tray ของ lean oil แล้ว) ทำให้ของเหลวที่ได้จากการ flash และไหลไปยัง rich oil de-ethaniser colum มีอุณหภูมิลดต่ำลงไปอีก

๑๓. การมี condensate ที่เย็นไหลผ่านและการไม่มี lean oil ที่ในสภาวะปรกติทำหน้าที่เป็นตัวกลางให้ความร้อน ส่งผลให้อุณหภูมิที่หม้อต้มซ้ำ reboiler GP905 (ที่ใช้ lean oil เป็นตัวกลางให้ความร้อน) ที่ก้นหอ de-ethaniser (ที่ปรกติทำหน้าที่รองรับ rich oil นั้น แต่ตอนนี้กลายเป็นมีแต่ condensate ที่เย็นไหลเข้ามาแทน) และเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน GP922 (ที่อุ่น condensate ให้มีอุณหภูมิสูงขึ้นก่อนส่งไป rich oil fractionator) เย็นจัดจนมีน้ำแข็งเกาะ

ตรงนี้เห็นว่ามีประเด็นหนึ่งที่น่าสนใจก็คือ เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนสองตัวนี้ปรกติจะทำงานที่อุณหภูมิสูง แต่ในวันที่เกิดเหตุการณ์ดังกล่าวนั้นมีการสังเกตพบว่าท่อด้านนอกที่ไม่มีฉนวนหุ้มนั้นมีน้ำแข็งเกาะ แต่ผู้ปฏิบัติงานก็ไม่มีการเฉลียวใจใด ๆ ว่าระบบมีอุณหภูมิที่เย็นจัด ทั้งนี้อาจเป็นเพราะช่วงนั้นอากาศค่อนข้างจะหนาวมากก็ได้ (อุณหภูมิอากาศช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ประมาณ 0ºC) และด้วยการที่สภาพอากาศค่อนข้างจะหนาวมาก ทำให้มีความต้องการใช้แก๊สเพื่อให้ความอบอุ่นตามอาคารบ้านเรือนต่าง ๆ เพิ่มมากขึ้น จึงค่อนข้างมีความกดดันให้ต้องทำให้ระบบกลับคือสู่สภาพเดิมโดยเร็ว

๑๔. อุณหภูมิที่เย็นจัด ก่อให้ thermal gradient ที่หน้าแปลนของ GP922 ทำให้ช่องว่างระหว่างหน้าแปลนเพิ่มมากขึ้น เกิดการรั่วไหลของไฮโดรคาร์บอน

การรั่วไหลที่หน้าแปลนของ GP922 นั้นเกิดที่สองตำแหน่งในเวลาที่แตกต่างกัน การสอบสวนสรุปว่าเกิดจากอุณหภูมิที่แตกต่างกันมากกว่าสภาวะปรกติ แต่สาเหตุที่ทำให้แต่ละตำแหน่งที่เกิดการรั่วนั้นมี thermal gradient ก็แตกต่างกันไปด้วย

รูปที่ ๔ แผนผังระบบการแยกแก๊ส (ส่วนต่อของรูปที่ ๒) บริเวณส่วนของหอกำจัดแก๊สออกจาก rich oil ให้เป็น lean oil
 

๑๕ การตรวจสอบพบว่าความตึงของนอตที่ขันหน้าแปลน GP922 อยู่ในระดับปรกติ (คือไม่สามารถขันตึงเพิ่มมากจขึ้นเพื่อหยุดการรั่วไหลได้) จึงมีแนวความคิดที่จะหยุดการรั่วไหลด้วยการอุ่น GP922 ให้ร้อนขึ้นด้วย lean oil

การขันนอตกดประเก็นที่หน้าแปลนนั้นจำเป็นต้องขันให้มีความตึงที่พอเหมาะและเท่ากับทุกตัว ถ้าขันนอตไม่ตึงพอ แรงที่หน้าแปลนกดปะเก็นก็จะต่ำ ของไหลที่อยู่ภายในก็จะรั่วไหลผ่านระหว่างผิวหน้าแปลนกับปะเก็นได้ แต่ถ้าขันนอตตึงมากเกินไปอาจเสี่ยงต่อการที่นอตจะขาดจากแรงดึงที่สูงมากเกินไป (เวลาเราขันนอตตัวเมียอัดลงไป นอตตัวผู้จะยืดตัวออก) และยังทำให้ตัวปะเก็นสูญเสียรูปร่างจนไม่แนบสนิทกับผิวหน้าแปลน ทำให้เกิดการรั่วไหลได้เช่นกัน) ดังนั้นเพื่อให้ขันนอตแต่ละตัวด้วยความตึงเท่ากัน จึงควรใช้ torque wrenches (ที่บ้านเราเรียกว่า ประแจปอนด์ ประแจทอร์ค หรือประแจวัดแรงบิด) ในการขันนอต

