Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

MỞ ĐẦU
Dầu mỏ được con người biết đến từ thời cổ xưa, đến thế kỷ 18, được sử dụng
làm nhiên liệu để đốt cháy, thắp sáng. Sang thế kỷ19, dầu được coi như là nguồn
nhiên liệu chính cho mọi phương tiện giao thơng và cho nền kinh tế quốc dân.
Hiện nay, dầu mỏ đã trở thành nguồn năng lượng quan trọng nhất của mọi
quốc gia trên thế giới. Khoảng 65 ÷ 70% năng lượng sử dụng đi từ dầu mỏ, chỉ có
20 ÷ 22% năng lượng đi từ than, 5 ÷ 6% từ năng lượng nước và 8 ÷ 12% từ năng
lượng hạt nhân.
Bên cạnh đó hướng sử dụng mạnh mẽ và có hiệu quả nhất của dầu mỏ là làm
nguyên liệu cho công nghiệp tổng hợp hoá dầu như: sản xuất cao su, chất dẻo, tơ
sợi tổng hợp, các chất hoạt động bề mặt, phân bón, thậm chí cả protêin.
Ngồi các sản phẩm nhiên liệu và sản phẩm hoá học của dầu mỏ, các sản
phẩm phi nhiên liệu như dầu mỡ bôi trơn, nhựa đường, hắc ín... cũng là một phần
quan trọng trong sự phát triển của cơng nghiệp.Nếu khơng có dầu mỡ bơi trơn thì
khơng thể có cơng nghiệp động cơ, máy móc, là nền tảng của kinh tế xã hội.
Dầu mỏ là hỗn hợp rất phức tạp gồm hydrocacbon, khí thiên nhiên, khí dầu
mỏ và các hợp chất khác như CO 2, N 2, H 2S, N 2, He, Ar... Dầu mỏ muốn sử dụng
được thì phải tiến hành phân chia thành từng phân đoạn nhỏ. Sự phân chia đó dựa
vào phương pháp chưng cất ở các khoảng nhiệt độ sôi khác nhau. Quá trình chưng
cất dầu là một quá trình vật lý phân chia dầu thô thành các thành phần gọi là các
phân đoạn. Quá trình này được thực hiện bằng các biện pháp khác nhau nhằm để
tách các cấu tử có trong dầu thơ theo từng khoảng nhiệt độ sôi khác nhau mà không
làm phân huỷ chúng. Trong các nhà máy lọc dầu, phân xưởng chưng cất dầu thô
cho phép ta thu được các phân đoạn dầu mỏ để làm nguyên liệu cho các quà trình
chế biến tiếp theo.
Trong đồ án này em xin trình bày các vấn đề lý thuyết liên quan và trên cơ sở đó
thiết kế và xây dựng dây chuyền chưng cất dầu thô với nguyên liệu đầu vào là 100% dầu

thô Bạch Hổ
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 1


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

Muc luc

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 2


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

PHẦN I: TỔNG QUAN LÝ THUYẾT
I. Lý thuyết về dầu thơ
1. Thành phần hóa học của dầu thô
1.1. Thành phần nguyên tố
Dầu mỏ là một hỗn hợp phức tạp, trong dầu có chứa tới hàng trăm chấtkhác nhau,
nhưng các nguyên tố cơ bản chứa trong dầu là cacbon và hydro.Trong đó C chiếm 83 ÷
87 %, H chiếm 11,5 ÷ 14%. Ngoài các nguyên tốchính trên, trong dầu cịn có các ngun
tố khác như lưu huỳnh chiếm 0,1 ÷7%, nitơ chiếm 0,001 ÷ 1,8%, oxy chiếm 0,05 ÷ 1,0%
và một lượng nhỏcác nguyên tố khác như halogen (clo, iot) các kim loại như: niken,

vanadi,volfram…Dầu mỏ càng chứa nhiều hydrocacbon, càng ít các thành phần dị
nguyên tố thì chất lượng càng tốt và loại dầu mỏ đó có giá trị kinh tế cao.[1][2][9][10]
1.2. Thành phần Hydrocacbon
Hydrocacbon là thành phần chính trong dầu, hầu như tất cả các loại hydrocacbon
(trừ olefin) đều có mặt trong dầu mỏ. Chúng chiếm tới 90% trọng lượng của dầu. Chúng
được chia thành các nhóm: parafin, naphaten, aromat, lai hợp naphaten – aromat. [1][10]
a. Hydrocacbon Parafin
Parafin còn là loại hydrocacbon phổ biến nhất. Về mặt cấu trúc, hydrocacbon
parafin có hai loại. Loại cấu trúc mạch thẳng gọi là n-parafin và loại cấu trúc mạch nhánh
gọi là iso-parafin. Trong đó, n-parafin chiếm đa số (25 ÷ 30% thể tích) chúng có số
ngun tử cácbon từ C1 ÷ C45.
Một điểm cần chú ý là các n-parafin có số C > 18, ở nhiệt độ thường chúng đã là
chất rắn. Chúng có thể hồ tan trong dầu hoặc tạo thành các tinh thể lơ lửng trong dầu.
Nếu hàm lượng của các parafin rắn này cao, dầu có thể bị đơng đặc lại gây khó khăn cho
vấn đề vận chuyển. [1][9][10]
b. Các hydrocacbon naphtenic
Naphtenic hay cịn gọi là xycloparafin, có cơng thức tổng qt là C nH2n. Hàm lượng
có thể thay đổi 30 ÷ 60% trọng lượng. Những hydrocacbon này thường gặp là loại một
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 3


Đồ án chun ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

vịng, trong đó chiếm chủ yếu là loại vòng 5 cạnh. Loại vòng naphten 7 cạnh hoặc lớn
hơn ít gặp trong dầu. Những naphten có từ 2 hay 3 vịng ngưng tụ cũng ít gặp, nhưng loại
naphten có vịng ngưng tụ với hydrocacbon thơm hay có mạch nhánh dài lại hay gặp

trong dầu mỏ. Hydrocacbon lai hợp có số lượng lớn ở nhiệt độ sơi cao của dầu mỏ.
Những loại naphten hai vịng có số nguyên tử C từ C 20 ÷ C25 cũng đã thấy có trong dầu
mỏ
Cịn những naphten 4 và 5 vịng cũng đã phát hiện thấy trong phần có nhiệt độ sôi
khoảng 475oC (của dầu mỏ Nigiêria và một số nước khác như Kuwait, Iran, Libi…).
Ngoài ra, những naphtenic nằm trong dầu mỏ cịn là ngun liệu q từ đó điều
chế được các hydrocacbon thơm: Bezen, Toluen, Xylen (BTX) là chất khởi đầu để sản
xuất tơ sợi tổng hợp và chất dẻo.[1][9][10]
c. Hydrocacbon aromatic (hydrocarbon thơm)
Hydrocacbon thơm là các cấu tử có trị số octan cao nhất nên chúng là những cấu
tử quý cho xăng. Nhưng nếu chúng có mặt trong nhiên liệu phản lực hay nhiên liệu diesel
lại làm giảm chất lượng của các loại nhiên liệu này. Những hydrocacbon thơm 1 hay 2
vịng có mạch nhánh ankyl dài có cấu trúc nhánh cũng là những cấu tử quý để sản xuất
dầu nhờn có chỉ số độ nhớt cao. Những hydrocacbon thơm đa vịng ngưng tụ cao hoặc
khơng có nhánh parafin dài lại là những cấu tử có hại trong s ản xuất dầu nhờn, cũng
như trong các quá trình chế biến có xúc tác, do chúng nhanh chóng gây ngộ độc xúc tác.
[1][9][10]
d. Hydrocacbon loại hỗn hợp naphten-thơm.
Loại này rất phổ biến trong dầu, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sơi cao.
Cấu trúc của chúng rất gần với cấu trúc trong các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành dầu,
nên dầu càng có độ biến chất thấp sẽ có nhiều các hydrocacbon loại này.[10]

