phương pháp xác định một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu

MỤC LỤC
Trang
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
LỜI MỞ ĐẦU
Trong những năm qua, ngành dầu khí đã có những đóng góp tích cực vào sự
thúc đẩy tăng trưởng kinh tế không chỉ trên thế giới mà còn ở Việt Nam.Và ngày
càng khẳng định được vị thế là ngành kinh tế - kỹ thuật quan trọng trong tiến
trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước ta.
Trước đây, khi ngành công nghiệp chưa phát triển, nguồn năng lượng được
sử dụng phục vụ cho công nghiệp chủ yếu là than đá.Nhưng từ đầu thế kỷ 20,
đặc biệt những năm gần đây, cùng với sự phát triển mạnh mẽ của khoa học – kỹ
thuật thì dầu mỏ trở thành nguồn nguyên liệu quan trọng, thiết yếu. Do vậy,
ngành công nghiệp dầu khí ngày càng phát triển mạnh mẽ và sản xuất ra nhiều
sản phẩm từ dầu mỏ, không chỉ là nguyên liệu cho ngành công nghiệp hóa dầu
mà còn là nguồn nguyên liệu không thể thiếu cho các ngành công nghiệp hóa
học, công nghiệp mỹ phẩm, dệt may, phân bón, dược phẩm…
Hiệu quả sử dụng dầu mỏ phụ thuộc vào chất lượng của quá trình chế biến,
quá trình kiểm tra chất lượng, trong đó các quá trình xúc tác, các quá trình sử
dụng, tính toán công suất cho nhà máy lọc dầu, cách xác định giá trị dầu thô trên
thị trường, việc xác định phân tích các chỉ tiêu của dầu và sản phẩm dầu là cần
thiết. Việc kiểm tra chất lượng và đưa dầu mỏ qua các quá trình chế biến sẽ nâng
cao hiệu quả sử dụng dầu mỏ lên nhiều lần, và tiết kiệm được nguồn tài nguyên
quý hiếm này.
Dầu thô khi vừa khai thác ở mỏ lên, ngoài thành phần hydrocacbon, dầu còn
chứa nhiều tạp chất, chúng lẫn trong dầu thô và phổ biến ở dạng nhũ tương nên
khó tách và sử dụng ở điều kiện bình thường. Nếu không tách các hợp chất này
kèm với việc kiểm tra chất lượng, khi vận chuyển hay tồn chứa đặc biệt là khi
chưng cất chúng sẽ tạo cặn bùn và các hợp chất ăn mòn, phá hỏng thiết bị, làm
giảm công suất chế biến, ảnh hưởng đến chất lượng sản phẩm, sản phẩm bán
trên thị trường sẽ không đảm bảo an toàn, sức khỏe, môi trường…
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 2

Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Vì thế việc xác định, đánh giá chất lượng để xử lý dầu thô trước khi đưa vào
chế biến, và đánh giá sản phẩm dầu là quan trọng.
Sau quá trình thực tập tại Viện NCKH & TK dầu khí biển với sự hướng dẫn
tận tình của các anh, chị, em đã hiểu thêm về các chỉ tiêu đánh giá và phương
pháp xác định một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu để thực
hiện bài báo cáo này. Bài báo cáo bao gồm bốn chương:
Chương 1. Tổng quan về Viện NCKH & TK dầu khí biển
Chương 2. Giới thiệu về dầu thô
Chương 3. Một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu
Chương 4. Một số phương pháp xác định các chỉ tiêu đánh giá chất lượng
dầu và sản phẩm dầu
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 3
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Chương 1. TỔNG QUAN VỀ VIỆN NCKH & TK DẦU KHÍ BIỂN
1.1. Vị trí địa lý
Viện NCKH & TK dầu khí biển địa chỉ: 105 Lê Lợi, Phường 6, Thành phố
Vũng Tàu, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu.
Hình 1.1. Viện NCKH & TK dầu khí biển
1.2. Lịch sử hình thành, các giai đoạn hoạt động của Viện NCKH & TK
Tiền thân của viện NCKH và TK là Xưởng NCKH và TKTD, hình thành
năm 1982 với biên chế nhỏ, gọn gồm chủ yếu các chuyên gia trong lĩnh vực địa
chất, địa vật lý. Các công tác chính là khảo sát địa chấn thềm lục địa Nam Việt
Nam, chủ yếu trong vùng trũng Cửu Long, nghiên cứu, phân tích, xử lý số liệu
địa chất và thiết kế, biện luận vị trí các giếng tìm kiếm thăm dò trên thềm lục địa
miền Nam Việt Nam [1].
Thành công trong việc phát hiện cấu tạo Bạch Hổ, và sau đó là khoan các
giếng tìm kiếm cho dòng dầu công nghiệp, cho thấy triển vọng phát triển mỏ và
sự cần thiết hình thành một đơn vị nghiên cứu và thiết kế đủ khả năng thực hiện
các dự án liên quan tới phát triển mỏ.

Ngày 26 tháng 10 năm 1985, Viện chính thức được thành lập.
Ba mươi năm xây dựng và phát triển của Viện gắn chặt với sự ra đời, trưởng
thành và những thành tựu to lớn đã đạt được của XNLD Vietsovpetro với chức
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 4
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
năng đảm bảo cơ sở khoa học, tính khả thi và hiệu quả cho mọi hoạt động tìm
kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí của XNLD Vietsovpetro. Có thể nói rằng 30
năm qua, với những công trình đạt được, Viện NCKH&TK đã thực sự trở thành
một trung tâm nghiên cứu khoa học và thiết kế mạnh, uy tín không những trong
phạm vi ngành dầu khí Việt Nam, trong khu vực và trên thế giới, góp phần quan
trọng, đắc lực cho nền kinh tế Quốc dân, cho khoa học Dầu khí thế giới.
Lịch sử phát triển của Viện NCKH & TK gắn liền với sự phát triển của xí
nghiệp và có thể chia ra làm các giai đoạn sau: 1985-1990, 1990-1996, 1996-
2000, 2000-2005 và 2005 đến nay.
Giai đoạn 1985-1990−Hình thành Viện.
Viện được hình thành từ hai khối riêng biệt: khối khoa học và khối thiết kế.
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào hoạt động năm 1986, khai thác dầu từ tầng sản phẩm
Mioxen dưới. Tiếp theo, dầu trong móng granit của mỏ Bạch Hổ được phát hiện
và đối tượng đưa vào khai thác thử cuối năm 1988. Giai đoạn này Viện thực
hiện các dự án thiết kế khai thác và xây dựng mỏ đầu tiên với sự trợ giúp hoặc
cố vấn của các Viện NCKH kinh nghiệm của LBCHXHCN Xô Viết, cụ thể là
Viện NCKH & TK dầu khí biển thành phố Okha, Xakhalin, Viện dầu Liên Bang
VNINEFPT.
Tháng 7 năm 1989, tài liệu đầu tiên do Viện soạn thảo “Tính toán đánh giá
kinh tế kỹ thuật xây dựng vòm nam mỏ Bạch Hổ”.
Năm 1990 “Thiết kế khai thác thử công nghiệp vỉa dầu móng vòm trung tâm
mỏ Bạch Hổ”.
Giai đoạn 1990-1996 – Hoàn thiện cơ cấu tổ chức và ứng dụng công
nghệ mới.
Viện đã được các cán Bộ chức năng chính thức công nhận là đơn vị thiết kế