๑๖. การทำงานของระบบป้องกันที่ป้องกันไม่ให้ปั๊มที่จ่าย lean oil เกิดความเสียหายจากการ run dry (คือการที่ปั๊มหยุดทำงานก่อนหน้านั้น ทำให้ของเหลวมีการไหลย้อน เกิดส่วนที่เป็นไอในท่อทางเข้าปั๊ม) ทำให้มีปัญหาในการเริ่มเดินเครื่องปั๊มจ่าย lean oil ประจวบกับความสับสนในการเปิดวาล์วทำให้มี lean oil อุณหภูมิสูงไหลผ่าน GP905 แทนที่จะไหลเลี่ยงออกไป

เหตุการณ์ความสับสนเรื่องการเปิดวาล์วนี้เล่าไว้ใน Memoir เมื่อวันพุธที่ ๑๑ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา เรื่อง "TRC หรือ PRC"

๑๗. การขยายตัวของโลหะในส่วน shell ของ GP905 ทำให้เกิดความเค้นที่สูงที่ cover ของส่วน tube ที่ยังเย็นจัดอยู่นั้น จน conver ของส่วน tube แตกออก

เหตุการณ์นี้เล่าไว้ใน Memoir เมื่อวันเสาร์ที่ ๗ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา เรื่อง "Mechanics of Materials ในงานวิศวกรรมเคมี"

๑๘. พอ cover ของส่วน tube ของ GP905 แตกออก ก็เกิดการรั่วไหลของไฮโดรคาร์บอนและการระเบิดตามมา

ความซับซ้อนของกระบวนการ การทำงานของระบบป้องกันอุปกรณ์แต่ละตัวที่แม้ว่าจะทำหน้าที่ป้องกันเฉพาะอุปกรณ์ตัวนั้น แต่การป้องกันดังกล่าวส่งผลกระทบผูกพันกันไปหมด ทำให้เกิดความสับสนในการแก้ปัญหา (กล่าวคือมีทั้งไม่รู้ว่าอุปกรณ์นี้มีระบบป้องกันอยู่ และไม่รู้ว่ายังมีระบบป้องกันตัวอื่นที่ส่งผลต่อการทำงานของอุปกรณ์ตัวนี้แม้ว่าจะได้ทำการปิดระบบป้องกันของอุปกรณ์ตัวนั้นไปแล้วก็ตาม) และยังมีปัจจัยอื่น ๆ อีกหลายปัจจัย (รวมทั้งการเปลี่ยนโครงสร้างองค์กร) ที่รายงานการสอบสวนสรุปว่าเป็นต้นตอของเหตุการณ์ดังกล่าว

Throttling Process กับ Flash separation MO Memoir : Tuesday 17 April 2561

เมื่อของไหลไหลผ่านช่องทางการไหลที่มีขนาดจำกัด (เช่น วาล์วที่เปิดไว้เพียงเล็กน้อย แผ่น orifice ท่อ capillary หรือวัสดุมีรูพรุน) โดยไม่มีการเปลี่ยนแปลงพลังงานจลน์ ไม่มีการแลกเปลี่ยนพลังงานกับสิ่งแวดล้อม เอนทาลปี (enthahly หรือที่ย่อว่า H) ของของไหลนั้นจะไม่มีการเปลี่ยนแปลง (∆H = 0)
 

จากความรู้ทางเทอร์โมไดนามิกส์ที่กล่าวว่า ∆H = ∆U + ∆(PV) (เมื่อ U คือพลังงานภายในหรือ internal energy P คือความดัน และ V คือปริมาตร) ในกรณีที่ของไหลนั้นเป็นแก๊สอุดมคติ ผลคูณของค่า PV จะคงที่เสมอ แต่สำหรับแก๊สจริงนั้นผลคูณของค่า PV จะเปลี่ยนแปลงไปตามความดันและอุณหภูมิ กล่าวคือถ้าการลดความดันนั้นทำให้ผลคูณของค่า PV เพิ่มมากขึ้น ค่า U จะต้องลดต่ำลงเพื่อรักษาให้ค่า ∆H = 0 ดังเดิม หรือแก๊สที่ผ่านการลดความดันจะมีอุณหภูมิลดต่ำลง ในทางกลับกันถ้าการลดความดันนั้นทำให้ผลคูณของค่า PV ลดต่ำลง ค่า U จะต้องเพิ่มขึ้นเพื่อรักษาให้ค่า ∆H = 0 ดังเดิม หรือแก๊สที่ผ่านการลดความดันจะมีอุณหภูมิสูงขึ้น เรื่องนี้เคยเล่าไว้ครั้งหนึ่งแล้วใน Memoir ปีที่ ๙ ฉบับที่ ๑๒๒๔ วันอังคารที่ ๒๓ สิงหาคม ๒๕๕๙ เรื่อง "Compressibility factor กับ Joule-Thompson effect"
 

