TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT
CHƯƠNG 1: NGUYÊN LIỆU DẦU THÔ
I. NGUỒN GỐC
Có khá nhiều giả thuyết mô tả sự biến hoá lâu đời của vật chất để trở thành
các mỏ dầu khổng lồ trong lòng đất, trong đó có một giả thuyết mà cách lập luận
của nó hầu nh được nhiều người chấp nhận: nguồn gốc hữu cơ.
Các chất hữu cơ nói chung, cụ thể là các động vật, thực vật lắng chìm xuống
đáy biển, lâu ngày tích tụ lại và trộn lẫn cát mịn dưới đáy biển, tạo thành một khối
bùn thối rữa, còn gọi là các lớp trầm tích, lượng tích tụ tăng dần theo thời gian,
dưới tác dụng của lực địa tầng, tác dụng của nhiệt độ và hoạt động của các vi
khuẩn trong môi trường không có oxy, từng bước khối bùn nhão này chuyển hoá
dễ dàng thành dầu mỏ. Trong một số mỏ dầu nhất định, người ta đã phát hiện được
các vi khuẩn, thấy có cả nitơ, lưu huỳnh, đôi khi còn có cả photpho. Ngoài ra, còn
có một lớp nước mặn bao quanh mỏ. Đó là những điều hỗ trợ thêm cho lập luận
nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ.
Nơi hình thành dầu mỏ được gọi là “đá mẹ”. Tuy nhiên, dầu mỏ không bao
giờ chịu nằm im nơi “đá mẹ” sinh sản ra nó. Dưới tác dụng của nhiều áp lực nh:
chênh lệch khối lượng riêng với nước biển, các lực địa tầng và lớp cặn biển… dầu
mỏ luôn luôn di chuyển để tạo thành một thế cân bằng mới. Cuộc di chuyển này
tiến hành qua các khối đá xốp hoặc các khe nứt tồn tại trong lòng đất và thường
theo xu hướng “đi lên” hiếm khi di chuyển xuống. Cuộc di chuyển của dầu mỏ cứ
tiếp tục khi chưa đạt thế cân bằng nhưng sẽ dừng lại khi khối dầu mỏ này bị rơi
vào khối “đá bẫy”. Do cấu trúc của khối đá này có một lớpkhông thẩm thấu bao
phủ phía trên nên dầu mỏ phải nằm lại đó và tạo nên “túi dầu”. Túi dầu thường là
một khối đá xốp có dạng cái “chỏm mũ” tích tụ dầu mỏ tập trung vào đấy. Dầu mỏ
nằm im trong túi dầu lâu đời nên đã lắng phân tầng ba lớp: khí ở trên cùng, đến dầu
mỏ ở lớp kế tiếp và cuối cùng là nước mặn.
Các mỏ dầu khi ở dạng khí, được gọi là khí mỏ, loại này dễ dàng khai thác
và được dùng làm khí đốt hoặc cung cấp cho công nghiệp hoá dầu.
Các mỏ dầu nằm sâu trong lòng nên các nhà địa chất phải tiến hành khảo sát
thăm dò tìm kiếm bằng các phương pháp địa vật lý hoặc viễn thám. Sau khi phát

hiện được khu vực có dầu người ta tiến hành khoan sâu để lấy mẫu phân tích mới
đánh giá chính xác khả năng có dầu, gọi đấy là mũi khoan thăm dò. Tuy nhiên, vì
giá thành một mũi khoan sâu rất đắt tùy thuộc vào độ sâu và địa điểm khoan, do đó
nếu mòi khoan thăm dò được xác định có dầu thì người ta tiến hành mở rộng thành
giếng khoan khai thác luôn. Đối với những dầu mỏ nằm gần mặt đất thì có thể khai
thác bằng bơm ly tâm hoặc bơm pittông, nhưng đối với các mỏ dầu nằm sâu thì
phải dùng khí nén để khai thác.
Dầu má khi nằm trong lòng đất hoà tan một lượng lớn khí hydrocacbon
tương ứng áp suất tại đó. Theo số liệu nghiên cứu, 1 m
3
dầu mỏ có thể hoà tan 200
m
3
khí (tương ứng với áp suất khí quyển). Do đó, khi đưa dầu lên khỏi mặt đất,
người ta phải dẫn dầu đến thiết bị phân ly để tách bớt khí hoà tan trong dầu đồng
thời cũng phải tách nước và các chất bẩn khác, sau đó đưa về bể chứa. Khí hòa tan
này, còn gọi là khí đồng hành, có thể sử dụng làm khí nén để bơm trở lại vào giếng
khai thác dầu mỏ hoặc đưa đi chế biến phân đoạn thành sản phẩm của khí hoặc xử
lý đốt bỏ ở dạng bó đuốc lớn trước khi thải ra môi trường không khí.
II. Thành phần hoá học
1. Hydrocacbon họ parafinic
Hydrocacbon họ paraffinic trong dầu mỏ có từ C
1
- C
4
hoặc cao hơn . Nhưng
hydrocacbon họ paraffinic từ C
1
- C
4

đều là ở thể khí nằm trong dầu mỏ dưới
dạng hoà tan trong dầu mỏ trước khi đưa vào các thiết bị chế biến dầu đều phảI qua
giai đoạn loại bỏ các khí này trong các thiết bị đặc biệt: Các thiết bị ổn định thành
phần phân đoạn dầu mỏ. Những hydrocacbon họ parafinic từ C
5
- C
16
đều là
những hydrocacbon ở dạng lỏng chúng nằm trong các phân đoạn xăng, phân đoạn
kerosene, phân đoạn gazoil của dầu mỏ.
Về cấu trúc chúng có nhiều dạng đồng phân với mức độ phân nhánh khác
nhau. Trong dầu mỏ có 2 loại paraffin: n-paraffin và izo-paraffin. Trong đó n-
paraffin chiếm đa số (25 - 30% thể tích), chúng có số nguyờntử cacbon từ C
1
-
C
45
. Một điểm cần chú ý là các n-paraffin có số cacbon ≥ 18, ở nhiệt độ thường
chúng đã là chất rắn. Chúng có thể hoà tan trong dầu hoặc tạo thành các tinh thể lơ
lửng trong dầu. Nếu hàm lượng của cac paraffin rắn này cao, dầu có thể đông đặc
lại gây khó khăn cho vấn đề vận chuyển. Do vậy, các chất paraffin rắn có liên quan
đến độ linh động của dầu mỏ. Hàm lượng của chúng càng cao, nhiệt độ đông đặc
của dầu càng lớn. Tuy nhiên các parafin rắn tách từ dầu thô lại là nguyên liệu quý
để tổng hợp hoá học, nh để điều chế : Chất tẩy rửa tổng hợp, tơ sợi, phân bón, chất
dẻo ….
Các izo-paraffin thường chỉ nằm ở phần nhẹ và phần có nhiệt độ sôi trung
bình của dầu. Chúng thường có cấu trúc đơn giản: mạch chính dài, nhánh phụ ít và
ngắn, nhánh phụ thường là nhánh metyl. Các izo-paraffin có số các bon từ C
5
- C