chính các dự án. Các phòng ban chuyên môn nhanh chóng bổ sung hoàn thiện
đội ngũ chuyên gia được đào tạo chính quy và có kinh nghiệm. Nhanh chóng
triển khai thành tựu của công nghệ thông tin. 100% các phòng ban được trang bị
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 5
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
máy tính và phần mềm tính toán như mô phỏng quá trình khai thác, lập mô hình
vỉa, mô hình địa chất, xử lý số liệu địa vật lý giếng khoan. Viện tự thực hiện một
loạt các thiết kế công nghệ có tính chiến lược trong phát triển khai thác ổn định
các mỏ của XNLD như “Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ
thềm lục địa Nam Việt Nam” năm 1992, “Bổ sung Sơ đồ công nghệ khai thác và
xây dựng mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Nam Việt Nam” năm 1993.
Giai đoạn 1996-2000 – Biến đổi đột phá về chất của đội ngũ chuyên gia.
Các chuyên gia khoa học và thiết kế người Việt Nam trong Viện lớn mạnh
và đủ sức để đảm nhiệm các chức danh lãnh đạo và quản lý. Năm 1996, Viện
trưởng người Việt Nam được bổ nhiệm, đánh dấu sự lớn mạnh của đội ngũ
chuyên gia Việt Nam. Một loạt vị trí lãnh đạo phòng ban chuyển giao cho
chuyên gia Việt Nam. Các chuyên gia Việt Nam dần đảm nhiệm các chức danh
chánh đồ án, chủ nhiệm đề tài nghiên cứu khoa học.
Giai đoạn 2000-2005 – Mở rộng phạm vi hoạt động.
Hoạt động sản xuất của Viện được mở rộng ra ngoài phạm vi XNLD, hướng
vào các công tác dịch vụ. Các chuyên gia của Viện tham gia ngày càng nhiều
vào các hoạt động tư vấn và thẩm định thầu trong cơ cấu của Tổng công ty. Viện
tham gia đấu thầu các dự án như thiết kế đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch
Hổ, dự án đường ống PM3 –Cà Mau …
Giai đoạn từ 2005 đến nay – Phát triển bền vững, nâng cao uy tín và vị
thế của Viện trong nước và trên trường quốc tế.
Hoạt động sản xuất của Viện được thực hiện với phương châm 8 chữ vàng:
“Kỷ cương, khoa học, chất lượng và uy tín”, là giai đoạn mà các sản phẩm của
Viện đã được các công ty dầu khí trong nước, khu vực và trên thế giới đánh giá
cao. Vai trò và uy tín, cũng như thương hiệu “Viện NCKH & TK dầu khí biển”

đã từng bước khẳng định trên trường quốc tế.
1.3. Các thành tựu chính
– Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ;
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 6
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
– Sơ đồ tổng thể xây dựng và phát triển mỏ Rồng;
– Thiết kế tổng thể đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ;
– Luận chứng KT – KT “Hệ thống thu gom và vận chuyển khí Bạch Hổ – Thủ
Đức”;
– Báo cáo sơ đồ tổng thể khai thác và xây dựng mỏ Rồng giai đoạn 1998-2020;
– Dự án đường ống dẫn khí PM3 – Cà Mau;
– Đánh giá các điều kiện kinh tế – kỹ thuật khu vực Rustamov của Liên Bang
Nga. Biện luận điều kiện kinh tế – địa chất tham gia phát triển lô 15-1, 103, 107,
16-2, B1 và B2 của Mianma đối với XNLD;
– Đánh giá kinh tế – kỹ thuật nhằm công bố phát hiện công nghiệp mỏ Thiên Ưng
– Mãng Cầu và kế hoạch phát triển lô 04-3 và các lô lân cận;
– Thiết kế khai thác sớm mỏ Thiên Ưng – Mãng Cầu;
– Chính xác hóa sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng khu vực Đông Nam mỏ
Rồng;
– Đánh giá kinh tế kỹ thuật xây dựng gian BK-15 ở khu vực Đông Bắc mỏ Bạch
Hổ;
– Cơ sở kinh tế kỹ thuật mua tàu khoan nửa nổi nửa chìm để thực hiện công việc
tại các lô triển vọng;
– Phân tích triển vọng của các giếng khai thác gaslift và các giải pháp khai thác tối
ưu;
1.4. Chức năng và nhiệm vụ
Viện NCKH & TK dầu khí biển (gọi tắt là Viện hoặc Viện NCKH & TK) là
đơn vị tổ chức nghiên cứu khoa học và thiết kế các dự án trực tiếp phục vụ cho
kế hoạch sản xuất kinh doanh ngắn hạn và trung hạn của LD Việt Nga
Vietsovpetro. Viện thực hiện các nghiên cứu và đưa ra cơ sở khoa học về mặt kỹ