กลไกนี้ถูกนำมาใช้ทั้งในระบบทำความเย็นและการแยกสาร ในระบบทำความเย็นนั้นจะใช้การอัดไอสารทำความเย็นให้มีความดันที่พอเหมาะ จากนั้นจึงให้สารทำความเย็นนั้นไหลผ่านวาล์วลดความดันหรือท่อ capillary เพื่อที่จะให้ได้ผลดี ช่วงความดันที่ลดลงนั้นควรทำให้สารทำความเย็นนั้นมีการควบแน่นเป็นของเหลว เพราะจะทำให้อุณหภูมิลดต่ำลงมา และของเหลวอุณหภูมิต่ำที่ได้จากการควบแน่นนี้เมื่อระเหยกลายเป็นไอจะสามารถดูดกลืนความร้อนได้มาก (ค่าความร้อนแฝงของการกลายเป็นไอ) ตัวอย่างเช่นกรณีของโพรเพน จาก PH (Pressure - Enthalpy) diagram ในรูปที่ ๑ ถ้าเราให้แก๊สโพรเพนที่ความดันสัมบูรณ์ 1000 kPa ที่อุณหภูมิ 30ºC ลดความดันลงเหลือความดันบรรยากาศ (100 kPa) อุณหภูมิแก๊สด้านขาออกจะลดลงเหลือประมาณ 10ºC (เส้นสีแดง) แต่ถ้าเราให้แก๊สดังกล่าวที่อุณหภูมิ 100ºC ความดันประมาณ 5000 kPa ลดความดันลงเหลือความดันบรรยากาศ แก๊สจะมีการควบแน่นแยกเป็นสองเฟสและมีอุณหภูมิเหลือประมาณ -30ºC 
  

แต่ถ้าก่อนที่จะทำการลดความดัน ถ้าทำให้ไอสารทำความเย็นนั้นมีการควบแน่นเป็นของเหลวก่อน เมื่อของเหลวนั้นไหลผ่านวาล์วลดความดัน บางส่วนจะกลายเป็นไอ และอุณหภูมิด้านขาออกที่ได้ก็จะลดต่ำลงไปอีก ระบบทำความเย็นที่ใช้กับเครื่องปรับอากาศและตู้เย็นตามบ้านเรือนต่าง ๆ นั้นก็ทำงานแบบนี้ กล่าวคือหลังจากทำการอัดไอสารทำความเย็นให้มีความดันสูงแล้ว (อุณหภูมิจะสูงตามไปด้วย) ก็จะให้ไอสารทำความเย็นความดันสูงนั้นระบายความร้อนออกสู่อากาศก่อน (ถ้าเป็นตู้เย็นก็ผ่านทางแผงขดลวดที่อยู่ทางด้านหลัง แต่ปัจจุบันจะมองไม่เห็นแล้วเพราะถูกปิดคลุมไว้ ถ้าเป็นเครื่องปรับอากาศก็จะเป็นส่วนของคอยล์ร้อนที่ติดตั้งอยู่นอกห้อง) จากนั้นจึงค่อยลดความดันลง
 

กลไกแบบเดียวกันนี้ก็มีการนำมาใช้ในการแยกสารในอุตสาหกรรมเคมีโดยมีชื่อเรียกว่า flash separation หรือ flash distillation กล่าวคือเมื่อให้สารผสม (ที่อาจเป็นแก๊ส หรือของเหลว หรือของเหลวที่มีแก๊สละลายอยู่) ที่ความดันสูง ลดความดันด้วยการไหลผ่านวาล์วลดความดันเข้าสู่ภาชนะรองรับ (ที่เรียกว่า flash drum ดูรูปที่ ๒) ส่วนใหญ่ของสารที่มีจุดเดือดต่ำจะไปอยู่ในเฟสไอ และในขณะเดียวกันส่วนใหญ่ของสารที่มีจุดเดือดสูงไปอยู่ในเฟสของเหลว ตัวอย่างของกระบวนการที่มีการนำเอา flash separation มาใช้ได้แก่การทำปฏิกิริยาในเฟสของเหลวที่สารตั้งต้นเป็นแก๊สที่ต้องละลายเข้าไปในเฟสของเหลวที่เป็นตัวทำละลายเพื่อทำปฏิกิริยา (เช่นในปฏิกิริยาการพอลิเมอร์ไรซ์ใน liquid phase หรือ slurry phase) การติดตั้ง flash drum จะช่วยลดปริมาณสารตั้งต้นที่หลงเหลือจากการทำปฏิกิริยาและละลายอยู่ในเฟสของเหลวออกไป ช่วยลดภาระการแยกสารออกจากกันในกระบวนการถัดไป