10
là các cấu tử rất quí trong phần nhẹ của dầu mỏ, chúng làm tăng khả năng chống
kích nổ của xăng. So với n-paraffin thì izo-paraffin có độ linh động cao hơn.
Thành phần và cấu trúc của cac hydrocacbon họ parafinic này trong các
phân đoạn của dầu mỏ quyết định rất nhiều đến hiệu suất và chất lượng của các sản
phẩm thu được. Những hydrocacbon họ parafinic từ C
17
trở lên có cấu trúc thẳng n-
paraffin, trong dầu mỏ là những hydrocacbon rắn, chúng thường nằm dưới dạng
các tinh thể lẫn lộn với các hợp chất khác trong dầu mỏ. Các parafin này có cấu
trúc tinh thể dạng tấm hoặc dạng dài có nhiệt độ nóng chảy từ 40 - 47
0
C chúng
thường có trong các phân đoạn dầu nhờn. Sự có mặt của các hydrocacbon
paraffinic loại này trong dầu mỏ tuỳ theo mức độ nhiều hay ít mà sẽ có ảnh hưởng
lớn nhỏ đến tính chất lưu biến của dầu mỏ nguyên khai.
Các hydrocacbon paraffinic trong dầu mỏ (dạng khí và lỏng) còn là một
nguyên liệu ban đầu rất quí để tổng hợp hoá học, vì vậy thường sử dụng hoặc cả
phân đoạn (phân đoạn khí và xăng hay còn gọi là naphten) hoặc tách ra khỏi phân
đoạn dưới dạng các hydrocacbon riêng lẻ bằng cách chưng cất, hấp thụ qua dãy
phân tử, kết tinh ở nhiệt độ thấp Những parafin rắn thường được tách ra sử dụng
trong công nghiệp sản xuất giấy, nến, giấy cách điện
2. Hydrocacbon họ naphtenic
Hydrocacbon họ naphtenic trong dầu mỏ là những hydrocacbon vòng no (xyclo
parafin), thường ở dạng vòng 5,6 cạnh có thể ở dạng ngưng tụ 2 - 3 vòng, với số
vòng từ 1 - 4 là chủ yếu. Naphtenic là một trong số hydrocacbon phổ biến và quan
trọng trong dầu mỏ. Hàm lượng của chúng có thể thay đổi từ 30 - 60% trọng
lượng.
Hydrocacbon naphtenic là các thành phần rất quan trọng của nhiên liệu mô
tơ và dầu nhờn. Các naphtenic một vòng làm cho xăng có chất lượng cao, những

hydrocacbon naphtenic một vòng có mạch nhánh dài là thành phần rất tốt của dầu
nhờn và có độ nhớt cao và độ nhớt ít thay đổi theo nhiệt độ. Đặc biệt, chúng là các
cấu tử rất quí cho nhiên liệu phản lực, vì chúng cho nhiệt cháy rất cao, đồng thời
giữ được tính linh động ở nhiệt độ thấp, điều này rất phù hợp khi động cơ phải làm
việc ở nhiệt độ âm. Ngoài ra, những naphtenic nằm trong dầu mỏ là nguyên liệu
quí để từ đó điều chế được các hydrocacbon thơm: benzene, toluene, xylem (BTX),
là các chất khởi đầu để điều chế tơ sợi tổng hợp và chất dẻo.
Hydrocacbon họ naphenic là một thành phần quan trọng có hàm lượng cấu
trúc, cấu trúc và sự phân bố của chúng trong các phân đoạn có ảnh hưởng rất lớn
đến hiệu suất và chất lượng sản phẩm thu được.
Mặt khác trong quá trình chế biến dầu mỏ để sản xuất nguyên liệu cơ sở cho
tổng hợp hoá dầu thì các hydrocacbon naphtenic trong các phân đoạn nhẹ (phân
đoạn xăng) có ý nghĩ quan trọng, quyết định hiệu suất các hydrocarbon naphten tạo
thơm nhận được qua phản ứng khử hydro naphten tạo thơm của quá trình
reforming xúc tác.
3. Các hydrocacon họ aromatic (hydrocacbon thơm)
Hydrocacbon họ aromatic trong dầu mỏ thường chiếm tỷ lệ ít hơn hai loại trên
khoảng 5 - 30%, chúng thường là những loại vòng thơm. ảnh hưởng của
hydrocacbon loại này trong thành phần các sản phẩm dầu mỏ thay đổi khác nhau.
Loại hydrocacbon aromatic thường gặp là loại một vòng và đồng đẳng của chúng
(BTX). Các chất này thường nằm trong phần nhẹ và là cấu tử làm tăng khả năng
chống kích nổ của xăng. Các chất ngưng tụ 2,3 hoặc 4 vòng thơm có mặt trong
phần có nhiệt độ sôi trung bình của dầu mỏ; hàm lượng các chất này thường ít hơn.
Trong thành phần cặn các loại dầu mỏ đều tập trung các hydrocacbon loại
thơm ngưng tụ cao song ở đây cấu trúc đã bị lai hợp với các mức độ khác nhau
giữa 3 loại: thơm – naphten – parafin.
Ngoài thành phần các hydrocacbon kể trên trong dầu mỏ bao giờ cũng chứa
các hợp chất khác không phải hydrocacbon, ngoài hydro và cacbon trong phân tử
của chúng có chứa các nguyên tố O, N ,S và các kim loại. Đó là các hợp chất phi
hydrocacbon trong đó đáng kể nhất là các hợp chưa S và nhựa asphanten.

4. Các thành phần phi hydrocacbon trong dầu mỏ
Đây là những hợp chất mà trong thành phần của chúng có chứa O, N,S tức
những hợp chất hữu cơ của oxy, của nitơ, của lưu huỳnh. Một loại hợp chất khác
mà trong thành phần của nó cũng có cả đồng thời O, N, S, sẽ không xét ở đây nó
thuộc nhóm các chất nhựa và asphaten. Nói chung những loại dầu non, độ biến
chất thấp, hàm lượng các chất chứa các dị nguyên tố trên đều cao hơn trong những
loại dầu già độ biến chất cao. Ngoài ra tuỳ theo loại vật liệu hữu cơ tạo thành ban
đầu khác nhau, hàm lượng và tỷ lệ của từng loại hợp chất của S, O, N trong từng
loại dầu sẽ khác nhau. Cần chú ý là đứng về thành phần nguyên tố thì hàm lượng
S, O, N trong dầu mỏ rất ít, tuy nhiên vì những nguyên tố này nằm trong hỗn hợp
kết hợp với các gốc hydrocacbon, nên trọng lượng phân tử của chúng cũng tương
đương với trọng lượng phân tử hydrocacbon mà nó đi theo.
Thí dụ: ở phân đoạn nặng của dầu mỏ, trọng lượng phân tử trung bình của
hydrocacbon là 300 nếu trong phân đoạn đó có 1% thì hàm lượng các hợp chất
chứa lưu huỳnh trong phân đoạn này có thể đến 10%. Cho nên hàm lượng lưu
huỳnh trong dầu mỏ thường chiếm 0,02 - 7%, như vậy sẽ tương ứng hàm lượng các
hợp chất chứa lưu huỳnh trong dầu mỏ sẽ từ 0,05 - 3,6% như vậy sẽ tương ứng có
0,5 - 40% các hợp chất chứa oxy trong dầu mỏ. Hàm lượng Nitơ trong dầu mỏ
thường từ 0,02 – 1,7% nh vậy tương ứng trong dầu mỏ có khoảng 0,2 – 20% các
hợp chất chứa nitơ.
a. Các hợp chất chứa lưu huỳnh trong dầu mỏ
Đây là loại hợp chất phổ biến nhất và cũng đáng chú ý nhất trong số các hợp
chất không thuộc loại hydrocacbon của dầu mỏ. Các hợp chất lưu huỳnh làm xấu
đi chất lượng dầu thô. Những loại dầu ít lưu huỳnh thường có hàm lượng lưu
huỳnh không quá 0,5% là loại dầu tốt. Những loại dầu lưu huỳnh thường có 1 - 2%
trở lên là loại dầu xấu.
Hiện nay trong dầu mỏ đã xác định được khoảng 250 hợp chất của lưu huỳnh.
Những hợp chất này thuộc vào những họ sau:
+ Mercaptan RSH (với R là mạch thẳng hay vòng)
+ Sulfua R- S - R