thuật – công nghệ và kinh tế cho công tác tìm kiếm, thăm dò, khoan, khai thác,
xây dựng, vận hành các công trình dầu khí, soạn thảo cung cấp cho LD Việt Nga
“Vietsovpetro” các giải pháp công nghệ – kỹ thuật, các hồ sơ thiết kế – dự toán
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 7
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
ở tất cả các giai đoạn xây dựng, cải hoán và sửa chữa các công trình của LD Việt
Nga và thực hiện giám sát tác quyền trong quá trình xây dựng, sửa chữa công
trình.
Với chức năng đó, Viện NCKH & TK dầu khí biển có các nhiệm vụ chính
sau đây [2]:
– Soạn thảo, giám sát triển khai và đề xuất các giải pháp đảm bảo thực thi hiệu
quả nhất các văn liệu thiết kế tìm kiếm, thăm dò, khai thác và quy hoạch xây
dựng công nghiệp các mỏ dầu khí.
– Nghiên cứu cấu trúc địa chất, xác định sự tồn tại dầu khí, quy mô và các đặc
trưng của chúng phục vụ công tác thiết kế khai thác và xây dựng mỏ.
– Nghiên cứu ứng dụng công nghệ kỹ thuật tiên tiến trong công tác khoan khai
thác, thu gom, vận chuyển và tàng trữ dầu khí trong điều kiện xa bờ.
– Làm dịch vụ khoa học, thiết kế xây dựng mỏ.
– Nghiên cứu ứng dụng kỹ thuật và công nghệ tiên tiến trong thiết kế kỹ thuật
công nghệ và thiết kế thi công, dự toán xây dựng các công trình biển.
1.5 Phòng thí nghiệm phân tích dầu và các sản phẩm dầu
Các thí nghiệm và phân tích
- Phân tích nhanh các mẫu dầu mỏ.
- Phân tích toàn diện các mẫu dầu mỏ trong điều kiện thường:
+ Độ nhớt dầu thô và sản phẩm dầu các loại;
+ Hàm lượng parafin, nhựa, asphanten;
+ Hàm lượng nước, muối, lưu huỳnh, tro, cốc, tạp chất cơ học;
+ Nhiệt độ nóng chảy parafin;
+ Tỷ trọng, trọng lượng phân tử;
+ Chưng cất dầu và các sản phẩm dầu;

+ Điểm chớp cháy cốc hở, cốc kín và nhiệt độ đông đặc;
+ Chỉ số axit, chỉ số kiềm tổng;
+ Hàm lượng vi nguyên tố.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 8
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
- Phân tích đánh giá thành phần các chất lắng trong tàu dầu, bồn, bể chứa,
đường ống;
- Phân tích chất lượng các loại dầu nhờn, dầu thủy lực;
- Các phân tích và hỗ trợ công nghệ khác cho khai thác và vận chuyển
dầu
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 9
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Chương 2. GIỚI THIỆU VỀ DẦU THÔ
2.1. Bản chất dầu thô
Dầu thô là một chất lỏng sánh đặc màu nâu hoặc ngả lục. Dầu thô tồn tại
trong các lớp đất đá tại một số nơi trong vỏ Trái Đất. Dầu thô là một hỗn hợp
hóa chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là những hợp chất của
hydrocacbon, thuộc gốc alkane, thành phần rất đa dạng.
Các nguyên tố cơ bản tham gia trong thành phần dầu thô là cacbon (82–87%
k.l), hydro (11–15% k.l), lưu huỳnh (0.1– 0.7% k.l), nitơ (dưới 2.2% k.l), và oxy
(dưới 1.5% k.l). Trong dầu có chứa V, Ni, Fe, Ca, Na, K, Cu, Cl, I, P, Si, As …
Các tạp chất này tồn tại dưới dạng hợp chất lưu huỳnh, nitơ, hợp chất chứa oxy,
hợp chất cơ kim. Như vậy, về thành phần dầu thô là hỗn hợp các hợp chất hữu
cơ rất phức tạp, với các chất lỏng chiếm ưu thế, trong đó các hợp chất hữu cơ
rắn hòa tan (hoặc ở trạng thái keo) và các khí hydrocacbon (khí đồng hành) [3].
2.2. Thành phần dầu thô
2.2.1. Thành phần nhóm hydrocacbon của dầu thô
Các hydrocacbon, là thành phần chính của dầu thô, là hợp chất hữu cơ, chỉ
gồm hydro và cacbon (loại trừ olefin) đều có mặt trong dầu mỏ. Trong thành
phần của dầu thô chứa các hydrocacbon bốn nhóm sau: parafin, naphten, aromat

và hỗn hợp naphten-aromat. Hàm lượng tương đối của các hydrocacbon này
trong các dầu thô khác nhau là khác nhau. Nhóm hydrocacbon nào chiếm ưu thế
sẽ quyết định tính chất và phương hướng chế biến dầu. Sau đây là những trình
bày sơ lược về các loại hydrocacbon phổ biến nhất trong thành phần dầu.
a. Hydrocacbon parafin (alkan)
Hydrocacbon parafin là loại hydrocacbon phổ biến nhất. Các parafin thấp –
metan, etan, propan, butan ở thể khí. Các parafin từ pentan trở lên trong điều
kiện thông thường ở thể lỏng. Với cùng số nguyên tử cacbon trong phân tử
hydrocacbon cấu trúc nhánh có tỷ trọng, nhiệt độ đông đặc và nhiệt độ sôi thấp
hơn parafin mạch thẳng. Các isoparafin cho xăng chất lượng tốt hơn, trong khi
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 10
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
parafin mạch thẳng có tác dụng tiêu cực lên tính chất của nhiên liệu động cơ đốt
trong. Parafin mạch thẳng có giá trị không vượt quá giá trị xác định nào đó là
thành phần tốt cho nhiên liệu phản lực, diesel và dầu nhờn.
Các parafin từ C
17
trở lên ở điều kiện thường tồn tại ở thể rắn có nhiệt độ
nóng chảy tăng khi phân tử lượng tăng. Hydrocacbon rắn là thành phần của
parafin và serezin. Parafin có cấu trúc tinh thể dạng phẳng hoặc dạng sợi, nhiệt
độ nóng chảy dao động từ 40 ÷ 70
0
C, số nguyên tử cacbon trong khoảng từ 21 ÷
32, phân tử lượng từ 300 ÷ 450. Parafin rắn tồn tại chủ yếu trong phân đoạn dầu
bôi trơn có nhiệt độ sôi từ 350 ÷ 500
0
C.
b. Hydrocacbon naphten
Naphten là một trong số hydrocacbon phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ.
Naphten thường ở dạng 5, 6 vòng (trong các phân đoạn nhẹ của dầu mỏ là dẫn