รูปที่ ๑ PH diagram ของโพรเพน

รูปที่ ๒ แผนผังการแยกสารด้วยกระบวนการ flash

ใน Memoir ฉบับที่แล้ว (เสาร์ที่ ๑๔ เมษายน ๒๕๖๑) ที่ได้ยกตัวอย่างกรณีของโรงแยกแก๊ส Esso Longford มาเล่านั้นได้กล่าวทิ้งท้ายไว้ว่า การลดลงของอุณหภูมิที่เกิดจากกระบวนการ flash นี้เป็นปัจจัยหนึ่งที่ทำให้อุณหภูมิของระบบลดต่ำลงกว่าปรกติมาก กล่าวคือด้วยเหตุการผิดปรกติหลายอย่าง แทนที่ของเหลวจากก้นหอ Absorption column ที่ส่งไป flash drum จะเป็น rich oil (ไฮโดรคาร์บอนในช่วงน้ำมันก๊าดที่มีแก๊สไฮโดรคาร์บอนช่วง C₁ - C₄ ละลายอยู่) ที่มีอุณหภูมิประมาณ 1ºC ความดันประมาณ 6900 kPa กลับกลายเป็น condensate ที่มากับแก๊สธรรมชาติ (ไฮโดรคาร์บอนเบาที่น่าจะอยู่ในช่วงแก๊สโซลีนที่มีแก๊สไฮโดรคาร์บอนช่วง C₁ - C₄ ละลายอยู่) ที่มีอุณหภูมิประมาณ -20ºC หรือต่ำกว่า (ผลจากการที่ระดับ condensate สูงจนล้นเข้าไปใน tray ของ rich oil และไหลออกมาแทน rich oil และจากการที่ไม่มี lean oil ไหลเข้าทางด้านบน Absorption column) ทำให้ของเหลวที่ออกจาก flash drum นั้นมีอุณหภูมิลดต่ำลงกว่า -30ºC ส่งผลให้อุณหภูมิทางด้าน downstream ลดต่ำลงไปอีก (ดังเช่นตัวอย่างในรูปที่ ๓ ที่เป็นกรณีของมีเทน จะเห็นว่ามีเทนที่อุณหภูมิ -20ºC ความดัน 6900 kPa เมื่อลดความดันลงเหลือ 4500 kPa อุณหภูมิจะลดลงเหลือประมาณ -35ºC)
 

และเมื่อมีการนำเอาของเหลวทางด้าน downstrem นั้นกลับมาใช้งานทางด้าน upstream ก็ยิ่งทำให้อุณหภูมิที่ flash drum นี้ลดต่ำลงไปอีก อุณหภูมิต่ำสุดที่บันทึกเอาไว้ได้ก่อนการระเบิดก็คือ -48ºC (อุณหภูมิที่ต่ำขนาดนี้ สามารถโลหะที่ใช้ทำทั้งตัว flash drum และอุปกรณ์ทางด้าน downstream เปลี่ยนสภาพจากเหนียวไปเป็นแข็งและเปราะ แต่ที่ยังไม่เสียหายก็เพราะยังไม่มีแรงกระแทกหรือความเค้นที่สูงพอมากระทำ)
 

มีหลายบทเรียนที่ได้จากกรณีของการระเบิดของโรงแยกแก๊ส Esso Langford บทเรียนหนึ่งก็คือความซับซ้อนที่เกิดจากความพยายามที่จะประหยัดพลังงาน (ด้วยการแลกเปลี่ยนความร้อนกันแบบพันกันไปหมด) ทำให้ผู้ปฏิบัติงานนั้นไม่สามารถเล็งเห็นผลกระทบที่เกิดขึ้นต่อเนื่องได้เมื่อระบบหนึ่งมีปัญหา และปัญหาที่เกิดขึ้นนั้นก่อให้เกิดผลกระทบที่เวียนรอบกลับมายังจุดตั้งต้นและทำให้ผลกระทบนั้นขยายตัวขึ้นไปเรื่อย ๆ (อย่างเช่นการที่ระบบมีอุณหภูมิที่ลดต่ำลงผิดปรกติในที่นี้) และอีกบทเรียนหนึ่งก็คือการให้ระบบควบคุมตัวหนึ่งไปอีกอำนาจเหนือระบบควบคุมอีกตัวหนึ่ง (ที่เรียกว่า override) แบบไม่มีข้อจำกัด ซึ่งในกรณีของอุบัติเหตุนี้คือการที่ปล่อยให้ระบบควบคุมอุณหภูมิไปมีอำนาจเหนือระบบควบคุมระดับ condensate แบบไม่มีขีดจำกัด ทำให้ condensate นั้นสะสมที่ก้น Absorption column จนล้นออกทางสาย rich oil ได้ รายละเอียดเรื่องเหล่าสามารถหาอ่านได้ในรายงานการสอบสวนที่มีเผยแพร่ทางอินเทอร์เน็ต เพียงแต่ก่อนอ่านขอแนะนำให้พิมพ์ภาพ process flow ออกมาก่อนเพื่อที่จะได้เข้าใจได้ง่ายขึ้นเวลาอ่าน