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 4


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh


e. Thành phần phi hydrocacbon
Những hợp chất phi hydrocacbon thường hay gặp trong dầu khí là CO 2, H2S, N2,
He, Ar…và các hợp chất của lưu huỳnh, nito, oxy, các chất nhựa, asphanten và các kim
loại trong dầu mỏ.[1][10]
Các hợp chất chứa lưu huỳnh
Người ta phát hiện trong dầu có khoảng 380 hợp chất lưu huỳnh. Chúng tạo ra các
hợp chất ăn mòn thiết bị, gây ô nhiễm môi trường do tạo ra các khí SO x, gây ngộ độc xúc
tác và làm giảm chất lượng của sản phẩm chế biến. Hàm lượng lưu huỳnh cao hơn giới
hạn cho phép thì người ta phải áp dụng các biện pháp xử lý tốn kém. Do vậy hàm lượng
lưu huỳnh được gọi là một chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu thô và sản phẩm dầu.[1][9]
Các chất chứa lưu huỳnh thường gặp ở các dạng như:lưu huỳnh dạng mercaptan, lưu
huỳnh dạng sunfua và disunfua, lưu huỳnh dạng thiophen, lưu huỳnh dạng tự do
Dựa vào hàm lượng có trong dầu mà người ta phân ra hai loại:
-

Dầu chua: Khi lượng H2S >3,7ml H2S /1lít dầu.

Dầu ngọt: Lượng H2S < 3,7ml H2S /1lít dầu.
Các hợp chất chứa Nitơ
Các hợp chất chứa nito có trong dầu mỏ thường là những hợp chất loại pyridine và
các hợp chất nitơ trung tính loại đồng đẳng của pyrol, indol hay cacbazol…Có thể chiếm
tới 3% trong dầu. Chúng là những chất có hại cho xúc tác trong quá trình chế biến, đồng
thời chúng 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 mịn
manh. Do vậy cũng như các hợp chất lưu huỳnh, khi hàm lượng các chất nito vượt quá
giới hạn cho phép, người ta cũng phải tiến hành loại bỏ chúng.[1][9][10]
Các chất chứa oxy
Hàm lượng của oxy trong dầu thường từ 0,1 ÷ 3%, cũng có thể lên đến 4%. Hàm
lượng của oxy trong các phân đoạn của dầu mỏ tăng theo nhiệt độ sôi của phân đoạn.

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 5


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

Hơn 20% khối lượng các hợp chất chứa oxy trong dầu mỏ tập trung ở phần nhựa và
asphanten.[1][9]
Các chất nhựa và asphanten
Nhựa và asphanten là những chất chứa đồng thời các nguyên tố C, H, O, S, N; có phân tử
lượng rất lớn (500 ÷ 600 đ.v.C trở lên). Trong dầu mỏ hàm lượng nhựa và asphan dao
động trong giới hạn khá rộng, nhựa có thể từ 4 đến 18% cịn asphan có thể từ 0 đến 6%.
Những hợp chất nhựa, asphan nếu có trong sản phẩm dầu sẽ làm giảm chất lượng
của sản phẩm là cho sản phẩm có màu tối sẫm dễ tạo cốc, dễ tạo cặn muội khi cháy.
Trong quá trình chế biến có xúc tác, chúng gây ngộc độc xúc tác, làm giảm hoạt tính của
xúc tác. Chúng chỉ có ích khi có mặt trong phần cặn dùng làm nguyên liệu để sản xuát
bitum hoặc để sản xuất cốc dầu mỏ, vì khi đó chúng cho sản phẩm có chất lượng tốt.[1]
[9]
Các kim loại nặng
Các kim loại nặng trong dầu dưới dạng các phức chất cơ kim và chỉ có số lượng nhỏ,
phổ biến là hợp chất của Niken, Vannadi, ngồi ra cịn có các kim loại khác như sắt, chì
đồng với một số lượng ít hơn. Các kim loại chứa trong dầu là thành phần có hại chúng
gây ngộ độc xúc tác trong chế biến, gây ăn mòn kim loại, làm giảm độ chịu nhiệt của
thiết bị khi chúng có mặt trong nhiên liệu đốt lị.
Đối với q trình cracking hay reforming xúc tácyêu cầu các kim loại này khơng q
5 ÷ 10 ppm.[1][2]
Nước lẫn trong dầu mỏ.

Có một hàm lượng nước nhỏ chúng tồn tại dạng nhũ tương do nước có từ khi hình
thành nên dầu khí do sự lún chìm của các vật liệu hữu cơ dưới đáy biển và nước từ khí
quyển ngấm vào trong các dầu mỏ.[1][2]

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 6


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

Trong nước chứa một lượng rất lớn các muối khoáng khác nhau. Các cation và
anion thường gặp là: Na2+, Ca2+, Mg2+, Fe2+, K+, Cl-, HCO3-, SO42-, Br-, I-… ngồi ra cịn
có một số oxit không phân ly ở dạng keo như là Al2O3, Fe2O3 , SiO2.
2. Phân loại dầu mỏ
2.1. Phân loại dầu mỏ dựa vào bản chất hóa học
Họ hydrocacbon nào chiếm phần chủ yếu thì dầu mỏ sẽ mang tên loại đó. Ví dụ,
dầu parafin thì hàm lượng hydrocacbon parafin trong đó chiếm 75% trở lên. Trong thực
tế, không tồn tại các loại dầu thơ thuần chủng như vậy, mà chỉ có các loại dầu trung gian
như dầu naphteno-parafinic ( 50% parafin, 25% naphten, còn lại là các loại khác).[1][10]
2.2. Phân loại dầu mỏ theo bản chất vật lý [1][10]
Cách phân loại này dựa vào tỷ trọng (

d 415

). Biết tỷ trọng, có thể chia dầu thơ theo ba cấp:

1. Dầu nhẹ


d < 0,830

2. Dầu trung bình

d = 0,830-0,884

3. Dầu nặng

d > 0,884

Hoặc có thể phân loại dầu theo năm cấp:
1. Dầu rất nhẹ

d < 0,830

2. Dầu nhẹ vừa

d = 0,830-0,850

3. Dầu hơi nặng

d = 0,850-0,865

4. Dầu nặng

d = 0,865-0,905

5. Dầu rất nặng


d > 0,905

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 7


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

3. Các đặc tính vật lý quan trọng của dầu thô
3.1. Tỷ trọng
Khối lượng riêng của dầu là khối lượng của một lít dầu tính bằng kilogam. Tỷ
trọng của dầu là khối lượng của dầu so với khối lượng của nước ở cùng một thể tích và ở
nhiệt độ xác định. Do vậy tỷ trọng sẽ có giá trị đúng bằng khối lượng riêng khi coi khối
lượng riêng của nước ở 4oC bằng 1. Trong thực tế tồn tại các hệ thống đo tỷ trọng sau:
d420, d415, , với chỉ số bên trên là nhiệt độ của dầu trong lúc thử nghiệm còn chỉ số bên
dưới là nhiệt độ của nước khi thử nghiêm. Tỷ trọng của dầu dao động trong khoảng rộng,
tuỳ thuộc vào loại dầu và có trị số từ 0,8 ÷0,99. Tỷ trọng của dầu rất quan trọng khi đánh
giá chất lượng dầu thơ.Sở dĩ như vậy vì tỷ trọng có liên quan đến bản chất hố học cũng
như đặc tính phân bố các phân đoạn trong dầu thô.[1]
Dầu thô càng nhẹ tức là có tỷ trọng thấp, càng mang đặc tính dầu parafinic, đồng
thời tỷ lệ các phân đoạn nặng sẽ ít.Ngược lại, dầu càng nặng tức tỷ trọng cao, dầu thơ
càng mang đặc tính dầu aromatic hoặc naphtenic các phân đoạn nặng sẽ chiếm tỷ lệ
cao.Sở dĩ như vậy vì tỷ trọng hydrocacbon parafinic bao giờ cũng thấp hơn so với
naphtenic và aromatic khi chúng có cùng một số nguyên tử cacbon trong phân tử. Mặt
khác những phần không phải là hydrocacbon như các chất nhựa, asphanten, các hợp chất
chứa lưu huỳnh, chứa nitơ, chứa các kim loại lại thường tập trung trong các phần nặng,
các nhiệt độ sôi cao vì vậy dầu thơ có tỷ trọng cao, chất lượng càng giảm.

3.2. Độ nhớt của dầu và sản phẩm dầu
Độ nhớt đặc trưng cho tính lưu biến của dầu cũng như ma sát nội tại của dầu. Do
vậy, độ nhớt cho phép đánh giá khả năng bơm vận chuyển và chế biến dầu. Quan trọng
hơn độ nhớt của sản phẩm đánh giá khả năng bôi trơn, tạo mù sương nhiên liệu khi phun
vào động cơ, lò đốt.Độ nhớt phụ thuộc vào nhiệt độ, khi nhiệt độ tăng, độ nhớt giảm.có
hai loại độ nhớt: - Độ nhớt động học (St hay cSt) - Độ nhớt quy ước (độ nhớt biểu kiến)
cịn gọi là độ nhớt Engler.

Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến

Page 8


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

3.3. Thành phần phân đoạn
Vì dầu mỏ là thành phần hỗn hợp của nhiều hydrocacbon, có nhiệt độ sơi khác
nhau, nên dầu mỏ khơng có một nhiệt độ sơi nhất định đặc trưng như mọi đơn chất khác.
Ở nhiệt độ nào cũng có những hợp chất có nhiệt độ sơi tương ứng thốt ra, và sự khác
nhau của từng loại dầu thơ chính là sự khác nhau về lượng chất thoát ra ở các nhiệt độ
tương ứng khi chưng cất. Vì thế, để đặc trưng cho từng loại dầu thô, thường đánh giá
bằng đường cong chưng cất, nghĩa là các đường cong biểu diễn sự phân bố lượng các sản
phẩm chưng cất theo nhiệt độ sôi. Những điều kiện khi chưng cất khác nhau sẽ cho các
đường cong chưng cất khác nhau.
Đường cong chưng cất là đường cong biểu diễn tương quan giữa thành phần cất và
nhiệt độ sôi.
Để đặc trưng cho từng loại dầu thô thường xác định bằng hai đường cong chưng
cất sau:

- Đường cong chưng cất đơn giản (đường cong chưng cất Engler): là đường cong
biểu diễn quan hệ giữa nhiệt độ sơi và % thể tích khi chưng cất dầu trong dụng cụ chuẩn
hóa Engler, khi chưng cất khơng có tinh luyện, khơng có hồi lưu. Đường cong này dùng
để đánh giá khả năng sử dụng của sản phẩm dầu hay phân đoạn dầu.[2]
- Đường cong điểm sôi thực là đường cong chưng cất có chưng luyện. Đường
cong chưng cất nhận được khi chưng cất mẫu dầu thô trong thiết bị chưng cất có trang bị
phần tinh luyện và hồi lưu, có khả năng phân chia tương ứng số đĩa lý thuyết trên 10 với
tỷ số hồi lưu sản phẩm khoảng 5. Về lý thuyết trong chưng cất điểm sôi thực đã sử dụng
hệ chưng cất có khă năng phân chia rất triệt để nhằm làm cấu tử có mặt trong hỗn hợp
được phân chia riêng biệt ở chính nhiệt độ sôi của từng cấu tử và với số lượng đúng bằng
số lượng cấu tử có trong hỗn hợp. Đường cong này phản ánh chính xác hơn sự phân bố
từng hợp chất theo nhiệt độ sơi thực của nó trong dầu thơ.[2]

Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến

Page 9


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

3.4. Nhiệt độ sôi trung bình
Nhiệt độ sơi trung bình của dầu thơ và các phân đoạn dầu có quan hệ với các tính
chất vật lý khác nhau như tỷ trọng, độ nhớt, hàm nhiệt và trọng lượng phân tử của dầu.
Do vậy nó là một thông số quan trọng được sử dụng trong đánh giá và tính tốn cơng
nghệ chế biến dầu. Từ đường cong chưng cất ta dễ dàng xác định được nhiệt độ sơi trung
bình thể tích hay trọng lượng bằng các đồ thị chuyển đổi, ta có thể xác định được nhiệt độ
sơi trung bình mol, nhiệt độ sơi trung bình.[2]
3.5. Hệ số đặc trưng K

Hệ số đặc trưng K được dùng để phân loại dầu thơ, tính tốn thiết kế hay chọn
điều kiện cơng nghệ chế biến thích hợp cũng như nhiệt độ sơi trung bình, K có quan hệ
với thông số vật lý quan trọng khác như tỷ trọng, trọng lượng phân tử và cả trị số octan
hay xetan của sản phẩm dầu. K được xác định theo cơng thức sau:

K=

[1.4-2]

Ở đây:
Tm là nhiệt độ sơi trung bình tính theo độ Rankine (oR)
o

R = tm(oF) + 460

Có thể tra Tm trên đồ thị hoặc tính theo cơng thức sau:
tm = tv + 2 - + 1.53 [1.5-2]
tv : nhiệt độ sơi trung bình thể tích, tính theo cơng thức:
tv =