xuất của cyclopentan và cyclohexan). Trong dầu thô chứa các hydrocacbon
naphten một, hai, ba và bốn vòng. Sự phân bố của naphten trong các phân đoạn
rất khác nhau. Trong một số dầu hàm lượng naphten tăng khi phân đoạn nặng
dần, trong các dầu khác hàm lượng của chúng lại không đổi hoặc giảm. Naphten
là thành phần quan trọng của nhiên liệu động cơ và dầu nhờn. Naphten được ứng
dụng chính làm nguyên liệu để sản xuất hydrocacbon thơm: benzen, toluen,
xylen [4].
c. Hydrocacbon thơm
Hydrocacbon thường gặp là loại một vòng và đồng đẳng của chúng (benzen,
toluen, xylen ). Chúng phân bố khác nhau trong các phân đoạn. Về nguyên tắc,
trong các dầu nặng hàm lượng của hydrocacbon thơm tăng mạnh khi nhiệt độ
sôi của phân đoạn tăng. So với các hydrocacbon nhóm khác aromat có khả năng
hòa tan cao đối với các chất hữu cơ, nhưng hàm lượng của chúng trong một số
dung môi cần hạn chế vì lý do độc hại. Ngày nay, hydrocacbon thơm được ứng
dụng là thành phần của sản phẩm dầu, dung môi và sản xuất chất nổ và nguyên
liệu cho tổng hợp hóa dầu.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 11
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
d. Hỗn hợp naphten - thơm
Loại này rất phổ biến trong dầu, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôi
cao. Cấu trúc của chúng rất gần với cấu trúc trong các vật liệu hữu cơ ban đầu và
tạo thành dầu, nên dầu càng có độ biến chất thấp sẽ càng có nhiều các
hydrocacbon loại này.
2.2.2. Thành phần phi hydrocacbon trong dầu
Những hợp chất phi hidrocacbon thường gặp trong dầu là CO
2
, H
2
S, N
2

, Ar
(trong khí thiên nhiên) và các hợp chất của lưu huỳnh, nitơ, oxy, các chất nhựa,
asphanten và kim loại trong dầu mỏ.
a. Hợp chất lưu huỳnh
Lưu huỳnh thường có mặt trong tất cả các dầu thô. Sự phân bố lưu huỳnh
trong các phân đoạn phụ thuộc vào bản chất của dầu thô và loại hợp chất lưu
huỳnh. Thông thường, hàm lượng lưu huỳnh tăng từ phân đoạn nhiệt độ sôi thấp
đến cao và đạt cực đại trong đoạn chưng cất chân không.
Trong dầu thô có các loại hợp chất lưu huỳnh khác nhau. Trong một số dầu
chứa lưu huỳnh tự do, trong thời gian tồn trữ dài chúng lắng trong bồn chứa
dưới dạng cặn vô định hình. Trong các trường hợp khác, lưu huỳnh tồn tại dưới
dạng hợp chất như hydrosunfua và hợp chất lưu huỳnh hữu cơ (mercaptan,
sulfua, disunfua, thiophan).
Các hợp chất lưu huỳnh được chia thành 3 nhóm [3]:
– Nhóm thứ nhất gồm hydrosunfua và mercaptan, có tính axit và do đó có tính ăn
mòn cao nhất, theo hàm lượng dầu thô được chia thành 3 nhóm:
• Ít lưu huỳnh – dưới 0.5% k.l;
• Dầu lưu huỳnh – từ 0.5 đến 2% k.l;
• Dầu thô lưu huỳnh cao – trên 2% k.l.
– Nhóm thứ hai gồm các sunfua và disunfua ít bền vững. Ở nhiệt độ 130 ÷ 160
0
C
chúng bắt đầu phân hủy thành hydrosunfua và mercaptan.
– Nhóm thứ ba bao gồm các hợp chất vòng ít bền vững như thiophen và thiophan.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 12
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Các hợp chất lưu huỳnh làm giảm độ bền hóa học và khả năng gây cháy
hoàn toàn của nhiên liệu động cơ và làm cho chúng có mùi hôi, gây ăn mòn
động cơ. Trong xăng, ngoài các vấn đề trên chúng còn làm giảm tính chống kích
nổ và làm tăng lượng phụ gia.

b. Nitơ và hợp chất nitơ
Hàm lượng nitơ trong dầu dao động khoảng 0.03 ÷ 0.52% k.l. Nitơ trong dầu
tồn tại dưới dạng hợp chất có tính kiềm, trung hòa hoặc axit. Hàm lượng nitơ
trong dầu tăng khi nhiệt độ sôi tăng. Phần lớn nitơ (2/3 – 3/4) nằm trong cặn
chưng cất. Giữa hàm lượng nitơ, lưu huỳnh và nhựa trong dầu có mối quan hệ:
trong các dầu nặng, nhựa chứa nhiều hợp chất nitơ và lưu huỳnh ;còn trong dầu
nhẹ, nhựa chứa ít nitơ.
Hợp chất nitơ được ứng dụng làm chất sát trùng, chất ức chế ăn mòn, phụ
gia cho dầu bôi trơn và bitum, chất chống oxy hóa … Bên cạnh những tác dụng
tích cực, những hợp chất của nitơ có những tính chất không mong muốn như
làm giảm hoạt độ xúc tác trong quá trình chế biến dầu, tạo nhựa và làm sẫm màu
sản phẩm.
c. Hợp chất chứa oxy
Trong các dầu thô chứa rất ít oxy dưới dạng hợp chất như axit naphten,
phenol, nhựa asphanten. Axit naphten là axit cacboni cấu trúc vòng, chủ yếu là
dẫn xuất của hydrocacbon naphten vòng hai, ba, bốn axit béo. Hàm lượng của
axit naphten trong dầu không cao. Trong các dầu giàu parafin và trong phân
đoạn của nó hàm lượng axit naphten thấp nhất, trong khi các dầu nhựa cao – cao
nhất.
– Axit naphten là chất lỏng ít bay hơi, đặc, tỷ trọng 0.96 − 1.0, có mùi rất hôi.
Chúng không hòa tan trong nước nhưng tan trong sản phẩm dầu, benzene, rượu,
ete. Hàm lượng axit naphten trong dầu đặc trưng bằng trị số axit, số mg KOH
dùng để trung hòa 1g chất trong dung dịch cồn – benzen với sự hiện diện của
phenolphtalein.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 13
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
– Nhựa - asphant là phần không thể thiếu của các loại dầu. Chúng là phức của hợp
chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa S-N-O) và các hợp chất cơ kim, thành phần
chính hóa học của nhựa- asphant quyết định phương hướng chế biến dầu và
chọn quá trình công nghệ trong các nhà máy chế biến dầu. Một trong những chỉ