รูปที่ ๓ PH diagram ของมีเทน เส้นสีแดงคือเมื่อมีเทนที่อุณหภูมิ -20ºC ลดความดันจาก 6900 kPa เหลือ 4500 kPa

การแยกแก๊สธรรมชาติด้วยกระบวนการดูดซึม (Natural gas separation by absorption process) MO Memoir : Saturday 14 April 2561

การแยกแก๊สด้วยการดูดซึม (Absorption) อาศัยค่าการละลายที่แตกต่างกันของแก๊สในของเหลว เมื่อให้แก๊สผสมสัมผัสกับของเหลว แก๊สตัวที่ละลายได้ดีกว่าจะย้ายจากเฟสแก๊สเข้าไปอยู่ในเฟสของเหลว ดังนั้นแก๊สที่หลงเหลือจากการสัมผัสจะมีความเข้มข้นของตัวที่ละลายในของเหลวได้น้อยกว่าเพิ่มขึ้น ส่วนของเหลวตัวที่ดูดซึมแก๊สเอาไว้จนอิ่มตัวนั้นจะถูกนำไปให้ความร้อน เพื่อให้แก๊สที่ละลายอยู่นั้นหลุดออกมาจากของเหลว และสามารถนำของเหลวนั้นกลับไปใช้ในการดูดซึมแก๊สได้ใหม่ แผนผังอย่างง่ายของกระบวนการดังกล่าวแสดงไว้ในรูปที่ ๑ ข้างล่าง

รูปที่ ๑ แผนผังอย่างง่ายของกระบวนการแยกแก๊สด้วยการดูดซึม (Absorption process) ในกรณีของการใช้ความดันสูงเพื่อให้เกิดการดูดซึมได้ดีนั้น อาจมีการใช้ flash drum เพื่อช่วยในการระบายแก๊สออกจากของเหลวบางส่วนก่อนก็ได้

การดูดซึมนั้นอาจใช้เพียงแค่ความสามารถในการละลายของแก๊สในของเหลว (เช่นในกรณีของไฮโดรคาร์บอน C₁ - C₄ กับไฮโดรคาร์บอนที่เป็นของเหลว) หรืออาศัยการทำปฏิกิริยาระหว่างแก๊สกับของเหลว (เช่นในกรณีของการแยก CO₂ และ H₂S ออกจากแก๊สธรรมชาติ ที่ใช้สารละลายเบสเป็นตัวจับแก๊สกรด) เรื่องการแยก CO₂ และ H₂S ด้วยกระบวนการดูดซึมนั้นเคยเล่าไว้ใน Memoir ปีที่ ๘ ฉบับที่ ๑๐๙๒ วันจันทร์ที่ ๗ ธันวาคม ๒๕๕๘ เรื่อง "การกำจัด CO2 และ H2S ด้วยกระบวนการ Hot Potassium Carbonate Absorption" และฉบับที่ ๑๐๙๔ วันศุกร์ที่ ๑๑ ธันวาคม ๒๕๕๘ เรื่อง "การกำจัด CO2 และ H2S ด้วยกระบวนการเอมีน (Amine gas treating process)"
 

การจำแนกแก๊สธรรมชาติมีเกณฑ์ที่ใช้กันทั่วไปอยู่ ๒ เกณฑ์ด้วยกัน เกณฑ์แรกคือดูจากไฮโดรคาร์บอนที่เป็นองค์ประกอบของแก๊ส ถ้าหากมีแต่มีเทน (methane CH₄) เป็นหลักก็จะเรียกว่าเป็น dry gas หรือแก๊สแห้ง แต่ถ้ามีไฮโดรคาร์บอนตัวอื่นที่หนักกว่ามีเทนปนอยู่ด้วยในปริมาณที่มีนัยสำคัญ ก็จะเรียกว่าเป็น wet gas หรือแก๊สเปียก เกณฑ์ที่สองจะดูว่ามีแก๊สกรดพวก CO₂ และ/หรือ H₂S ปนอยู่ด้วยหรือไม่ ถ้ามีแก๊สกรดเหล่านี้ปนอยู่ก็จะเรียกว่าเป็น sour gas แต่ถ้าไม่มีแก๊สกรดเหล่านี้ปนอยู่ก็จะเรียกว่าเป็น sweet gas ตัวอย่างเช่นแก๊สธรรมชาติในอ่าวไทยที่เรานำมาใช้นั้นประกอบด้วยไฮโดรคาร์บอนที่เป็นแก๊สตั้งแต่ C1 ไปจนถึง C4 และยังมีพวกที่เป็นของเหลวที่อุณหภูมิห้องติดมาด้วย จึงถือว่าเป็น wet gas นอกจากนี้ยังมี CO₂ และ H₂S ปนมาด้วย จึงจัดว่าเป็น sour gas ด้วย องค์ประกอบเหล่านี้ส่งผลต่อการนำแก๊สไปใช้งาน เช่นถ้าเป็น wet gas ก็มักจะมีการแยกเอาไฮโดรคาร์บอนหนักออกจากมีเทนก่อน เพื่อเอาไปใช้ทำประโยชน์อย่างอื่น (เช่นใช้เป็นสารตั้งต้นในการผลิตโอเลฟินส์หรือแก๊สหุงต้ม) และถ้า wet gas นั้นมีแก๊สกรดปนอยู่ด้วยก็ต้องทำการกำจัดแก๊สกรดออกก่อนที่จะทำการแยกแก๊ส