Hệ số K thường dao động trong khoảng từ 10 -13, trong đó[1] :
Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến

Page 10


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh


Họ dầu paraffinic K=13÷12,5
Họ dầu naphtenic K=11,45÷10,5
Họ dầu aromatic K=10,5÷10
3.6. Nhiệt độ đơng đặc, điểm vẩn đuc và điểm kết tinh
Dầu mỏ mất tính linh động khi nhiệt độ hạ xướng thấp. Tính linh động mất đi là do
sự tạo thành những mạng liên kết tinh parafin hoặc do độ nhớt tăng mạnh.
Mạng tinh thể parafin được tạo thành vì trong sản phẩm gồm hỗn hợp hydrocacbon
có nhiệt độ nhất định, những parafin có phân tử lượng lớn kết tinh trước, những
hydrocacbon có phân tử lượng nhỏ hơn sẽ chui vào khung tinh thể đó, dẫn đến sự vẫn đục
trước khi đơng đặc. Thơng thường điểm vẩn đục lớn hơn điểm đông đặc từ 3 đến 5oC.
Sự phụ thuộc nhiệt độ đông đặc vào hàm lượng parafin được biểu diễn qua biểu
thức:

Tođ đ = K1+K2 lgC [1.6-1]
Trong đó: C là hàm lượng parafin rắng có trong phân đoạn(% trọng lượng);

K1, K2 là các hằng số
Trong trường hợp hàm lượng parafin thấp, sự đông đặc là do khi nhiệt độ, độ nhớt
tăng mạnh làm cho cả khối nhiên liệu đơng đặc lại.
Những đặc tính trên phụ thuộc rất nhiều nguyên tố như: tỷ lệ, cấu tạo các
hydrocacbon trong sản phẩm của dầu mỏ, kiểu làm lạnh, độ nhớt, lượng các chất nhựa và
asphanten, hàm lượng nước [1].

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 11


Đồ án chuyên ngành


GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

4. Nguyên liệu dầu thô Bạch Hổ
Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam, trữ lượng khoảng 300
triệu tấn, được khai thác thương mại từ năm 1986.Mỏ Bạch Hổ nằm ở vị trí đơng nam,
cách bờ biển Vũng tàu khoảng 145 km.Đây là mỏ cung cấp dầu mỏ chủ yếu cho Việt
Nam hiện nay.
Đơn vị khai thác mỏ này là Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt-Xơ thuộc Tập đồn
Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Từ mỏ này có đường ống dẫn khí đồng hành vào bờ cung
cấp cho nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa và Trung tâm điện lực Phú
Mỹ cách Vũng Tàu 40 km.Mỏ Bạch Hổ hiện đang khai thác bằng chế độ tự phun, góp
phần khơng nhỏ cho nền kinh tế nước nhà.
Một số tính chất cơ bản của dầu thơ Bạch Hổ được trình bày ở bảng sau[11]:
STT
1

2
3
4
5
6

TÍNH CHẤT CƠ BẢN CỦA DẦU THÔ
Tỷ trọng, 0API
Tỷ trọng, d6060 0F

0,8241

Khối lượng riêng ở 150C, g/ml
Hàm lượng khí (C1-C4) hịa tan trong dầu, %KL

Hàm lượng lưu huỳnh, %KL
Điểm chảy, 0C
Hằng số đặc trưng K UOP
Độ nhớt động học ở
500C, cSt

0,8236
0,041
36
12,39
5,286

700C, cSt
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

KẾT QUẢ PHÂN TÍCH
40,2

Trọng lượng phân tử

Hàm lượng parafin, %KL
Hàm lượng nước, %TT
Hàm lượng tro, %KL
Hàm lượng Nitơ, %KL
Áp suất hơi bão hòa Reid, psi
Hàm lượng tạp chất cơ học, %KL
Chỉ số axit, mgKOH/g
Cok Conradson, %KL
Hàm lượng muối NaCl, mg/kg
Hàm lượng nhựa, %KL
Hàm lượng Asphanten, %KL

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 12

3,434
240,5
27,23
0,20
0,014
0,032
3,79
0,005
0,037
0,82
51,32
1,88
0,50



Đồ án chuyên ngành

19
20
21
22

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

Hàm lượng Vanadi, ppm
Hàm lượng Nicken, ppm
Nhiệt lượng cháy trên, kCal/kg
Tổng thành phần chưng cất ASTM D2892 đến:

<1
1,05
10973

2000C, %KL

20,11

3500C, %KL

49,19

5000C, %KL

78,25


II. Sản phẩm của quá trình chưng cất
Khi tiến hành chưng cất sơ bộ dầu mỏ chúng ta nhận được nhiều phân đoạn và
sản phẩm dầu mỏ. Chúng được phân biệt với nhau bởi giới hạn nhiệt độ sôi hay
nhiệt độ chưng bởi thành phần hydrocacbon, độ nhớt, nhiệt độ chớp cháy, nhiệt
độ động đặc và nhiều tính chất khác có liên quan đến việc sử dụng. Từ chưng cất
ta nhận được các sản phẩm sau:
1. Phân đoạn khí hydrocacbon
Bao gồm các hydrocacbon C 1 ÷ C 4 và một lượng ít C 5 ÷ C 6. Khí thu được chủ
yếu là C 3 , C 4. Tuỳ thuộc công nghệ chưng cất, mà phân đoạn C 3 , C 4 nhận được ở
thể khí hay đã được nén hố lỏng.
2. Phân đoạn xăng
Phân đoạn xăng có khoảng nhiệt độ sơi dưới 180 oC, bao gồm các hydrocacbon
từ C 5 đến C 10, C 11 . Cả ba loại hydrocacbon parafinic, naphtenic, atomatic đều có
mặt trong phân đoạn. Tuy nhiên thành phần, số lượng các hydrocacbon đều khác
nhau, phụ thuộc vào nguồn gốc dầu thô ban đầu. Chẳng hạn, từ họ dầu parafinic sẽ
thu được xăng chứa parafin, còn dầu naphtenic sẽ thu được nhiều cấu tử vịng no
hơn. Các hydrocacbon thơm thường có rất ít trong xăng.
Ngồi hydrocacbon, trong phân đoạn xăng cịn có các hợp chất chứa S, N, O.
Các chất chứa lưu huỳnh thường ở dạng hợp chất không bền như mercaptan (RSH).
Các hợp chất chứa nitơ ở dạng pyridin là chủ yếu, cịn các hợp chất chứa oxy rất ít,
thường ở dạng phenol và đồng đẳng. Các chất nhựa và asphanten đều chưa có.
Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến

Page 13


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh


[1][2][3][9]
3. Phân đoạn kerosene
Phân đoạn này cịn gọi là dầu lửa, có nhiệt độ sơi từ 180 ÷ 250 oC bao gồm các
hydrocacbon có số cacbon từ C 11 đến C 15,C16.
Trong phân đoạn này, hầu hết là các n-parafin, rất ít iso-parafin. Các
hydrocacbon naphten và thơm ngồi loại có cấu trúc 1 vịng và nhiều nhánh phụ,
cịn có mặt các hợp chất hai hoặc ba vòng đặc biệt là loại naphten và thơm hai vịng
chiếm phần lớn. Trong kerosen bắt đầu có mặt các hợp chất hydrocacbon có cấu
trúc hỗn hợp giữa vịng 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 lưu huỳnh dạng sunfua. Các hợp chất chứa nitơ với hàm lượng nhỏ, dạng
quinolin, pyrol, indol.[1][2][3][9]
4. Phân đoạn Diesel
Phân đoạn diesel hay còn gọi là phân đoạn gasoil nhẹ, có khoảng nhiệtđộ sơi
250 ÷ 380o C, chứa các hydrocacbon có số cacbon từ C 16 ÷ C 20 , C21 .
Phần lớn trong phân đoạn này là các n-parafin, iso-parafin cịn hydrocacbon
thơm rất ít. Ở cuối phân đoạn có những n-parafin có nhiệt độ kết tinh cao, chúng là
những thành phần gây mất tính linh động của phân đoạn ở nhiệt độ thấp. Diesel từ
dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon parafin cần phải tiến hành tách bớt n-parafin, nparafin tách ra được dùng để sản xuất parafin lỏng.
Trong gasoil, ngồi naphten và thơm hai vịng là chủ yếu, những chất có ba
vịng bắt đầu tăng lên và cịn có các hợp chất với cấu trúc hỗn hợp (giữa naphten và
thơm).
Hàm lượngchứa các chất S, N, O tăng nhanh. Lưu huỳnh chủ yếu ở dạng
disunfua, dị vòng. Các chất chứa oxy (ở dạng axit naphteic) nhiều và đạt cực đại ở
phân đoạn này. Ngồi ra cịn các chất dạng phenol như dimetylphenol. Trong gasoil

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 14



Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

đã xuất hiện nhựa, song cịn ít, trọng lượng phân tử của nhựa cịn thấp (300 ÷ 400
đ.v.C).[1][2]
5. Phân đoạn mazut
Phân đoạn mazut là phân đoạn cặn chưng cất khí quyển, được dùng làm
nhiên liệu đốt cho các lị cơng nghiệp hay được sử dụng làm nhiên liệu cho q
trình chưng cất chân khơng để nhận các cấu tử dầu nhờn hay nhận nhiên liệu cho
quá trình cracking nhiệt, cracking xúc tác hay hydrocracking.[1][2][9]
6. Phân đoạn dầu nhờn
Với khoảng nhiệt độ sôi từ 350 ÷ 500 oC, phân đoạn này bao gồm các
hydrocacbon từ C 21 ÷ C 35 , có thể lên tới C 40 .
Do phân tử lượng lớn, thành phần hoá học của phân đoạn dầu nhờn rất phức
tạp n-parafin và iso-parafin ít, naphten và thơm nhiều.
Hàm lượng các hợp chất của S, N, O tăng mạnh: hơn 50% lượng S có trong
dầu mỏ tập trung ở phân đoạn này, gồm các dạng như disunfua, tiophen, sunfua
vòng… các hợp chất nitơ thường ở dạng đồng đẳng của pyridin và pyrol, cabazol.
Các hợp chất oxy ở dạng axit. Các kim loại nặng như V, Ni, Cu, Pb… các chất
nhựa, asphanten đều có mặt ở phân đoạn.
Thông thường người ta tách phân đoạn dầu nhờn bằng cách chưng cất chân
không phần cặn dầu mỏ, để tách phân huỷ ở nhiệt độ cao.[1][3]
7. Phân đoạn gudron (phân đoạn cặn dầu mỏ)
Phân đoạn gudron là phần cặn của q trình chưng cất chân khơng, có nhiệt
độ sơi lớn hơn 500 oC, gồm các hydrocacbon có số nguyên tử cacbon lớn hơn C 41 ,
giới hạn cuối cùng có thể đến C 80 .[1][3]


Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 15


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

III. Chưng cất dầu thơ
1. Muc đích và ý nghĩa của phân xưởng chưng cất dầu thơ
Tách sơ bộ dầu thơ mục đích là để tạo ra những sản phẩm làm nguyên liệu cho những
phân xưởng chế biến sau.
 Vai trò [1]

Phân xưởng chưng cất dầu thô (CDU) là một phân xưởng không thể thiếu được của
bất kì nhà máy lọc dầu nào trên thế giới. Với nhiệm vụ tách sơ bộ các phân đoạn từ dầu
thô ban đầu để làm nguồn nguyên liệu cho tất cả các quá trình sản xuất sau này mà phân
xưởng CDU quyết định trực tiếp đến hiêu quả hoạt động của một nhà máy lọc dầu.
 Ý nghĩa [1][4]

Dầu mỏ là hỗn hợp rất phức tạp gồm hydrocacbon, khí thiên nhiên, khí dầu mỏ và
các hợp chất phi Hydrocacbon khác như: CO 2, N2 ,H2 , H2S, He, Ar, Ne .. Dầu mỏ muốn
sử dụng được phải phân chia thành từng phân đoạn nhỏ. Sự phân chia đó dựa vào phương
pháp chưng cất để thu được các sản phẩm có nhiệt độ sơi khác nhau ( gọi là các phân
đoạn). Trong nhà máy lọc dầu, phân xưởng chưng cất dầu thô là một phân xưởng quan
trọng, cho phép ta thu được các phân đoạn dầu mỏ để chế biến tiếp theo.
2. Chuẩn bị dầu thô trước khi chế biến
2.1. Các hợp chất có hại trong dầu thơ [1][4][6]
Dầu thơ vừa khai thác ở mỏ lên, ngồi phần chủ yếu là các hydrocacbon trong dầu

thơ cịn có khí, nước, muối, cát, đất nằm trong dầu mỏ. Muối lẫn trong dầu thô như:
NaCl, CaCl2, MgCl2. Nước lẫn trong dầu mỏ ở trạng thái tự do và cả trạng thái nhũ
tương.
Trong dầu mỏ cịn lẫn các khí hữu cơ như: CH 4, C2H6, C3H8, C4H10, và C5H12 và khí
vơ cơ như: H2S, CO2 và He… Việc có mặt các tạp chất kể trên có hại tới q trình vận
chuyển và chế biến rất lớn.[1][4]
Khi có mặt các tạp chất cơ học như đất, cát, làm mòn bề mặt trong của đường ống
vận chuyển. Ngồi ra nó cịn đọng lại từng lớp trong các đường ống hay thiết bị trao đổi