số chính về chất lượng của sản phẩm dầu là hàm lượng nhựa - asphant. Hàm
lượng nhựa - asphant trong dầu nhẹ thường không vượt quá 4 ÷ 5% k.l, trong
dầu nặng là 20% k.l hoặc cao hơn.
– Các chất nhựa - asphant được chia thành 4 nhóm:
• Nhựa trung hòa
• Asphanten
• Cacben và carboid
• Axit asphanten và alhydrid
2.3. Phân loại
Dầu thô muốn đưa vào các quá trình chế biến hoặc buôn bán trên thị trường,
cần phải xác định xem chúng thuộc loại nào: dầu nặng hay nhẹ, dầu chứa nhiều
hydrocacbon parafin, naphten hay aromatic, dầu chứa nhiều hay ít lưu huỳnh.
Từ đó mới xác định được giá trên thị trường và hiệu quả thu được các sản phẩm
khi chế biến.
2.3.1. Phân loại dầu mỏ theo bản chất hóa học
Phân loại theo bản chất hóa học có nghĩa là dựa vào thành phần của các loại
hydrocacbon có trong dầu. Nếu trong dầu, họ hydrocacbon nào chiếm phần chủ
yếu thì dầu mỏ sẽ mang tên loại đó.
Có nhiều phương pháp khác nhau để phân loại theo bản chất hóa học:
a. Phân loại theo Viện nghiên cứu chế biến dầu Groznii (Nga)
Theo cách phân loại của Groznii có 6 loại dầu khác nhau [3]:
- Parafin - Parafin-naphten-aromatic
- Parafin-Naphten - Parafin-aromatic
- Naphten - Aromatic
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 14
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Bảng 2.1. Phân loại dầu thôtheo Groznii
Loại dầu
Hàm lượng hydrocacbon
trong phân đoạn 250 − 350

0
C
Hàm lượng trong dầu
thô, %
Parafin Naphten
Aroma
t
Parafin
rắn
Asphanten
1. Parafin
2. Parafin-naphten
3. Naphten
4. Parafin-naphten-
aromat
5. Parafin-aromat
6. Aromat
46÷61
42÷45
15÷26
27÷35
0÷8
−
23÷32
38÷39
61÷76
36÷47
57÷58
−
12÷25

16÷20
8÷13
26÷33
20÷25
−
1.15÷10
1÷6
Vết
0.5÷1
0÷0.5
−
0÷6
0÷6
0÷6
0÷10
0÷20
–
Trong dầu parafin phân đoạn xăng chứa không ít hơn 50% k.l parafin, phân
đoạn dầu nhờn có hàm lượng parafin rắn có thể đạt tới 20% k.l (trung bình 10%
k.l).Hàm lượng parafin rắn trong dầu loại này dao động trong khoảng 2÷10%,
còn lượng naphten và nhựa trung hòa rất ít.
Dầu parafin – naphten chứa lượng đáng kể naphten và lượng nhỏ
hydrocacbon thơm. Parafin rắn trong loại dầu này tương tự như trong dầu
parafin, asphanten và nhựa rất ít.
Trong dầu naphten tất cả các phân đoạn đều có hàm lượng naphten cao, đạt
tới 60% k.l và đôi khi cao hơn.Dầu naphten chứa lượng parafin rắn thấp và
lượng nhỏ nhựa trung hòa và asphanten.
Dầu parafin – naphten – aromat có hàm lượng hydrocacbon các nhóm này
xấp xỉ bằng nhau.Hàm lượng parafin rắn trong dầu loại này thấp hơn 1÷1.5% k.l,
hàm lượng nhựa và asphanten khá cao.

Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 15
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Dầu naphten – aromat hàm lượng naphten và hydrocacbon thơm tăng nhanh
khi phân đoạn nặng dần lên. Parafin chỉ có trong phân đoạn nhẹ lượng parafin
rắn không quá 0.3% k.l.
Dầu aromat được đặc trưng là tất cả các phân đoạn có tỷ trọng cao và hàm
lượng hydrocacbon thơm cao.
b. Phân loại dầu theo công nghệ (GOST 912-66 của Liên Xô (cũ)) [3]
Sự phân loại dầu thô theo GOST 912-66 của Liên Xô (cũ) dựa vào hàm
lượng lưu huỳnh trong dầu thô, sản phẩm dầu sáng, hiệu suất phân đoạn sôi đến
350
0
C, chỉ số độ nhớt của dầu nhờn gốc và hàm lượng parafin trong dầu thô.
Bảng 2.2. Phân loại dầu thô theo GOST 912−66
Lớp Theo hàm lượng lưu huỳnh Dạng Hiệu
suất
phân
đoạn
đến
350
0
C
Nhóm Hàm lượng
dầu nhờn
gốc, %k.l
Phân
nhóm
Chỉ
số độ
nhớt

của
dầu
nhờn
gốc
Loại
hình
Hàm
lượng
parafin
trong
dầu
thô
%k.l
Trong
dầu
thô
Trong
xăng
(T
SC
=2
00
0
C)
Trong
nhiên
liệu
phản
lực
(120÷

240)
Trong
nhiên
liệu
diesel
(240÷
350
0
C)
So
với
dầu
thô
So với
mazut
(T
S
>3
50)
I ≤ 0,50 ≤ 0,15 ≤0,1 ≤0,2 T
1
≥45 M
1
≥25 ≥45 I
1
>85 P
1
≤1,50
II 0,51÷2
,0