+ Disulfua R- S - S - R
+ Tiofen (dị vòng)
+ Lưu huỳnh dạng tự do S, H
2
S
- Lưu huỳnh dạng mercaptan: chỉ gặp trong phần nhẹ của dầu mỏ dưới 200
o
C.
Các mercaptan này có gốc hydrocacbon với cấu trúc thẳng, nhánh vòng
naphtan. Lưu huỳnh ở dạng mercaptan khi ở nhiệt độ khoảng 300
o
C dễ bị phân
huỷ và tạo thành H
2
S và các sulfit. Ở nhiệt độ cao hơn nữa chúng có thể phân
huỷ tạo thành H
2
S và các hydrocacbon không no tương ứng với gốc
hydrocacbon của nó.
300
O
C
2 C
5
H
11
SH C
5
H
11

– S – C
5
H
11
+ H
2
S
500
O
C
C
5
H
11
SH C
5
H
10
+ H
2
S

Mặt khác, mercaptan lại rất dễ bị oxy hoá, ngay cả với không khí tạo thành
disulfua và nếu với chất oxy hoá mạnh có thể tạo thành sulfoaxit.

S
S
S
S S
S S

2 C
3
H
7
SH +1/2 O
2
C
3
H
7
S S C
3
H
7
+ H
2
O
HNO
3
C
5
H
7
SH C
3
H
7
SO
2
OH

- Lưu huỳnh dạng sulfua: Có trong dầu mỏ có thể ghép làm 3 nhóm: các sulfua
với gốc hydrocacbon mạch thẳng hoặc nhánh, các sulfua nằm trong cấu trúc vòng
no (tiofan) hoặc không no (tiofen) các sulfua với các gốc hydrocacbon thơm,
naphten.
Nói chung các sulfua nằm trong vòng naphten (sulfua vòng no) có thể xem là
dạng hợp chất chứa lưu huỳnh chủ yếu nhất trong phân đoạn có nhiệt độ sôi trung
bình của dầu mỏ. Cấu trúc của chúng giống hoàn toàn cấu trúc của các naphten 2,3
vòng ở phân đoạn đó.
Những sulfua có gốc là các hydrocacbon thơm hỗn hợp 1,2 hay nhiều vòng hoặc
những gốc là hydrocacbon thơm hỗn hợp với các vòng naphten, lại là loại hợp chất
chứa lưu huỳnh chủ yếu ở phân đoạn có nhiệt độ sôi cao.
Tương tù nh các hydrocacbon hỗn hợp naphten – thơm có những phân đoạn có
nhiệt độ sôi cao của dầu mỏ, các hợp chất của lưu huỳnh cũng có dạng hỗn hợp
không ngưng tụ mà qua cầu nối nh:
(CH
2
)
n
hoặc (CH
2
)
n

- Lưu huỳnh dạng sulfua: thường có rất ít trong dầu mỏ, nhất là ở các phân đoạn
có nhiệt độ sôi cao, thì lưu huỳnh dạng này có nhiều và phổ biến. Những loại dầu
mỏ trong quá trình di cư hay ở những tầng chứa không sâu bị oxy hoá thường có
nhiều lưu huỳnh disulfua vì các mercaptan dễ dàng bị oxy hoá chuyển thành
disulfua.
- Lưu huỳnh dạng tiofen (hoặc tiofen đa vòng) là những dạng có cấu trúc nh sau:
Tiofen Benzotiofen Dibenzotiofen Naphtobenzotiofen Naphtotiofen

Những loại này thường chiếm từ 45 – 92% trong tất cả các loại hợp chất chứa
lưu huỳnh của dầu mỏ nhưng trong số đó thì tiofen và các đồng đẳng của nó
thường lại ít hơn cả thậm chí có những loại dầu mỏ không có (dầu wasson). Những
đồng đẳng của tiofen đã xác định được là những loại 1 nhóm thế (chủ yếu là nhóm
metyl) hoặc có cả 2,3 và 4 nhóm thế. Đối với benzentiofen đã xác định được 4
đồng đẳng 1 nhóm thế metyl, 8 đồng đẳng có 2 nhóm thế metyl 1 đồng đẳng có 1
nhóm thế propyl.
Ngoài các hợp chất chứa lưu huỳnh trên trong dầu mỏ còn chứa lưu huỳnh dưới
dạng tự do và lưu huỳnh dạng H
2
S không phải trong dầu nào cũng có, chúng thay
đổi trong 1 giới hạn rất rộng đối với các loại dầu khác nhau. Thí dụ: lưu huỳnh
nguyên tố có thể khác nhau đến 60 lần nghĩa là có thể có từ 0,008 – 0,48% trong
dầu mỏ còn lưu huỳnh H
2
S cũng vậy, có thể từ rất ít cho đến 0,02%. Vì lưu huỳnh
dạng H
2
S nằm dưới dạng hoà tan trong dầu mỏ, dễ dàng thoát ra khỏi dầu khi đun
nóng nhẹ, nên chúng gây ăn mòn rất mạnh các hệ thống đường ống, thiết bị trao
đổi nhiệt, chưng cất. Do đó người ta thường căn cứ vào hàm lượng lưu huỳnh H
2
S
trong dầu mà phân ra dầu mỏ thuộc loại “chua” hay “ngọt” khi hàm lượng H
2
S
trong dầu dưới 3,7 ml/lit dầu được gọi là “ngọt” ngược lại quá giới hạn đó dầu
được gọi là “chua”. Cần chú ý khi đun nóng thì lưu huỳnh dạng mercaptan cũng dễ
dàng bị phân huỷ, tạo ra H
2