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 16


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

nhiệt, trong các lò và trong các thiết bị làm lạnh, làm giảm hệ số truyền nhiệt của q
trình chưng cất và cịn tham gia vào tạo nhũ tương thêm bền vững. [1][6]
Việc có mặt nước và dung dịch muối trong dầu mỡ làm tăng chi phí vận chuyển.
Ngồi ra chúng cịn tạo nhũ tương rất bền với dầu mỡ làm khó khăn cho q trình chế
biến và gây ăn mịn thiết bị, gây hỏng thiết bị. Nếu trong dầu còn hàm lượng lớn nước thì
khi đưa vào chưng cất nước bốc hơi sẽ làm tăng áp suất trong thiết bị chưng cất sẽ gây nổ
và hỏng thiết bị. [1][6]
Vì vậy việc đầu tiên sau khi khai thác dầu thô lên là phải tách các tạp chất cơ học có
trong dầu.
2.2. Ổn định dầu ngun khai
Dầu ngun khai cịn chứa các khí hồ tan như khí đồng hành và các khí phi
hydrocacbon. Đại bộ phận chúng tách ra dễ dàng khi giảm áp suất trong lúc phun ra khỏi

giếng khoan. Nhưng dù sao vẫn còn lại một lượng nhất định lẫn vào trong dầu và cần
phải tách tiếp trước khi đưa vào chế biến nhằm mục đích hạ thấp áp suất hơi khi chưng
cất dầu thô và nhận thêm nguồn nguyên liệu cho chế biến hố dầu vì các khí hydrocácbon
nhẹ (C1 ÷ C4) là nguồn nguyên liệu quý cho quá trình sản xuất olefin nhẹ. Ổn định dầu
thực chất là chưng cất tách bớt phần nhẹ. Nhưng 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 các
phân tử từ C5trở lên vẫn còn lại trong dầu. [1][5][6]
Sơ đồ ổn định dầu nguyên khai như sau:

(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)

– Lắng tách tạp chất
– Trao đổi nhiệt
– Phân ly tách nước
– Tháp chưng
– Lò đốt
, (8)- Thiết bị làm lạnh bằng khơng khí
– Tách khử.

I – Dầu nguyên khai

II – Khí đi thiêu đốt

Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến


Page 17

III – Khí đi phân chia


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

IV – Xăng nhẹ

V – Dầu đã ổn định

Hình 1: sơ đồ ổn định dầu nguyên khai[2]
 Thuyết minh sơ đồ

Dầu thô vừa khai thác lên cho qua thiết bị lắng tách tạp chất cơ học (1) sau đó cho
qua thiết bị trao đổi nhiệt (2) và qua thiết bị phân ly (3) để tách sơ bộ nước, rồi đưa vào
tháp chưng (4). Áp suất của tháp chưng được điều chỉnh tủy theo mức độ chứa các phần
nhẹ trong dầu thô. Sản phẩm lỏng ở đáy tháp được đưa sang thiết bị đung sôi (5) kiểu lị
đứng. Ở đây dùng một phần khí khơ thoát ra ở đỉnh tháp chưng để làm nhiên liệu đốt lị.
Phần khí C3 – C5 có thể sử dụng cho các nhu cầu địa phương, hay cho vào phân xưởng
chia khí để sử dụng làm nguyên liệu cho ngành tổng hợp hóa dầu. Hoặc có thể nén lại
cho xuống các giếng khoan, hoặc thiêu đốt C 1, C2.Ở đáy tháp (4) lấy dầu đã ổn định đưa
về các nhà máy xử lý và chế biến.

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 18



Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

2.3. Tách các tạp chất cơ học, nước và muối
2.3.1. Tách bằng phương pháp cơ học[2][3]
 Lắng
Bản chất của phương pháp lắng là dựa vào sự khác nhau về tỷ trọng dầu và các tạp
chất như đất đá, nước và muối.Nếu dầu có các tạp chất này khi để lắng lâu ngày thì tạp
chất sẽ tách ra và lắng xuống tạo thành hai lớp rõ rệt và có thể tách ra dễ dàng.[1][5]
 Ly tâm

Ly tâm là phương pháp hay dùng để tách nước và các tạp chất đất đá. Lực ly tâm càng
lớn, càng có khả năng phân chia cao các hạt có tỷ trọng khác nhau trong dầu.[1][5]
 Phương pháp lọc

Để tách nước và các tạp chất đất đá khỏi dầu có thể dùng phương pháp lọc chúng
ta cho thêm vào dầu một chất dễ thấm nước, để giữ nước và tách chúng ra.Các chất này
thuộc loại các “chất trợ lọc”.Ví dụ trong thực tế người ta dùng bông thuỷ tinh để lọc nước
khỏi dầu. Phương pháp lọc tuy đơn giản và có thể đạt hiệu quả cao nhưng gặp phải khó
khăn là phải liên tục thay thế màng lọc do bẩn hay quá tải mà đôi khi việc thay thế cũng
rất tốn kém và phức tạp. [1][5].
2.3.2. Các phương pháp khác
 Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học
Bản chất của phương pháp là cho thêm chất hoạt động bề mặt để phá nhũ tương
(còn gọi là chất khử nhũ). 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. Song khó khăn là phải chọn
được chất hoạt động bề mặt thích hợp, khơng gây hậu quả khó khăn cho chế biến sau này,

cũng như không phân hủy hay tạo môi trường ăn mòn thiết bị.
Các phụ gia dùng để phá nhũ được chia thành 3 loại như sau: các chất điện phân,
các chất không điện phân và phụ gia thuộc chất keo. Các axit hữu cơ và vô cơ, các chất
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 19


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

kiềm và muối có thể được sử dụng làm phụ gia điện phân. Các phụ gia này tạo thành các
sản phẩm khơng hịa tan làm giảm sự ổn định của lớp bảo vệ hạt nhũ hoặc thúc đẩy quá
trình phá hủy nhũ.
 Phương pháp dùng điện trường

Dùng điện trường để phá nhũ, tách muối khỏi dầu là một phương pháp hiện đại, công suất
lớn, quy mơ cơng nghiệp và dễ tự động hố nên các nhà máy chế biến dầu có cơng suất
lớn đều áp dụng phương pháp này.
Vì bản thân các tạp chất đã là các hạt dễ nhiễm điện tích, do vậy nếu ta dùng lực điện
trường mạnh sẽ làm thay đổi điện tích, tạo điều kiện cho các hạt đơng tụ hay phát triển
làm cho kích thước lớn lên và như vậy chúng dễ bị tách ra khỏi dầu.
Tương tác giữa điện trường và các hạt làm cho các hạt tích điện và lắng xuống. Nguyên
tắc này được áp dụng để tách muối, nước ra khỏi dầu thô. Dầu thô được gia nhiệt trước ở
các thiết bị trao đổi nhiệt rồi được trộn với một lượng nước sạch để tạo thành nhũ tương
chứa muối. Lực hút giữa các hạt tích điện làm cho các hạt lớn lên, ngưng tụ thành các hạt
có kích thước lớn và chúng dễ tách thành lớp nước nằm phía dưới lớp dầu. Trong thực tế
người ta pha thêm nước vào dầu với lượng từ 3 ÷ 8% so với dầu thơ và có thể thêm hố
chất rồi đưa qua van tạo nhũ tương. Sau khi đã qua thiết bị trao đổi nhiệt ở nhiệt độ 130 ÷