≤ 0,15 ≤0,25 ≤1,0 T
2
30÷
44,5
M
2
15÷
25
≥45
P
2
1,51÷6
M
3
15÷
25
30÷45 I
2
40÷8
5
P
3
>6,0
III > 2,0 >0,15 >0,25 >1,0 T
3
<30 M
4
<15 <30
c. Phân loại theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)
Viện dầu mỏ Pháp (IFP) phân loại dầu thô dựa vào tỷ trọng (d

4
20
) của phân
đoạn 250 ÷ 350
0
C của dầu trước và sau khi xử lý bằng axit sulfuric.
Bảng 2.3. Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 16
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Loại dầu Tỷ trọng phân đoạn
Trước xử lý H
2
SO
4
Sau khi xử lý H
2
SO
4
1. Parafin
2. Parafin-naphten
3. Naphten
4. Parafin-naphten-aromat
5. Naphten-aromat
0.825 ÷ 0.835
0.839 ÷ 0.851
0.859 ÷ 0.869
0.817 ÷ 0.869
0.878 ÷ 0.890
0.800 ÷ 0.808
0.818 ÷ 0.828

0.847 ÷ 0.863
0.813 ÷ 0.841
0.844 ÷ 0.866
d. Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Hoa Kỳ
Ở Hoa Kỳ phân loại dầu thô dựa trên cơ sở kết hợp giữa tỷ trọng và
thành phần hóa học.
Theo phân loại này dầu được chia thành hai phân đoạn:
– Phân đoạn I có nhiệt độ sôi trong khoảng 250 ÷ 275
0
C ở áp suất khí quyển.
– Phân đoạn II sôi trong khoảng 275 ÷ 300
0
C ở áp suất dư 400 mmHg.
Phương pháp phân đoạn này dầu được chia thành 7 loại:
• Parafin
• Parafin – trung gian
• Trung gian – parafin
• Trung gian
• Trung gian – naphten
• Naphten – trung gian
• Naphten
Bảng 2.4. Phân loại dầu thô theo phương pháp của Viện dầu mỏ Hoa kỳ dựa
vào tỷ trọng dầu
15,6
15,6
d
Tỷ trọng dầu
15,6
15,6
d

Phân đoạn I Phân đoạn II
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 17
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
1- Parafin
2- Parafin − trung gian
3- Trung gian – parafin
4- Trung gian
5- Trung gian − naphten
6- Naphten − trung gian
7- Naphten
<0.8251
<0.8251
0.8256 ÷ 0.8597
0.8256 ÷ 0.8597
0.8256 ÷ 0.8597
>0.8502
0.8602
< 0.8762
0.9762 ÷ 0.9334
< 0.8762
0.9762 ÷ 0.9334
>0.9340
0.9762 ÷ 0.9334
>0.9340
e. Phân loại theo phương pháp Nelson, Watson và Murphy
Watson và Murphy đã đề xuất thừa số đặc trưng K được xác định theo
phương trình sau:
3
, .
15,6

15.6
1,216
S tr b
T
K
d
=
Trong đó:
, .S tr b
T
- nhiệt độ sôi trung bình mol, K
15,6
15.6
d
- tỷ trọng tương đối ở 15.6
0
C, với sai số không lớn có thể sử
dụng d
4
20
cho
15,6
15.6
d
Nhiệt độ sôi trung bình của hỗn hợp được tính theo công thức:
1 1 2 2
, .
1 2

n n
S tr b
n
t m t m t m
T
m m m
+ + +
=
+ + +
Đối với phân đoạn hẹp có thể sử dụng nhiệt độ cất 50% thay cho nhiệt độ
sôi trung bình. Theo số liệu của Nelson, dầu parafin có thừa số K trong khoảng
12.15 ÷ 12.9; dầu naphten: K = 10.5 ÷ 11.45; dầu trung gian K = 11.5 ÷ 12.1.
2.3.2. Phân loại theo phương pháp vật lý
a. Theo tỷ trọng
Dầu thô được chia thành dầu nhẹ (
15
15
d
< 0.828), tương đối nặng (
15
15
d
= 0.828
÷ 0.884) và dầu nặng (
15
15
d
> 0.885) [3].
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 18
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu

b. Theo chỉ số
0
API
Chỉ số
0
API có thể thay thế cho tỷ trọng dầu trong phân loại dầu thô. Quan
hệ giữa chỉ số
0
API và
15
15
d
như sau:
0
15
15
141,5
131.5API
d
= −
Dầu thô thường có
0
API từ 40 (tương ứng
15
15
d
= 0.825) đến 10 (tương ứng
15
15
d

=1).
Theo chỉ số
0
API, dầu thô được phân loại thành: dầu nặng (
0
API < 28.4), dầu
nhẹ (
0
API > 39.4).
Giá dầu thô thường lấy giá của dầu có 36
0
API (
15
15
d
=0.8638) làm gốc, nếu
dầu thô có
0
API trên 36 mà hàm lượng lưu huỳnh bình thường, giá dầu sẽ tăng.
c. Theo chỉ số tương quan
Smith đưa ra chỉ số tương quan để phân loại dầu thô. Chỉ số tương quan
được xác định theo phương trình sau:
15,6
15,6
.
48640
473.7 456.8
tr b
CI d
T