S và do đó tổng hàm lượng H
2
S thực tế trong các thiết
bị đun nóng sẽ cao lên. Do vậy mà hàm lượng của hợp chất lưu huỳnh được coi là
chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu thô và sản phẩm dầu.
b. Các hợp chất của nitơ trong dầu mỏ
Nói chung các hợp chất của nitơ đại bộ phận đều nằm vào phân đoạn có nhiệt
độ sôi cao của dầu má. Ở các phân đoạn nhẹ các hợp chất chứa nitơ chỉ thấy dưới
dạng vết.
Các hợp chất chứa nitơ có trong dầu mỏ không nhiều lắm. Hàm lượng nguyên tố
nitơ chỉ chứa 0,01 – 1% trong dầu mỏ. Những hợp chất chứa nitơ trong dầu, trong
cấu trúc phân tử của nó, có thể có loại 1 nguyên tử N, có loại chứa 2,3 thậm chí 4
nguyên tử N.
Những hợp chất chứa 1 nguyên tử N được nghiên cứu nhiều chúng thường có
đặc tính bazơ nh piridin, quinolin, izoquinolin, acridin hoặc có tính chất trung tính
nh các vòng pirol, indol, cacbazol, benzocacbazol.
Trong các dạng hợp chất chứa 1 nguyên tử nitơ kể trên thì dạng piridin và
quinolin thường có nhiều hơn cả. Trong dầu California còng đã xác định được 10
đồng đẳng của piridin C
6
– C
11
, có 1,2,3 nhóm thế metyl, đồng thời có cả những
nhóm thế etyl và propyl, butyl. Các quinolin với số nguyên tử cacbon C
9
– C
15
còn
tìm thấy trong phân đoạn có nhiệt độ sôi 230 – 330
o

C của dầu má. Ở phân đoạn có
nhiệt độ sôi cao hơn, thấy có những hợp chất 3 vòng nh 2,3 - và 2,4- dimetyl
bezoquinolin. Nói chung, ở phân đoạn có nhiệt độ sôi thấp và trung bình của dầu
mỏ thì thường được gặp các hợp chất chứa nitơ dạng piridin, quinolin, còn ở những
phân đoạn có nhiệt độ sôi cao cảu dầu mỏ, thì các hợp chất chứa nitơ dạng
cacbazol và pirol là chủ yếu. Những hợp chất chứa 2 nguyên tử nitơ trở lên thường
có rất ít so với các loại kể trên. Những loại này thuộc dạng indolquinolin,
indolcacbazol và porfirin. Đối với các porfirin là những chất chứa 4 nguyên tử
nitơ, lại thường có xu hướng tạo nên những phức chất với kim loại nh vanadi,
niken và sắt. Các hợp chất nitơ có thể chiếm tới 3% trong dầu. Tuy với số lượng
nhỏ hơn lưu huỳnh nhưng các hợp chất nitơ cũng là các hợp chất có hại, rất độc
cho xúc tác trong quá trình chế biến, đồng thời chúng phản ứng tạo nhựa làm tối
màu sản phẩm trong thời gian bảo quản. Khi có mặt trong nhiên liệu các hợp chất
nitơ cháy tạo ra khí NO
X
là những khí rất độc gây ăn mòn mạnh. Do vậy cũng nh
các hợp chất lưu huỳnh , khi hàm lượng các hợp chất nitơ vượt quá giới hạn cho
phép người ta cũng phải tiến hành loại bỏ chúng trước khi đưa dầu thô hay phân
đoạn dầu vào quá trình chế biến.
c. Các hợp chất của oxy trong dầu mỏ
Trog dầu mỏ các hợp chất chứa oxy thường có dưới dạng các axit (tức có nhóm –
COOH), các xeton (=CO), các phenol, và các loại este và lacton nữa. Tuy vậy
trong số này các hợp chất chứa oxy dưới dạng các axit là quan trọng hơn cả.
Các axit trong dầu mỏ hầu hết là các axit một chức. Ở trong các phân đoạn có
nhiệt độ sôi thấp của dầu mỏ, các axit hầu như không có. Axit chứa nhiều nhất ở
phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình của dầu mỏ và ở phân đoạn có nhiệt độ sôi
cao hơn thì hàm lượng các axit lại giảm đi. Về cấu trúc những axit có số nguyên tử
cacbon trong phân tử dưới C
6
thường là các axit béo mạch thẳng. Nhưng loại có số

nguyên tử cacbon trong phân tử cao hơn thường là axit có gốc là vòng naphten 5
cạnh hoặc 6 cạnh. Những loại này là loại chiếm phần chủ yếu ở phân đoạn có nhiệt
độ sôi trung bình của dầu mỏ. Tuy vậy ngay cả trong phần có nhiệt độ sôi cao, vẫn
còn có các axit béo mạch thẳng hoặc nhánh kiểu izoprenoid, nhưng số lượng
chúng không nhiều bằng những loại vòng kể trên. Ở những phân đoạn rất nặng thì
các vòng của nó lại mang tính hỗn hợp giữa naphten và thơm, nên các axit ở phân
đoạn này cũng có cấu trúc hỗn hợp naphten thơm tương tự. Các axit nằm trong
phần cặn của dầu có cấu trúc phức tạp giống nhau cấu trúc các chất nhựa
asphanten, nên chúng được gọi là axit asphanten trong thành phần của nó có thể cả
dị nguyên tố S, N.
Các phenol trong dầu mỏ thường gặp là các phenol và các đồng đẳng của nó,
còng nh gặp cả β – naphtol và đồng đẳng.
Hàm lượng các phenol vào khoảng 0,1 – 0,2% trong dầu mỏ. Phenol lại
thường có ít hơn các đồng đẳng
Các xeton mạch thẳng C
2
– C
5
tìm thấy trong phần nhẹ của dầu mỏ. Trong các
phần có nhiệt độ sôi cao thì phát hiện thấy có keton vòng. Các xetol nói chung
không nhiều trong dầu mỏ và ngay cả trong phần nặng của dầu.
5. Các hợp chất nhựa – asphanten
Các hợp chất nhựa – asphenten thường nằm trong phần cặn của dầu mỏ ở
nhiệt đọ sôi 350
0
C. Đó là những hợp chất hữu cơ có trọng lượng phân tử lớn, trong
cấu trúc có cả vòng thơm, vòng asphenten, các mạch thẳng đính xung quanh đồng
thời còn chứa các nguyên tố C, H, O, S, N dưới dạng dị vòng hay cầu nối. Hàm
lượng và thành phần hoá học các chất này trong dầu mỏ quyết định đến việc chọn
lựa cỏc phương pháp, đến hiệu suất và chất lượng sản phẩm.