(ของเหลวที่มากับแก๊สธรรมชาติมีชื่อเต็มว่า natural gas condensate แต่มักเรียกกันสั้น ๆ ว่า condensate แต่บางทีก็เรียกว่า natural gasoline (NGL) เพราะมีจุดเดือดอยู่ในช่วงน้ำมันแก๊สโซลีน ในกรณีของบ้านเรานั้น condensate จะถูกแยกออกจากแก๊สที่แท่นกลางทะเล ไม่ได้ถูกส่งขึ้นบก)

วิธีการหลักที่ใช้แยกแก๊สธรรมชาติที่เป็น wet gas ในปัจจุบันเห็นจะได้แก่การกลั่น (distillation) ที่อาศัยจุดเดือดที่แตกต่างกัน แต่ในอดีตนั้นก็มีการใช้การดูดซึม (absorption) ด้วยไฮโดรคาร์บอนเหลว เพื่อดึงเอาแก๊ส C₂ - C₄ ออกจากมีเทน ตัวอย่างหนึ่งของโรงงานที่ใช้กระบวนการนี้ได้แก่โรงงานของบริษัท Esso ที่เมือง Longford ประเทศออสเตรเลีย ที่เกิดการระเบิดเมื่อหลังเที่ยงของวันศุกร์ที่ ๒๕ กันยายน พ.ศ. ๒๕๔๑ นั้น โดยเหตุการณ์ดังกล่าวเกี่ยวข้องกับการทำงานของหอดูดซับ (Absorption column) ที่ใช้ในการแยกไฮโดรคาร์บอนตั้งแต่ C₂ ขึ้นไปออกจากมีเทน จึงขอยกเอามาเป็นตัวอย่างเล่าสู่กันฟังในวันนี้เพื่อเป็นการปูพื้นฐานในการทำความเข้าใจอุบัติเหตุดังกล่าว รายละเอียดต่าง ๆ นำมาจากรายงานการสอบสวนสาธารณะที่เล่าไว้ใน Memoir ฉบับเมื่อวันพุธที่ ๑๑ เมษายนที่ผ่านมา
 

แก๊สธรรมชาติในที่โรงงานดังกล่าวรับมานั้นประกอบด้วยส่วนที่เป็นแก๊สที่ประกอบด้วยไฮโดรคาร์บอน C₁ - C₄ และส่วนที่เป็นของเหลว (ที่เรียกว่า condensate) ที่ถูกส่งรวมมาจากแท่นขุดเจาะก่อนมาแยกส่วนที่เป็นแก๊สและของเหลวออกจากกันก่อนส่วนแก๊สเข้าโรงแยก แก๊สที่ส่งเข้าโรงแยกนั้นจะมี condensate ติดมาด้วย และด้วยความดันที่ส่งมาที่สูงจึงทำให้ใน condensate นี้มีไฮโดรคาร์บอน C₁ - C₄ ละลายอยู่ในปริมาณที่มีนัยสำคัญ
 

แก๊สที่อุณหภูมิ -25ºC จะถูกป้อนเข้าหอดูดซึมทางด้านก้นหอ (ดูรูปที่ ๒ ประกอบ) condensate (สีเขียวในรูป) ที่เป็นของเหลวจะหนักกว่าและตกลงสู่ tray ที่รองรับอยู่ทางด้านล่าง ส่วนแก๊สนั้นจะลอยขึ้นบนไหลผ่าน valve tray ต่าง ๆ ที่มีน้ำมันที่ใช้ในการดูดซับนั้นไหลสวนทางลงมา น้ำมันที่ใช้ในการดูดซับนี้เป็นน้ำมันในช่วง aviation kerosene ที่ถูกป้อนเข้าทางยอดหอดูดซึม โดยก่อนที่จะป้อนเข้านั้นจะถูกทำให้อิ่มตัวด้วยมีเทนก่อนที่จะลดอุณหภูมิให้ต่ำเหลือ -20ºC น้ำมันที่เข้าทางยอดหอนี้เรียกว่า "lean oil" และเมื่อดูดซึมแก๊สจนอิ่มตัวแล้วจะเรียกว่า "rich oil" ที่ไหลออกทางก้นหอ (สีแดงในรูป) 
  