= + −
Phân đoạn với giá trị CI từ 0 ÷ 15 là parafin; 15 ÷ 50 là naphten hoặc hỗn
hợp parafin, naphten và aromat; CI > 50 là hydrocacbon thơm.
2.4. Vai trò của dầu mỏ
Dầu mỏ được xem là “vàng đen”, đóng vai trò quan trọng trong đời sống
kinh tế toàn cầu. Đây cùng là một trong những nguyên liệu quan trọng của đời
sống hiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu cho tất cả các phương
tiện giao thông vận tải.Hơn nữa, dầu mỏ cũng được sản xuất trong công nghiệp
hóa dầu để sản xuất các chất dẻo và nhiều sản phẩm khác [5].
Dầu mỏ giữ vai trò quan trọng nhất so với các dạng năng lượng khác, chiếm
đến 90% tổng tiêu thụ năng lượng toàn cầu.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 19
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Dầu mỏ có ý nghĩa quan trọng trong thời kỳ đẩy mạnh công nghiệp hóa,
hiện đại hóa không chỉ đơn thuần là vấn đề thu nhập kinh tế, trong những năm
qua dầu mỏ đã góp phần đáng kể vào ngân sách Quốc gia, làm cân đối cán cân
xuất nhập khẩu thương mại Quốc tế, góp phần tạo nên sự phát triển ổn định
trong những năm đổi mới.
Dầu mỏ giúp chuyển đổi chủ động trong việc thu hút vốn đầu tư trực tiếp
nước ngoài, tiếp thu công nghệ hiện đại. Dầu mỏ có thể chủ động đảm bảo cung
cấp nhiên liệu cho các ngành kinh tế Quốc dân cung cấp nhiên liệu cho các
ngành công nghiệp khác.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 20
Chương 3. MỘT SỐ CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG DẦU THÔ
VÀ SẢN PHẨM DẦU
Để xác định giá trị dầu thô trên thị trường, đồng thời định hướng cho các
quá trình sử dụng, chế biến, tính toán công suất thiết bị cho nhà máy lọc dầu,
việc phân tích, xác định các chỉ tiêu của dầu thô rất quan trọng. Sau đây là một
số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu:
3.1. Hàm lượng nước trong dầu thô

3.1.1. Khái quát
Trong dầu mỏ bao giờ cũng chứa một lượng nước nhất định, chúng tồn tại ở
dạng nhũ tương. Sự có mặt của nước trong dầu là do: Nước có từ khi hình thành
nên dầu khí do có sự lún chìm các vật liệu hữu cơ dưới đáy biển và trong quá
trình khai thác dầu thường có kèm theo nước ngầm, gọi là nước giếng khoan.
Hàm lượng nước trong dầu có thể lên đến 90%.
Nước trong dầu thô chứa nhiều muối khoáng khác nhau và một số kim loại
hòa tan. Các cation thường gặp trong nước là Na
+
, Ca
2+
, Mg
2+
và một lượng Fe
2+
và K
+
ít hơn. Các anion thường gặp là Cl
−
và HCO
3
−
, còn SO
4
2–
và SO
3
2–
với
hàm lượng thấp hơn Ngoài ra, còn một số oxyt không phân ly ở dạng keo như

Al
2
O
3,
Fe
2
O
3,
SiO
2
[3].
3.1.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng nước
Nước là chất có hại trong dầu và sản phẩm của dầu: gây khó khăn trong quá
trình vận chuyển, gây ăn mòn thiết bị và đường ống dẫn dầu, làm giảm chất
lượng của dầu và các sản phẩm của dầu. Vì thế, việc xác định hàm lượng nước
trong dầu có ý nghĩa trong việc đánh giá chất lượng dầu và các sản phẩm của
dầu, vận chuyển, chế biến và mua bán dầu.
Một trong số các phương pháp xác định nước trong dầu [6]:
– Phương pháp xác định nước trong dầu bằng chưng cất;
– Phương pháp xác định nước trong dầu bằng ly tâm.
3.2. Hàm lượng muối trong dầu
3.2.1. Khái quát
Muối trong dầu tồn tại ở dạng hòa tan trong nước hoặc không hòa tan trong
nước, có tính chất khác nhau. Natri clorua hầu như không thủy phân. Canxi
clorua trong điều kiện tương ứng có thể thủy phân đến 10% và tạo HCl. Magie
clorua thủy phân 90% và thủy phân diễn ra ở cả nhiệt độ thấp [3].
Trong các dầu, hàm lượng muối rất khác nhau, đồng thời trong cùng một
dầu hàm lượng muối cũng có thể thay đổi trong thời gian khai thác.
Muối có thể tồn tại ở dạng hòa tan trong nước vỉa, thành phần của nó thay
đổi tùy thuộc vào vị trí mỏ dầu và chiều sâu giếng khoan.

3.2.2. Vai trò của việc xác định hảm lượng muối trong dầu
Muối gây ăn mòn ống dẫn dầu, tích lũy lại trong các sản phẩm dầu làm giảm
chất lượng của chúng. Vì thế, việc xác định hàm lượng muối trong dầu có ý
nghĩa quan trọng trong việc đánh giá chất lượng và phương pháp chế biến các
sản phẩm của dầu, mua bán và trao đổi dầu.
Muối trong dầu thô có thể được xác định bằng phương pháp điện cực.
3.3. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu
3.3.1. Khái quát
Lưu huỳnh là tạp chất chủ yếu có trong dầu thô.Chúng tồn tại ở nhiều dạng:
mercaptan, sunfua, disunfua, H
2
S, S [4].
Dầu mỏ chứa nhiều lưu huỳnh thì khi chế biến thành các sản phẩm nhiên
liệu hoặc phi nhiên liệu, hàm lượng của nó cũng nhiều lên tương ứng.
3.3.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng hàm lượng lưu huỳnh
Lưu huỳnh là chất gây nhiều tác hại: khi đốt cháy tạo SO
2
, SO
3
, gây độc hại
và ăn mòn đường ống thiết bị. Khi đưa dầu thô đi chế biến, lưu huỳnh là nguyên
nhân gây ngộ độc xúc tác, làm giảm hiệu suất và chất lượng sản phẩm. Vì vậy,
việc xác định hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô có ý nghĩa quan trọng trong
việc đánh giá chất lượng dầu, chế biến và mua bán, và tùy thuộc vào yêu cầu mà
cần khống chế sao cho hàm lượng lưu huỳnh trong giới hạn cho phép.
Hàm lượng lưu huỳnh có thể được xác định bằng phương pháp: Năng lượng
phổ phát xạ, tia X− quang không khuếch tán.
3.4. Hàm lượng tro
3.4.1. Khái quát
Giá trị tro xỉ liên quan đến chất vô cơ trong dầu nhiên liệu. Mức độ tro trong