Ngoài ra trong nhóm chất phi hydrocacbon của dầu mỏ cần phải kể đến các
hợp chất chứa nitơ, oxy, các hợp chất cơ kim chứa kim loại nh Ni, Fe, Cu…
Tất cả các hợp chất này đều gây cản trở cho việc chế biến dầu mỏ.
CHƯƠNG II. SẢN PHẨM CỦA QUÁ TRÌNH CHƯNG CẤT
Dầu mỏ, khi muốn chế biến thành các sản phẩm phải được tiến hành chia nhỏ
thành từng phân đoạn hẹp với các khoảng nhiệt độ sôi nhất định. Những phân đoạn
này nói chung tương ứng với các sản phẩm cuối cùng của quá trình chế biến, nên
chúng được mang tên các sản phẩm đó. Thông thường, dầu mỏ được chia thành
các phân đoạn chính sau đây:
- Phân đoạn xăng, với khoảng nhiệt độ sôi dưới 180
o
C.
- Phân đoạn kerosen, với khoảng nhiệt độ sôi từ 180-250
o
C.
- Phân đoạn gasoil, với khoảng nhiệt độ sôi từ 250-350
o
C.
- Phân đoạn dầu nhờn (hay còn gọi là phân đoạn gasoil nặng), với khoảng nhiệt
độ sôi từ 350 - 500
o
C.
- Phân đoạn cặn gudron có nhiệt độ sôi trên 500
o
C.
Trong các phân đoạn trên đây, sự phân bố các hợp chất hydrocacbon và không
hydrocacbon của dầu mỏ nói chung không đồng nhất chúng thay đổi rất nhiều khi
đi từ phân đoạn nhẹ sang phân đoạn nặng hơn. Vì vậy tính chất của từng phân đoạn
đều khác nhau. Hơn nữa, các loại dầu mỏ ban đầu đều có tính chất và sự phân bố
các hợp chất hữu cơ trong đó cũng khác nhau, cho nên tính chất của từng phân

đoạn dầu mỏ còn phụ thuộc rất nhiều vào đặc tính hoá học của loaị dầu ban đầu.
I. Sản phẩm khí Hydrocacbon
Khí thu được trong quá trình chưng cất dầu bao gồm các hydrocacbon C
1
-C
4
và một lượng ít C
5
-C
6
, hydrocacbon thu được chủ yếu là C
3
và C
4
. Đây là nguồn
nguyên liệu lớn cho quá trình tổng hợp hoá dầu cũng như sử dụng dân dụng bằng
cách hoá lỏng (LPG). Từ C
3
có thể chế tạo dung môi, C
4
dùng để sản xuất dung
môi, sản xuất cao su, dùng trong cracking hơi, sản xuất phụ gia MTBE chống kích
nổ cho xăng.
II. Phân đoạn xăng
1. Thành phần hoá học
Với khoảng nhiệt độ sôi < 180
o
C, phân đoạn xăng sẽ bao gồm các Hydrocacbon
từ C
5

-C
10
, C
11
. Cả 3 loại hydrocacbon: parafinic, naphtenic, và hydrocacbon thơm
đều có mặt trong phân đoạn xăng. Hầu như tất cả các chất đại diện và một số đồng
phân của các parafin, cycloparaffin (cyclopentan và cyclohexan) và hydrocacbon
thơm có nhiệt độ sôi đến 180
o
C đều tìm thấy trong phân đoạn này. Tuy nhiên thành
phần cũng như số lượng của các hydrocacbon trên thay đổi rất nhiều theo từng loại
dầu. Đối với dầu họ parafinic, phân đoạn xăng chứa rất nhiều hydrocacbon
parafinic, trong đó các parafin mạch thẳng thường chiếm tỷ lệ cao hơn các parafin
mạch nhánh. Các parafin mạch nhánh lại thường có cấu trúc mạch chính dài, nhánh
phụ rất ngắn (chủ yếu là nhóm metyl) và số lượng nhánh rất ít (chủ yếu là một
nhánh, 2, 3 nhánh thì ít hơn, 4 nhánh rất ít hoặc không có).
Đối với dầu họ naphtenic, phân đoạn xăng lại chứa nhiều hydrocacbon
naphtenic, nhưng thường những chất đứng vào đầu dãy đồng phân (như
cyclopentan, cyclohexan) lại thường có số lượng ít hơn các đồng phân của chúng.
Những đồng phân này có đặc tính là có nhiều nhánh phụ, nhánh này thường là
ngắn (như metyl) chiếm phần lớn.
Các hydrocacbon thơm có trong phân đoạn xăng thường không nhiều như quy
luật phân bố giữa benzen và các đồng phân của nó thì cũng tương tù như naphten.
Quy luật chung về sự phân bố hydrocacbon các loại kể trên trong phân đoạn xăng
thường gặp ở loại dầu có tuổi địa chất khác nhau.
Một quy luật khá phổ biến về sự phân bố hydrocacbon trong phân đoạn xăng là
ở nhiệt độ sôi càng thấp, hàm lượng hydrocacbon parafinic bao giờ cũng rất lớn, và
ở nhiệt độ sôi càng cao thì hydrocacbon loại này sẽ giảm dần nhường chỗ cho
hydrocacbon naphten và thơm.
Ngoài hydrocacbon trong số các hợp chất thuộc họ phi hydrocacbon nằm trong

phân đoạn xăng thường cú cỏc hợp chất của lưu huỳnh, nitơ và oxy. Các chất nhựa
và asphanten không có trong phân đoạn này.
Trong số các hợp chất lưu huỳnh của dầu mỏ đã khảo sát phần trước thì lưu
huỳnh mercaptan là dạng chủ yếu của phân đoạn xăng những dạng khác cũng có
nhưng ít hơn, các hợp chất của nitơ trong phân đoạn xăng rất ít, thường dưới dạng
vết, thường chỉ có các hợp chất chứa một nguyên tử nitơ mang tính bazơ như
pyridin. Những hợp chất của oxi trong phân đoạn xăng cũng rất ít, dạng thường
gặp là ở một số axit béo và đồng đẳng của phenol.
2. Ứng dụng
Phân đoạn xăng được sử dụng 3 mục đích sau:
- Sản xuất nhiên liệu dùng cho động cơ xăng.
- Sản xuất nguyên liệu cho công nghiệp hoá dầu.
- Sản xuất dung môi trong công nghiệp sơn, cao su, keo dán, ngoài ra được sử
dụng để trích ly chất béo, trong công nghiệp hương liệu, dược liệu.
Trong phân đoạn xăng có nhiệt độ sôi từ 30-35
o
C tới nhiệt độ 180
o
C; được tinh cất
tiếp để nhận các phân đoạn hẹp như 30-62
o
C ; 62-85
o
C ; 85-105
o
C ; 105-140
o
C hay
phân đoạn rộng như 85-140
o

C dùng làm nguyên liệu cho quá trình izome hoá,
reforming xúc tác với mục đích nhận xăng hay nhận hydrocacbon thơm loại
benzen (B), tuluen (T), xylen (X), hoặc làm nguyên liệu cho cracking nhằm sản
xuất các olefin thấp như etylen, propylen, butylen, butadien. Ngoài ra phân đoạn
xăng còn được làm dung môi như dung môi parafinic (etepetrol) cho công nghiệp
trích ly tinh dầu, pha chế mỹ phẩm.
III. Phân đoạn kerosen
Phân đoạn này còn gọi là dầu lửa, có nhiệt độ sôi từ 180-250
o
C, bao gồm các
hydrocacbon có số cacbon C
11
-C
15
, C
16
.
1. Thành phần hoá học
Trong phân đoạn kerosen, hầu hết là các naphten-parafin, rất ít iso-parafin. Các
hydrocacbon naphten và thơm ngoài loại có cấu trúc 1 vòng và nhiều nhánh phụ,
còn có mặt các hợp chất 2 hoặc 3 vòng đặc biệt là loại naphten và thơm 2 vòng
chiếm phần lớn. Trong kerosen bắt đầu có mặt các hợp chất hydrocacbon có cấu
trúc hỗn hợp giữa vòng thơm và vòng naphten như tetralin và đồng đẳng của
chúng. Các hợp chất chứa S, N, O tăng dần. Lưu huỳnh dạng mercaptan giảm dần,
xuất hiện S dạng sulphua. Các hợp chất N với hàm lượng nhỏ, dạng quinolin,
pyrol, indol.
2. Ứng dụng
Phân đoạn này được sử dụng cho 2 mục đích:
- Làm nhiên liệu phản lực (ứng dụng chính).
- Dầu hoả dân dụng.