150oC, muối trong dầu thô được chuyển vào nhũ tương và khi được dẫn vào khoảng cách
giữa hai điện cực có hiệu điện thế từ 26.000V trở lên, chúng tích điện, va vào nhau và
tăng dần kích thước, cuối cùng tách thành lớp nước nằm phía dưới lớp dầu.
3. Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình chưng cất
Chế độ công nghệ chưng cất phụ thuộc nhiều vào chất lượng dầu thơ ban đầu, vào
mục đích và u cầu của quá trình, vào chủng loại và sản phẩm cần thu và phải có dây
chuyền cơng nghệ hợp lý. Vì vậy khi thiết kế quá trình chưng cất, ta phải xét kỹ và kết
hợp đầy đủ tất cả các yếu tố để quá trình chưng cất đạt hiệu quả cao nhất. Các yếu tố
cơng nghệ chưng cất dầu chính là các yếu tố ảnh hưởng tới quá trình làm việc của tháp
chưng cất. [2][9]
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 20


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

3.1. Chế độ nhiệt của tháp chưng luyện[2][10]
Nhiệt độ là thông số quan trọng nhất của tháp chưng cất. Bằng cách thay đổi nhiệt
độ của tháp sẽ điều chỉnh được nhiệt độ và hiệu suất của sản phẩm.Chế độ nhiệt của tháp
gồm nhiệt độ của nguyên liệu vào tháp, nhiệt độ đỉnh tháp, nhiệt độ trong tháp và nhiệt
độ đáy tháp.
Nhiệt độ của nguyên liệu (dầu thô) vào tháp chưng phụ thuộc vào bản chất của
loại dầu thô, mức độ phân tách của sản phẩm, áp suất trong tháp và lượng hơi nước đưa
vào đáy tháp, nhưng chủ yếu phải tránh sự phân huỷ nhiệt ở nhiệt độ cao. Nếu dầu thô
thuộc loại dầu nặng mực độ phân chia lấy sản phẩm ít thì nhiệt độ vào tháp chưng luyện
sẽ không cần cao. Trong thực tế sản phẩm khi chưng cất ở áp suất khí quyển, nhiệt độ
nguyên liệu vào tháp chưng luyện thường trong giới hạn 320 ÷ 360 oC cịn nhiệt độ

ngun liệu mazut vào tháp chưng ở áp suất chân không thường khoảng 400 ÷ 440oC.
Nhiệt độ đáy tháp chưng luyện phụ thuộc vào phương pháp bay hơi và hồi lưu đáy.
Nếu bay hơi phần hồi lưu đáy bằng thiết bị đốt nóng riêng biệt thì nhiệt độ đáy tháp sẽ
ứng với nhiệt độ bốc hơi cân bằng ở áp suất tại đáy tháp, nếu bốc hơi bằng cách dung hơi
nước quá nhiệt thì nhiệt độ đáy tháp sẽ thấp hơn vùng nạp liệu. Nhiệt độ đáy tháp phải
chọn tối ưu, tránh sự phân huỷ các cấu tử nặng, nhưng lại phải đủ để tách hết hơi nhẹ
khỏi phần nặng.
Nhiệt độ đỉnh tháp được khống chế nhằm đảm bảo sự bay hơi.
Nhiệt độ đỉnh tháp chưng luyện ở áp suất thường để tách xăng ra khỏi dầu thơ
thường là 110 ÷ 130oC, cịn đối với tháp chưng chân khơng, khi áp suất chưng là 10 ÷ 70
mmHg thường nhiệt độ khơng quá 120oC.
Để bảm bảo chế độ nhiệt của tháp, cũng như đã phân tích ở trên là để phân chia
các q trình hồn thiện thì phải có hồi lưu.
 Các dạng hồi lưu:

Ở đỉnh tháp có ba dạng hồi lưu: hồi lưu nóng, hồi lưu nguội và hồi lưu trung gian.
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 21


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

 Hồi lưu nóng

Quá trình hồi lưu nóng được thực hiện bằng cách ngưng tụ một phần hơi sản phẩm
đỉnh ở nhiệt độ sôi của nó. Khi tưới trở lại tháp, chúng chỉ cần thu nhiệt để bốc hơi. Tác
nhân lạnh có thể dùng là nước hay chính sản phẩm lạnh.

Do thiết bị hồi lưu nóng khó lắp ráp và khó cho việc vệ sinh, đặc biệt khi cơng
suất của tháp lớn, nên ít phổ biến và bị hạn chế. ™
 Hồi lưu nguội

Được thực hiện bằng cách làm nguội và ngưng tụ sản phẩm đỉnh rồi tưới trở lại
tháp chưng. Khi đó lượng hồi lưu cần thu lại một lượng nhiệt cần thiết để đun nóng nó
đến nhiệt độ sơi cần thiết để đun nóng nó đến nhiệt độ sơi và nhiệt độ cần để hoá hơi.
Hồi lưu nguội sử dụng rộng rãi vì lượng hồi lưu thường ít, làm tăng rõ ràng chất
lượng mà không giảm nhiều năng suất của tháp chưng.
 Hồi lưu trung gian

Quá trình hồi lưu trung gian thực hiện bằng cách lấy một phần sản phẩm lỏng nằm
trên các đĩa có nhiệt độ là t1, đưa ra ngồi làm lạnh đến t0 rồi tưới trở lại tháp, khi đó
chất lỏng hồi lưu cần thu một lượng nhiệt để đun nóng từ nhiệt độ tt2.
3.2. Áp suất của tháp chưng
Khi chưng luyện dầu mỏ ở áp suất thường thì áp suất trong toàn tháp và ở một tiết
diện cũng có khác nhau. Áp suất trong tháp có thể cao hơn một ít hay thấp hơn một ít so
với áp suất khí quyển, tương ứng với việc tăng hay giảm nhiệt độ sản phẩm lấy ra khỏi
tháp. Khi tháp chưng cất mazut trong tháp chưng chân khơng thì thường tiến hành áp suất
từ 10 ÷ 70 mmHg.
Áp suất trong mỗi tiết diện của tháp chưng luyện phụ thuộc vào trở lực thuỷ tĩnh
khi hơi qua các đĩa, nghĩa là phụ thuộc vào số đĩa và cấu trúc đĩa, lưu lượng riêng của

Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 22


Đồ án chuyên ngành


GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

chất lỏng và hơi. Thông thường từ đĩa này sang đĩa khác, áp suất giảm từ 5 ÷ 10 mmHg
từ dưới lên khi chưng cất, ở áp suất chân không qua mỗi đĩa áp suất giảm từ 1 ÷ 3 mmHg.
Áp suất làm việc của tháp phụ thuộc vào nhiệt độ, bản chất của nguyên liệu và áp
suất riêng phần của từng cấu tử trong tháp. Nếu tháp chưng luyện mà dùng hơi nước trực
tiếp cho vào đáy tháp thì hơi nước làm giảm áp suất riêng phần của hơi sản phẩm đầu,
cho phép chất lỏng bay hơi ở nhiệt độ thấp hơn. Lượng hơi nước tiêu hao phụ thuộc vào
áp suất chung của tháp và áp suất riêng phần của các sản phẩm đầu.
Lượng hơi nước tiêu hao cho tháp ở áp suất khí quyển khoảng 1,2 ÷ 3,5% trọng
lượng, đối với tháp chưng ở áp suất chân khơng khoảng 5 ÷ 8% trọng lượng so với
nguyên liệu.[2]
IV. Công nghệ chưng cất dầu thô
1. Lựa chọn công nghệ
Việc lựa chọn sơ đồ công nghệ và chế độ công nghệ chưng cất phụ thuộc vào các
đặc tính của nguyên liệu và mục đích của q trình chế biến.
Với dầu mỏ có chứa lượng khí hịa tan thấp (0,5 ÷ 1,2%), trữ lượng xăng thấp (phân
đoạn có nhiệt độ sơi đến 180oC chiếm 12 ÷ 15%) và hiệu suất các phân đoạn cho tới
350oC không lớn hơn 45% thì thuận tiện nhất và cũng phù hợp hơn cả là nên chọn sơ đồ
chưng cất ở áp suất khí quyển với bay hơi một lần và một tháp tinh cất. [1][2]
Đối với công nghệ chưng cất dầu thơ hai tháp thì ngun liệu dầu mỏ thường chứa
nhiều phần nhẹ, tiềm lượng sản phẩm trắng cao (50÷65%), chứa nhiều khí hịa tan (lớn
hơn 1,2%), chứa nhiều phân đoạn xăng (20÷30 %). Trong q trình chưng cất phần nhẹ
sẽ tách phần khí ở tháp chưng sơ bộ, phần còn lại sẽ được tiếp tục chưng cất trong tháp
tiếp theo. Nhờ chưng hai lần mà ta có thể giảm được áp suất trong tháp thứ hai đến 0,14
0,16 Mpa và nhận được dầu thô lượng sản phẩm trắng nhiều hơn.[2]
Ngun liệu ta chọn là dầu thơ Bạch Hổ có thành phần như sau[12]:
Sản phẩm
Gas
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến


Dầu thô Bạch Hổ (%)
2.5
Page 23


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

L. Naphta
H. Naphta
Kerosen
Gasoil
Mazul

3.8
11.9
15.6
20.7
45.5

Do đó ta lựa chọn công nghệ chưng cất AD 2 tháp bay hơi 2 lần
2. Sơ đồ công nghệ chưng cất AD 2 tháp bay hơi 2 lần
2.1. Sơ đồ công nghệ[1][8]

2.2. Thuyết minh dây chuyền công nghệ
Dầu thô sau khi tách bớt n – parafin được cho vào bể chứa và sau đó cho vào bể
lắng.Ở đây phần đất đá, nhựa có trong dầu được lắng xuống.Dầu thơ sau khi đã lắng
xuống nhờ bơm (8) bơm vào thiết bị tách muối và nước.Trước khi vào thiết bị tách, dầu

thô được gia nhiệt nhờ các thiết bị trao đổi nhiệt để tận dụng nhiệt.Ở thiết bị (3) nước và
muối khoáng trong dầu được tách ra nhờ điện trường. Sau đó dầu thô được cho qua các
thiết bị trao đổi nhiệt để đạt được nhiệt độ khoảng 200 oC và đi vào tháp chưng sơ bộ. Ở
đây một phần nhẹ trong dầu được tách ra đi lên đỉnh tháp qua thiết bị ngưng tụ (13) sau
đó cho vào bể chứa (7).Ở bể chứa (7) một phần dầu nhẹ cho quay trở lại đỉnh tháp (4) hồi
lưu để ổn định nhiệt độ trong tháp, còn một phần cho qua tháp ổn định (15).Phần dầu còn
lại sau khi ra khỏi đáy tháp (4) được cho vào lò đốt (5). Ở đây dầu được gia nhiệt đến
nhiệt độ 310oC – 360oC, sau đó cho vào tháp chưng chính (6). Ở đỉnh tháp (6) phần dầu
nhẹ bay lên được ngưng tụ ở thiết bị ngưng tụ (13) và cho vào bể chứa (7). Ở cạnh sườn
của tháp (6) các phân đoạn kerosen, gasoil nhẹ nặng được lấy ra và cho vào các thiết bị
tái bay hơi (14).Ở đây một phần được hồi lưu trở lại tháp (6) để ổn định nhiệt trong tháp.
Phần còn lại được cho qua các thiết bị trao đổi nhiệt (11) để tận dụng nhiệt, sau đó cho

Sinh viên thực hiện: Đồn Minh Chiến

Page 24


Đồ án chuyên ngành

GVHD: PGS.TS.Nguyễn Hữu Trịnh

qua các thiết bị làm lạnh (12) rồi đưa ra ngoài ta thu được các sản phẩm kerosen, gasoil
nhẹ, gasoil nặng.
Phần nhẹ ở tháp (6) sau hồi lưu còn lại cho qua tháp tách xăng nặng, ở đáy tháp
này nhiệt độ khoảng 160oC nên phần nặng của xăng khoảng nhiệt độ sôi lớn hơn 95 oC
được tách ra dưới dạng lỏng và đi ra đáy tháp, một phần được hồi lưu trở lại đáy tháp,
phần còn lại cho qua thiết bị trao đổi nhiệt (11) để tận dụng nhiệt và đi ra ngoài qua thiết
bị làm lạnh (12). Ở đây ta thu được xăng nặng. Phần nhẹ đi ra ở đỉnh tháp (14) qua thiết
bị làm lạnh (12) và vào bể chứa (7), một phần được cho hồi lưu trở lại tháp (6), phần còn

lại đi vào thiết bị trao đổi nhiệt (11) để tận dụng nhiệt.Sau đó được cho vào tháp ổn định
nhiệt (15). Ở đây nhiệt độ tháp này khoảng 130 oC nên phần nhẹ của xăng từ C5 trở nên
được tách ra ở dạng lỏng theo đáy tháp đi ra. Ở đây một phần được hồi lưu trở lại đáy
tháp (15) phần còn lại qua thiết bị làm lạnh (12) ta thu được xăng nhẹ. Ở đỉnh tháp (15)
nhiệt độ khoảng 67oC nên phần khí từ C 1 – C4 được tách ra và đi ra khỏi đỉnh tháp qua
thiết bị ngưng tụ (13) và vào bể chứa (7).Ở đây một phần khí khơng ngưng cho ra ngồi
được đưa đi đốt để lấy nhiệt, phần lỏng còn lại cho qua phân xưởng sản xuất LPG.Hơi
nước được làm lạnh ở thiết bị (13) vào bể chứa (7) và được đưa ra ngoài.
 Chế độ công nghệ của tháp:
 Thiết bị khử nước và muối:

Áp suất: 9 – 12 Kg/cm2
Nhiệt độ trong thiết bị: 130 – 150 oC
Nước: 3 – 8 % thế tích dầu thơ
 Tháp tách sơ bộ
Áp suất đáy tháp: 3 – 3.5 Kg/cm2
Nhiệt độ đáy tháp: 200 – 220oC
 Tháp phân đoạn:

Nhiệt độ đỉnh: 110 – 120oC
Nhiệt độ nguyên liệu: 310 – 360oC
Sinh viên thực hiện: Đoàn Minh Chiến

Page 25