การทำให้ lean oil อิ่มตัวด้วยมีเทนก่อนก็เพื่อลดการละลายของมีเทน เพราะว่าการละลายของแก๊สเข้ามาในของเหลวนั้นเป็นปฏิกิริยาคายความร้อน ดังนั้นถ้าให้มีเฉพาะไฮโดรคาร์บอน C₂ - C₄ เท่านั้น (ซึ่งมีไม่มากเมื่อเทียบกับมีเทน) ที่ละลายเข้ามาใน lean oil ก็จะไม่ส่งผลกระทบต่ออุณหภูมิของ lean oil เท่าใดนัก 
  

condensate ที่แยกออกจากแก๊สที่ก้นหอ จะถูกนำมาให้ความร้อนด้วยหม้อต้มซ้ำ (หรือ reboiler) ที่อยู่ที่ก้นหอ เพื่อทำการไล่ไฮโดรคาร์บอนเบาที่ละลายอยู่ใน condensate ออกไป ก่อนจะถูกสูบออกจากก้นหอเพื่อนำไปผ่านกระบวนการอื่นต่อไป

รูปที่ ๒ ซ้ายคือรูปภาพหอดูดซึมที่โรงงานที่เกิดอุบัติเหตุใช้ ข้างในเป็นโครงสร้างที่เป็น tray ชนิด valve tray (ขวาบน) ส่วนรูปขวาล่างคือโครงสร้างส่วนล่างของหอที่มีการแยกเอาแก๊สธรรมชาติ condensate และ rich oil ออกจากกัน โดยในทางปฏิบัตินั้นจะมี condensate ส่วนหนึ่งหลุดติดไปกับแก๊สที่ไหลขึ้น และเข้าไปผสมกับ rich oil ที่ไหลสวนลงมา รูปเหล่านี้นำมาจากรูปที่ปรากฏในรายงานการสอบสวนสาธารณะ

(ตรงนี้ขอขยายความเพิ่มเติมหน่อย เทอร์โมไดนามิกส์กล่าวไว้ว่า ∆G = ∆H - T∆S เมื่อ G คือ Gibb's free energy H คือ Enthalpy T คืออุณหภูมิ และ S คือ Entropy (หรือความไม่เป็นระเบียบ) เนื่องจากการดูดซึมนี้เป็นปฏิกิริยาที่เกิดได้เอง ดังนั้น ∆G จะมีค่าเป็นลบ และเนื่องจากโมเลกุลที่เดิมเมื่ออยู่ในเฟสแก๊สนั้นสามารถเคลื่อนที่ได้อย่างอิสระ แต่เมื่อมาอยู่ในเฟสของเหลวจะมีการเคลื่อนที่ได้น้อยลง (ความไม่เป็นระเบียบลดลง) ค่า ∆S จึงมีค่าเป็นลบด้วย และด้วยการที่ T มีค่าเป็นบวกเสมอ ดังนั้นผลคูณ T∆S จึงมีค่าเป็นลบตามไปด้วย ดังนั้นเพื่อให้ผลรวมทางด้านขวาของสมการมีค่าเป็นลบ ค่า ∆H จึงต้องมีค่าเป็นลบ หรือการดูดซึมนั้นเป็นปฏิกิริยาคายความร้อน ซึ่งถ้าว่ากันตามนี้ถ้าจะให้ของเหลวดูดซึมแก๊สได้ดี ของเหลวนั้นจึงควรที่จะมีอุณหภูมิต่ำ (แบบเดียวกับที่ออกซิเจนละลายน้ำได้มากที่อุณหภูมิต่ำ แต่ละลายน้ำได้น้อยที่อุณหภูมิสูง) และอุณหภูมิที่ต่ำนี้ยังช่วยลดการระเหยของของเหลวดูดซึมไม่ให้หลุดรอดไปกับแก๊สที่ไหลออกจากหอดูดซึมด้วย แต่ถ้าไปดูกรณีของการแยก CO₂ และ H₂S ด้วยสารละลาย K₂CO₃ จะพบว่าใช้อุณหภูมิที่สูง นั่นเป็นเพราะมันมีเรื่องความสามารถในการละลายน้ำของ K₂CO₃ เข้ามาเกี่ยวข้อง เพราะ K₂CO₃ ละลายน้ำได้มากขึ้นเมื่ออุณหภูมิสูงขึ้น และการจับแก๊สกรดนั้นก็เป็นปฏิกิริยาเคมีที่มีการจับยึดกันแน่น แม้ว่าอุณหภูมิที่สูงขึ้นจะทำให้การจับยึดนั้นอ่อนแรงลงก็ตาม แต่ผลที่ได้จากปริมาณ K₂CO₃ ละลายน้ำได้มากขึ้นนั้นโดดเด่นกว่า จึงทำให้ทำการดูดซับที่อุณหภูมิสูง
 