Nhiên liệu dùng cho động cơ phản lực được chế tạo từ phân đoạn kerosen hoặc
từ hỗn hợp phân đoạn kerosen với phân đoạn xăng. Do đặc điểm cơ bản chất của
nhiên liệu dùng cho động cơ phản lực là làm sao có tốc độ cháy lớn, dễ dàng tự bốc
cháy ở bất kỳ nhiệt độ và áp suất nào, cháy điều hoà và không bị tắt trong dòng
không khí có tốc độ xoáy lớn, nghĩa là quá trình cháy phải có ngọn lửa ổn định. Để
đáp ứng yêu cầu trên, người ta thấy trong thành phần các hydrocacbon của phân
đoạn kerosene, các hydro naphten và parafin thích hợp nhất với những đặc điểm
của quá trình cháy trong động cơ phản lực. Vì vậy phân đoạn kerosen và phân đoạn
xăng của dầu mỏ họ naphten-paraffin hoặc parafino-naphten là nguyên liệu tốt nhất
để sản xuất nhiên liệu cho động cơ phản lực. Trong khi đó sự có mặt của
hydrocacbon thơm không thuận tiện cho quá trình cháy, do đó nếu hàm lượng của
chúng qỳa lớn, cần phải loại bớt chúng ra để giữa trong giới hạn 20-25%.
Chú ý hàm lượng của hydrocacbon paraffin trong nhiên liệu phản lực trong
khoảng 30-60%, nếu cao hơn cần phải tiến hành loại bỏ nhằm đảm bảo tính linh
động tốt của nhiên liệu ở nhiệt độ thấp.
Phân đoạn kerosene của họ dầu mỏ paraffin còn được dùng để sản xuất dầu hoả
dân dụng (thắp sáng hoặc đun nấu) mà không đòi hỏi một quá trình biến đổi thành
phần bằng các phương pháp hóa học phức tạp, đáp ứng được yêu cầu của dầu hoả
là ngọn lửa cháy xanh, không có màu vàng đỏ, không tạo nhiều khói đen, không
tạo nhiều tàn đọng ở đầu bấc và dầu phải dễ dàng bốc hơi theo lên phía trên để
cháy.
IV. Phân đoạn Diezel
1. Thành phần hoá học
Phân đoạn diesel hay còn gọi là phân đoạn gasoil nhẹ, có khoảng nhiệt độ 250-
350
o
C, chứa các hydrocacbon có số cacbon C
16
-C
20

, C
21
.
Phần lớn các n-parafin, iso-parafin và hydrocacbon thơm rất ít, ở cuối phân
đoạn có những n-parafin có nhiệt độ kết tinh cao. Chúng là những mầm mống gõy
mất tính linh động của phân đoạn ở nhiệt độ thấp. Trong gasoil ngoài naphten và
thơm 2 vòng là chủ yếu những chất có 3 vòng bắt đầu tăng lên. Chứa các hợp chất
cấu trúc hỗn hợp (giữa naphten và thơm).
Hàm lượng các chất S, N, O tăng nhanh. Lưu huỳnh chủ yếu ở dạng disunfua,
dị vòng. Các hợp chất chứa oxy (ở dạng axit naphtenic) nhiều và đạt cực đại ở
phân đoạn này. Ngoài ra còn có các dạng phenol như dimetylphenol. Trong gasoil
đã xuất hiện nhựa song còn ít, trọng lượng phân tử của nhựa còn thấp (300-400
đvc).
2. Ứng dụng
Phân đoạn gasoil nhẹ của dầu mỏ chủ yếu được sử dụng làm nhiên liệu cho
động diesel. Do động cơ diesel đòi hỏi nhiên liệu phải có trị số xetan cao (có tính
chất rất dễ oxy hoá để tự bốc cháy tốt) do phân đoạn gasoil (của dầu mỏ họ
paraffin) lấy trực tiếp từ quá trình chưng cất sơ khởi thường có trị số xetan rất cao.
Vì vậy chúng thường được sử dụng trực tiếp làm nhiên liệu diesel thích hợp nhất
mà không phải qua một quá trình biến đổi hoá học nào. Tuy nhiên cần làm tăng trị
số xetan của nhiên liệu diesel, người ta cũng có thể cho thêm vào một số chất phụ
gia thúc đẩy quá trình oxy hoá. Với số lượng khoảng 1,5% ta có thể tăng chỉ số
xetan lên đến 15-20 đơn vị so với trị số ban đầu của nó là 40 đơn vị.
V. Phân đoạn dầu nhờn (Gasoil chân không)
1. Thành phần hoá học
Phân đoạn dầu nhờn với khoảng nhiệt độ sôi từ 350 - 500
o
C bao gồm những
hydrocacbon có số nguyên tử các bon trong phân tử từ C
21

- C
35
(hoặc 40) những
hydrocacbon trong phân đoạn này có trọng lượng phân tử lớn, có cấu trúc phức tạp
đặc biệt là dạng hỗn hợp tăng lên rất nhanh. Những hydrocacbon parafinic dạng
thẳng, và dạng nhánh có ít hơn so với những hydrocacbon loại naphtenic thơm hay
hỗn hợp.
Khi nghiên cứu sự phân bố hydrocacbon loại naphten và izo-parafin trong phân
đoạn dầu nhờn đã được loại các n-parafin và hydrocacbon thơm của một loại dầu
mỏ thuộc họ trung gian, cho thấy các naphten chiếm phần lớn. Các hydrocacbon
thơm ở đoạn dầu nhờn là những loại 1, 2, 3 vòng thơm, còn loại 5 vòng thơm trở
lên rất ít. Đại bộ phận các hydrocacbon thơm trong phân đoạn dầu nhờn đều nằm
dưới dạng hỗn hợp với vòng naphtan. Hàm lượng hydrocacbon thơm trong phân
đoạn dầu nhờn của các loại dầu mỏ khác nhau, thay đổi trong phạm vi rộng.
Trong phân đoạn dầu nhờn, các hợp chất khác ngoài hydrocacbon cũng chiếm
phần đáng kể, hầu như cú trên 50% lượng lưu huỳnh của dầu mỏ tập trung vào
phân đoạn dầu nhờn và cặn. Các hợp chất của lưu huỳnh trong phân đoạn này
thường nằm dưới dạng sulfua, disulfua, các sulfua dị vòng, hoặc sulfua nối với các
vũng thơm một hay nhiều vòng ngưng tụ, với vòng naphten các tiophen và tiophen
nhiều vòng.
Những hợp chất của nitơ trong phân đoạn này ngoài các đồng phân của piridin
và quinolin còn có cả các pirol, cacbazol và những đồng đẳng của chúng với số
lượng khá lớn.
Trong phân đoạn dầu nhờn còn có mặt các hợp chất cơ kim, các kim loại như: V,
Ni, Cu, Fe,… Tuy vậy các phức chất này thường tập trung trong phần cặn gudron.
Các hợp chất chứa oxy trong phân đoạn dầu nhờn là các axit naphtenic, các axit
asphantic. Số lượng các axit naphtenic trong phân đoạn này ít hơn so với trong
phân đoạn gasoil.
Ở phân đoạn dầu nhờn các chất nhựa có mặt với số lượng đáng kể và tăng rất
nhanh về cuối phân đoạn này.