các nhiên liệu chưng cất là không đáng kể. Nhiên liệu dư có mức độ tro cao
hơn.Những muối này có thể là hợp chất của natri, vanađi, canxi, magiê, silic,
sắt, nhôm, niken … Thông thường giá trị tro nằm trong khoảng 0.03 ÷ 0.07%
[7].
3.4.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng tro
Tro dư trong nhiên liệu lỏng có thể gây ra cặn bám trên thiết bị đốt. Tro gây
nên hiệu ứng ăn mòn ở các đầu đốt, gây hư hỏng các vật liệu chịu lửa ở nhiệt độ
cao và tắc nghẽn thiết bị. Xác định hàm lượng tro để đánh giá chất lượng của
sản phẩm dầu, và phương pháp chế biến.
3.5. Hàm lượng cốc conradson (cặn cacbon, độ cốc hóa)
3.5.1. Khái quát
Độ cốc hóa conradson là đại lượng đặc trưng cho khả năng tạo cốc của phần
cặn dầu mỏ, đại lượng này càng cao thì hiệu suất cốc thu được càng cao. Mặt
khác, hàm lượng cốc conradson cao còn có nghĩa là hàm lượng nhựa và
asphanten trong dầu mỏ sẽ cao, và có thể sử dụng cặn dầu mỏ loại này để sản
xuất bitum nhựa đường với hiệu suất và chất lượng tốt [4].
3.5.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng cốc
Giá trị hàm lượng cốc của nhiên liệu đốt như là một phần cho biết xu hướng
tạo kết tủa của nhiên liệu trong các bộ đốt dạng bình và dạng ống bọc.Tương tự,
với điều kiện các nitrat không có (hoặc nếu có, miễn là sự thử nghiệm được thực
hiện trên cơ sở dầu không có chất phụ gia) cặn cacbon của nhiên liệu diesel
tương đối phù hợp với lượng các kết tủa cần đốt.
Hàm lượng cốc được xác định bằng cách cho bốc hơi sau đó nhiệt phân dầu.
Để đánh giá khả năng tạo cặn cacbon người ta dùng đại lượng “chiều cao
ngọn lửa không khói” [3], đó là chiều cao tối đa của ngọn lửa không khói tính
bằng mm, khi đốt nhiên liệu trong đèn dầu tiêu chuẩn.Chiều cao ngọn lửa không
khói càng cao chứng tỏ nhiên liệu cháy càng hoàn toàn.Chiều cao càng thấp khả
năng tạo cặn cacbon càng lớn.
3.6. Hàm lượng các chất nhựa và asphanten
3.6.1. Khái quát

Nhựa – asphanten là thành phần không thể thiếu của các loại dầu. Chúng là
phức của hợp chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa S, -N, -O) và hợp chất cơ kim.
Dầu mỏ có nhiều nhựa và asphanten thì trong sản phẩm (nhất là điêzen, dầu
nhờn, cặn) càng có nhiều chất đó.
3.6.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng các chất nhựa và asphanten tron dầu
Nếu trong sản phẩm nhiên liệu có nhựa và asphanten thì khả năng cháy sẽ
không hoàn toàn, tạo cặn và tạo tàn, làm tắt vòi phun của động cơ.Nhựa thường
là những chất dễ bị oxy hóa, sẽ làm giảm tính ổn định của các sản phẩm dầu
mỏ.
Dầu thô chứa nhiều nhựa và asphanten thì cặn gudron sẽ là nguyên liệu tốt
để sản xuất bitum, sản xuất cốc.
3.7. Tỷ trọng
3.7.1. Khái quát
Tỷ trọng là tỷ số giữa trọng lượng riêng của dầu và sản phẩm dầu ở nhiệt độ
t
2
so với nước ở nhiệt độ t
1
.
3.7.2. Vai trò của việc xác định tỷ trọng
Dựa vào tỷ trọng có thể đánh giá sơ bộ dầu mỏ thuộc loại nặng hay nhẹ,
mức độ biến chất cao hay thấp.
Dầu thô càng nhẹ hiệu suất và chất lượng các “sản phẩm trắng” thu được
khi chưng cất càng cao; dầu càng chứa ít lưu huỳnh, càng mang nhiều đặc tính
parafinic hoặc trung gian napheteno – parafinic.
Dầu càng nặng thì chứa càng nhiều chất dị nguyên tố, các chất nhựa và
asphanten, không thuận lợi để sản xuất các sản phẩm nhiên liệu và dầu nhờn,
nhưng là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum, nhựa đường và cốc.
Tỷ trọng có thể được xác định dựa vào phù kế, picnomet…
3.8. Nhiệt độ đông đặc

3.8.1. Khái quát
Nhiệt độ đông đặc phản ánh tính linh động của dầu ở nhiệt độ thấp. Tính
linh động mất đi là do sự tạo thành những mạng kết tinh parafin.
Có hai nguyên nhân dẫn đến tăng nhiệt độ đông đặc đó là dầu có độ nhớt
lớn và dầu có nhiều n-parafin rắn.
3.8.2. Vai trò của việc xác định nhiệt độ đông đặc
Xác định nhiệt độ đông đặc để xác định khả năng vận chuyển và khả năng
sử dụng của dầu thô và sản phẩm dầu.
3.9. Thành phần chưng cất phân đoạn
3.9.1. Khái quát
Thành phần chưng cất dùng để biểu diễn phần trăm bay hơi theo nhiệt độ
(hoặc nhiệt độ theo phần trăm thu được) khi tiến hành chưng cất mẫu trong thiết
bị chuẩn theo điều kiện xác định.
Nhiệt độ sôi từ 10% đến 30% có ý nghĩa quyết định khả năng khởi động của
động cơ.Khoảng nhiệt độ càng thấp, động cơ càng dễ khởi động khi máy
nguội.Tuy nhiên, nếu thấp quá dễ tạo nút hơi trong hệ thống cấp nhiên liệu, gây
hao tổn nhiên liệu.Nên nhiệt độ sôi 10% không nên vượt quá 70
0
C.
Nhiệt độ cất 50% có ý nghĩa quyết định khả năng tăng tốc của động cơ (khả
năng nhanh chóng đạt được tốc độ cần thiết khi mở van tiết lưu) và quá trình đốt
nóng động cơ. Nếu nhiệt độ cất 50% quá cao (ít hydrocacbon nhẹ) khi thay đổi