และอีกปัจจัยที่ส่งผลต่อค่าการละลายของแก๊สก็คือความดัน กล่าวคือที่ความดันสูงขึ้นแก๊สก็จะละลายเข้าไปในของเหลวได้มากขึ้น)

ในการออกแบบนั้น สิ่งที่ผู้ออกแบบมักคาดหวังก็คือแก๊สที่ไหลขึ้นทางด้านบนนั้นจะมีแต่เฉพาะแก๊สเท่านั้น ไม่มีหยดของเหลวติดไปด้วย แต่ในทางปฏิบัตินั้นจะมีโอกาสที่หยดของเหลวลอยติดไปกับแก๊สที่ไหลขึ้นด้านบนด้วยที่เรียกว่าเป็นปรากฏการณ์ carry over (แบบเดียวกับที่เรานั่งริมทะเลแล้วรู้สึกเหนียวตัว เพราะลมที่พัดจากทะเลเข้าฝั่งนั้นจะพาเอาละอองน้ำทะเลติดมาด้วย) ในกรณีของโรงงานนี้เช่นกัน ที่การสอบสวนพบว่าแม้ว่าในสภาพการทำงานปรกตินั้นก็เกิดการ carry over ของ condensate ไปยัง rich oil และตัว lean oil ที่ออกไปกับแก๊สที่ไหลออกทางยอดหอ
 

อันที่จริงการลดการ carry over สามารถทำได้หลายแบบ โดยหลักการก็คือให้การไหลของแก๊สมีการเปลี่ยนทิศทางการไหล โดยในขณะที่แก๊สไหลเลี้ยวไปตามช่องทางการไหลนั้น หยดของเหลวที่มีความหนาแน่นมากกว่าจะปะทะเข้ากับผนังของเส้นทางการไหล เกิดการจับกลุ่มเป็นฟิลม์ของเหลวบนผนังและไหลลงเบื้องล่าง การทำให้ของเหลวเปลี่ยนเส้นทางการไหลนี้อาจทำได้ด้วยการออกแบบระบบท่อทางออก (ดังตัวอย่างในรูปที่ ๓) หรือด้วยการติดตั้งอุปกรณ์ที่เรียกว่า mist eliminator ที่มีลักษณะเป็นโครงสร้างที่พรุนและมีเส้นทางการไหลที่หักเลี้ยววางขวางเส้นทางการไหลของแก๊สเอาไว้ โดยในขณะที่แก๊สไหลเลี้ยวไปตามช่องทางการไหลนั้น หยดของเหลวที่มีความหนาแน่นมากกว่าจะปะทะเข้ากับผนังของ mist eliminator กลายเป็นหยดของเหลวที่ไหลลงล่างและสะสมรวมกันเป็นหยดที่ใหญ่ขึ้นจนสามารถหล่นลงล่างสวนทางกับแก๊สที่ไหลขึ้นโดยไม่ถูกแก๊สพัดพากลับขึ้นไป

รูปที่ ๓ ท่อทางออกยอดหอของแก๊สรูปแบบด้านซ้ายนั้นมีโอกาสที่จะมีของเหลวหลุดติดไปกับแก๊สได้มากกว่ารูปแบบด้านขวาที่หยดของเหลวมีโอกาสมากกว่าที่จะลอยขึ้นไปปะทะผนังด้านบนแล้วรวมเป็นหยดที่ใหญ่ขึ้นก่อนตกลงมา

rich oil ที่ออกทางก้นหอจะถูกส่งต่อไปยัง Flash drum ที่ลดความดันด้วยการไหลผ่านวาล์วให้ความลดตกลงจาก 6900 kPa เป็น 4500 kPa การลดความดันนี้ช่วยในการไล่แก๊สบางส่วนออกจาก rich oil ก่อนที่จะทำเอา rich oil นี้ไปเข้ากระบวนการกลั่นเพื่อแยกเอาไฮโดรคาร์บอน C₁ - C₄ ออกไป

กระบวนการ flash นี้ไม่เพียงแต่จะไล่เอาแก๊สบางส่วนออกจากของเหลว แต่ยังสามารถทำให้อุณหภูมิของระบบนั้นลดต่ำลงด้วย และการลดต่ำลงของอุณหภูมิที่มากเกินไปนี้เอง ที่ส่งผลให้เกิดอุบัติเหตุตามมา สำหรับวันนี้คงพอแค่นี้ก่อน