2. Ứng dụng
Với phân đoạn 350 – 500
o
C; 350 - 540
O
C (580
O
C) được gọi là gasoil chân
không. Được sử dụng làm nguyên liệu cho quá trình cracking xúc tác hay
hydrocracking. Còn các phân đoạn dầu nhờn hẹp 320 - 400
o
C; 300 - 420
O
C; 400 -
450
o
C; 420 - 490
O
C; 450 - 500
O
C được dùng làm nguyên liệu cho sản xuất các loại
dầu nhờn bôi trơn khác nhau.
Ngoài ra phân đoạn này còn dùng để sản xuất sản phẩm trắng, các sản phẩm
trắng là tên gọi của 2 nhiên liệu xăng, kerosene, diesel. Đó là các loại nhiêu liệu
được sử dụng nhiều nhất, quan trọng nhất. Để làm tăng số lượng các nhiên liệu
này, có thể tiến hành phân huỷ gasoil nặng bằng phương pháp cracking hoặc
hydrocracking, với cách này, có thể biến các cấu tử C
21
- C
40

thành xăng (C
5
- C
11
),
kerosene (C
11
- C
16
), diesel (C
16
- C
20
). Dẫn đến nâng cao hiệu suất sử dụng của dầu
mỏ.
VI. Cặn gudron (cặn dầu mỏ)
1. Thành phần hóa học
Cặn gudron là phần còn lại có nhiệt độ sôi trên 500
o
C. Ở đây tập trung những
hydrocacbon có số nguyên tử cacbon trong phân tử từ C
41
trở lên, có thể đến C
50
–
C
60
còng có thể có giới hạn cuối cùng là C
80
.

Có thể chia làm 3 nhóm chính:
a. Nhóm chất dầu
Là nhóm bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng lớn tập trung nhiều các
hợp chất thơm có độ ngưng tụ cao, cấu trúc hỗn hợp nhiều vòng giữa thơm và
naphten, đây là nhóm hợp chất nhẹ nhất, có tỷ trọng xấp xỉ bằng 1, hoà tan trong
xăng, n-pentan, CS
2
… nhưng không hoà tan trong cồn. Trong phân đoạn cặn,
nhóm dầu chiếm khoảng 25-46%.
b. Nhóm chất nhựa
Là chất ở dạng keo quánh, nó gồm 2 nhóm thành phần, đó là các chất trung
tính và các chất axit.
Các chất trung tính có màu đen hoặc nâu, nhiệt độ hoá mềm của nó nhỏ hơn
100
o
C, tỷ trọng lớn hơn 1, dễ dàng hoà tan trong xăng. Chất trung tính tạo cho
nhựa có tính dẻo dai và tính dính kết. Hàm lượng của nó ảnh hưởng trực tiếp đến
độ kéo dài của nhựa, nó chiếm khoảng 10-15% khối lượng của cặn gudron.
Các chất axit: là chất có nhóm gốc - COOH, màu nâu sẫm tỷ trọng lớn hơn 1,
hoà tan dễ trong clorofoc và rượu etylic, chất axit tạo cho nhựa có tính hoạt động
bề mặt, khả năng kết dính của bitum phụ thuộc vào hàm lượng chất axit có trong
nhựa, nó chỉ chiếm khoảng 1% trong cặn dầu mỏ.
c. Nhóm asphanten
Là nhóm chất rắn màu đen, cấu tạo tinh thể, tỷ trọng lớn hơn 1 chứa phần lớn
các chất dị vòng có khả năng hoà tan cacbon disunfua (CS
2
). Đun sôi ở 300
o
C
không bị nóng chảy mà bị cháy thành tro.

Ngoài 3 nhóm chất dính ở trên trong cặn gudron cũn cú cỏc hợp chất cơ kim
của kim loại nặng, các chất cacbon, caboit rắn, giống như cốc, màu sẫm không tan
trong các dung môi thông thường, chỉ tan trong pyridin nóng.
3. Ứng dụng
Phân đoạn cặn gudron được sử dụng cho nhiều mục đích khác nhau như: sản
xuất bitum, than cốc, bồ hang, nhiên liệu đốt lò. Trong các ứng dụng trên để sản
xuất bitum là quan trọng nhất.
XỬ LÝ CÁC TẠP CHẤT CƠ HỌC
Dầu thô trước khi khai thác từ các mỏ dầu và chuyển vào các nhà máy chế
biến. Trước khi chế biến phải tiến hành làm ổn định dầu vì trong dầu còn có các
loại khí hoà tan nh khí đồng hành và các khí phi hydrocarbon. Khi dầu phun ra
khỏi các giếng khoan thì áp suất giảm, nhưng dù sao vẫn còn lại một lượng nhất
định lẫn vào trong dầu và phảI tách tiếp trước khi chế biến, mục đích là hạ thấp áp
suất hơi khi chưng cất dầu thô và nhận thêm nguồn nguyên liệu cho chế biến dầu.
Vì trong các khí hydrocacbon nhẹ từ C
1
- C
4
là nguyên liệu quý cho quá trình nhận
olefin. Xử lý chế biến thực chất là chưng tách bớt phần nhẹ những để tránh bay
hơi cả phần xăng, tốt nhất là tiến hành chưng cất ở áp suất cao khi đó chỉ có các
cấu tử nhẹ hơn C
4
bay hơi, còn phần từ C
5
trở lên vẫn còn lại trong dầu.
Muốn xử lý dầu thô trước khi đưa vào chưng cất chúng ta phải trải qua những bước
tách cơ bản
Tách tạp chất cơ học, nước, muối lẫn trong dầu
Nước lẫn trong dầu ở dưới mỏ chỉ ở dạng tự do chứ không có dạng nhũ

tương. Khi khai thác, bơm, phun dầu, các quá trình khuấy trộn thì nước cùng với
các tạp chất tạo thành ở dạng nhũ tương.
Nước nằm dưới dạng nhòũtương thì rất bèn vững và khó tách. Có hai dạng
nhũ tương:
+ Dạng nhũ tương nước trong dầu
+ Dạng nhũ tương dầu trong nước
Lượng nước ở trong dầu nhiều hay ít trong nhũ tương dầu ở mỏ khai thác
bằng cách nhìn màu sắc, qua thực nghiệm người ta kiểm tra thấy nếu dầu chứa
10% nước thì màu cũng tương tự dầu không chứa nước. Nếu nhũ tương dầu chứa
15 - 20% nước, có màu ghi đến vàng, nhũ tương chứa 25% nước có màu vàng.
Dầu mỏ có lẫn nước ở dạng nhũ tương đưa đi chế biến thì không thể được
mà phảI khử chúng ra khỏi dầu. Khử nước và muối ra khỏi dầu đến giới hạn cho
phép, cần phải tiến hành ở nơi khai thác là tốt nhất .
Tiến hành tách nước ở dạng nhò tương có 3 phương pháp:
- Phương pháp cơ học ( lắng – lọc – ly tâm).
- Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học.
- Tách bằng phương pháp dùng điện trường
a) tách bằng phương pháp cơ học (lắng- lọc- ly tâm)
Khi dầu và nước trong dầu chưa bị khuấy trộn mạnh và nước ở trong dầu ở dạng
tự do với hàm lượng lớn có thể gần 50% và cao hơn
*Phương pháp lắng: Phương pháp này dùng khi dầu mới khai thác ở giếng
khoan lên,dầu và nước chưa bị khuấy trộn nhiều nên nhũ tương mới tạo ít và nhũ
tương chưa bền vững, nước ở dạng tự do còn tương đối lớn. Dầu mỏ này người ta
đem đi lắng, nhờ tỷ trọng nước lớn hơn dầu nước sẽ lắng sơ bộ và tháo ra ngoài.
Tốc độ lắng của các hạt nước tính theo công thức Stockes nếu kính thước hạt
lớn hơn 0,5 .
V=
η
.18
)(

21
2
gddr −
(1)
Trong đó:
V: tóc độ lắng, cm/s
R: đường kính hạt
d
1
,d
2
: tỷ trọng nước và dầu tương ứng, g/cm
3
g: gia tốc trọng trường, cm/s
2
η: độ nhít động học của hỗn hợp.
Từ công thức (1) ta thấy kích thước hạt của pha phân tán càng nhỏ và tỷ
trọng của nước và dầu khác nhau càng ít. Độ nhớt của môi trường càng lớn thì sự
phân lớp và lắng càng xảy ra chậm.
Việc tách nước và tạp chất thực hiện ở nơi khai thác và gia nhiệt ở thiết bị
đốt nóng.
Ở các nhà máy chế biến dầu tách nước thường gia nhiệt để lắng, khống chế
nhiệt độ từ 120 - 160
0
C và P = 8 - 15 at để cho nước không bay hơi. Quá trình lắng
thường xảy ra trong thời gian 2 - 3 giờ.
* Phương pháp ly tâm: Phương pháp ly tâm tách nước ra khỏi dầu nhờ tác
động của lực ly tâm để tách riêng các chất lỏng có tỷ trọng khác nhau.
Giá trị lực ly tâm xác định theo phương trình sau:
F = K.m.r.n

2
K =
60
2
π
2
m: khối lượng hạt nước (g)
r: bán kính quay (cm)
n: số lượng vòng quay của máy ly tâm (vòng/phút)
Lực ly tâm và tốc độ tách nước thay đổi tỷ lệ thuận với bán kính quay và tỷ
lệ với bình phương số vong quay của roto. Trong công nghiệp thường dùng máy ly
tâm có vòng quay từ 3500 - 5000 vòng trong một phút. Số vòng quay càng lớn thì
khẳ năng chế tạo thiết bị càng khó khăn và không thể chế tạo thiết bị với công suất
lớn.
Nhược điểm của phương pháp này là công suất máy bộ, khả năng phân chia
không cao, vốn chi tiêu lớn vì vậy phương pháp này không phổ biến trong công
nghệ tách nước và tạp chất.
* Phương pháp lọc:
Là tách nước ra khỏi dầu sử dụng khi mà hỗn hợp nhũ tương dầu đã bị phá
vỡ nhưng nước vẫn ở dạng lơ lửng trong dầu mà chưa được lắng xuống đáy. Dùng
phương pháp này là nhờ lợi dụng tính chất thấm ướt chọn lọc của các chất lỏng
khác nhau lên các chất lọc khác. Phương pháp lọc đạt hiệu quả rất cao và đồng thời
có thể tách cả nước lẫn muối.
b) Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học
Bản chất của phương pháp hoá học là cho thêm một hoá học hoạt động bề
mặt để phá nhũ tương.
Khi các điều kiện thao tác như nhiệt độ, áp suất được chọn ở chế độ thích
hợp thì hiệu quả của phương pháp cũng rất cao nhưng khó khăn nhất là phải chọn
được chất bề mặt thích hợp không gây hậu quả khó khăn cho chế biến sau này
cũng như không phân hủy hay tạo môi trường thiết bị.

c) Tách bằng phương pháp dùng điện trường.
Nội dung slide
2) Ví dụ như nước sẽ sôi ở 100
0
C tại P = 1 atm (760mmHg).
Ta gọi chất có áp suất hơi bão hoà lớn, có nhịêt độ sôi thấp là chất dễ sôi.
Chất khó sôi có áp suất hơi bão hoà bé, có nhiệt độ sôi cao.
3) Thành phần pha hơi sinh ra khi đun sôi một dung dịch: Pha hơi sinh ra khi
chất lỏng nguyên chất sôi là pha hơi đơn chất. Pha hơi sinh ra khi một dung dịch
sôi là một hỗn hợp của tất cả các hợp phần của dung dịch và có thành phần phụ
thuộc vào thành phần của dung dịch lỏng theo định luật Konovalov.
QUY TẮC KÔNÔVALÔP: có hai QTK: 1) Ở trạng thái cân bằng lỏng, hơi
của một dung dịch lỏng gồm 2 cấu tử, pha hơi sẽ giàu một cách tương đối (so với
pha lỏng), đối với cấu tử nào mà khi thêm nó vào dung dịch thì áp suất hơi chung
tăng lên. 2) Tại điểm cực trị của áp suất hơi chung, thành phần của pha hơi và pha
lỏng là như nhau. Các quy tắc này còn gọi là định luật; do nhà hoá học Nga
Kônôvalôp (D. P. Konovalov; 1856 - 1929) đưa ra (1881).
Định luật Konovalov: Khi sôi một dung dịch lỏng cho ra một pha hơi giàu
chất dễ sôi hơn so với dung dịch lỏng.
Đối với dung dịch lí tưởng sự phụ thuộc của áp suất hơi vào thành phần
dung dịch tuân theo định luật Raun: áp suất hơi riêng phần Pi của cấu tử i bằng
tích áp suất hơi của cấu tử i nguyên chất P
o
i với nồng độ phân số mol x
i
của nó
trong dung dịch.
4) Chưng cất là quá trình dùng nhiệt để tách một hỗn hợp lỏng ra thành các
cấu tử riêng biệt dựa vào độ bay hơi khác nhau của các cấu tử trong hỗn hợp ở
cùng một nhiệt độ.

Chưng cất là quá trình tách một dung dịch bằng cách đun sôi nó, rồi ngưng
tụ hơi bay ra để được 2 phần: