TIỂU LUẬN MÔN HỌC QUẢN LÝ CHẤT THẢI RẮN VÀ CHẤT THẢI NGUY HẠI NGÀNH HÓA DẦU

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
VIỆN MÔI TRƯỜNG VÀ TÀI NGUYÊN
 
TIỂU LUẬN MÔN HỌC
QUẢN LÝ CHẤT THẢI RẮN VÀ CHẤT THẢI NGUY HẠI
NGÀNH HÓA DẦU
GVHD : PGS.TS Lê Thanh Hải
Lớp : Quản lý môi trường 2012
Nhóm 17 :
Nguyễn Thị Tú Quyên
Nguyễn Thị Thanh Hương
Nguyễn Trần Thu Hiền
Tp.Hồ Chí Minh, năm 2013
ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
VIỆN MÔI TRƯỜNG VÀ TÀI NGUYÊN
 
TIỂU LUẬN MÔN HỌC
QUẢN LÝ CHẤT THẢI RẮN VÀ CHẤT THẢI NGUY HẠI
NGÀNH HÓA DẦU
GVHD : PGS.TS Lê Thanh Hải
Lớp : Quản lý môi trường 2012
Nhóm 17 :
Nguyễn Thị Tú Quyên
Nguyễn Thị Thanh Hương
Nguyễn Trần Thu Hiền
Tp.Hồ Chí Minh, năm 2013
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
MỤC LỤC
Trang 3
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN NGÀNH HÓA DẦU

1.1 Tổng quan ngành hóa dầu Việt Nam
Hàng năm, trên thế giới sử dụng một lượng nhiên liệu rất lớn, hơn 3 tỷ tấn dầu và
hơn 2 tỷ tấn khí. Trong đó, Mỹ sử dụng 800 triệu tấn dầu, còn Việt Nam đã đưa lượng sử
dụng nhiên liệu lên 12 triệu tấn/năm từ năm 2001.
Trữ lượng dầu mỏ trên thế giới tính đến năm 1996 có thể khai thác được 135 tỷ
tấn. Cho đến ngày nay, vẫn thường xuyên phát hiện ra các mỏ dầu mới, thêm vào đó
công nghệ khai thác chế biến dầu ngày càng phát triển cho phép khẳng định rằng, vẫn
còn nhiều mỏ dầu tiềm ẩn chờ phát hiện và khai thác
Qua tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng
dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa và trữ lượng khí thiên nhiên có khả
năng nhiều hơn dầu. Với trữ lượng đã được thẩm định, nước ta có khả năng tự đáp ứng
được nhu cầu về sản lượng dầu khí trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3.
Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn
Sơn, Cửu Long, Ma lay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây đã được xác định tiềm
năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ m
3
dầu và từ 2.100 đến 2.800 tỷ
m
3
khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m
3
khí. Trữ
lượng khí đã được thẩm lượng, đang được khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời
gian tới vào khoảng 400 tỷ m
3
. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm
thăm dò, khoảng từ 40 đến 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được
phát hiện đến năm 2010.
Hiện nay, ngành Dầu khí nước ta đang khai thác chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm:
Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn

bị chính thức đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây - lô 06.l. Công tác phát triển các mỏ
Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch,
Rồng Đôi, Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi đang được triển khai tích cực theo chương trình
đã đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản lượng khai thác dầu khí cho những năm tới. Theo
dự kiến, mỏ Sư Tử Đen (lô 15-1) sẽ được đưa vào khai thác trong quý 4 năm nay.
Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng
phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư là: lô 09-2,
giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170.000 m
3
khí/ngày.
Lô 16-l, giếng Voi Trắng - IX cho kết quả 420 tấn dầu và 22.000 m
3
khí/ngày. Lô 15.1,
giếng Sư Tử Vàng - 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen - 4X cho kết quả
980 tấn dầu/ngày. Triển khai tìm kiếm thăm dò mở rộng các khu mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại
Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650.000 m
3
khí ngày đêm và dòng dầu
180 tấn/ngày đêm; Giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500.000 m
3
khí/ngày
Trang 4
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm.
Tính chung, 2 năm đầu thế kỷ mới, ngành Dầu khí nước ta đã thăm dò phát hiện
gia tăng thêm trữ lượng trên 70 triệu tấn dầu thô và hàng chục tỷ m3 khí để tăng sản
lượng khai thác trong những năm tiếp theo.
Năm 2006, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu
tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là
năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô qui đổi. Trong đó 17,6 triệu tấn

dầu thô và 3,7 tỷ m
3
khí nhiên. Dự kiến đến năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai
thác từ trên 30 đến 32 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và
sản xuất công nghiệp của cả nước.
Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi
động: Nhiều tập đoàn dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt
Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò khai thác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam
(PetroVietnam) ký với các nhá thầu nước ngoài từ đầu năm đến nay, hai tập đoàn dầu khí
lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP và ConocoPhillips cũng đang xúc tiến các kế
hoạch mở rộng hoạt động.
Cho đến nay, các loại sản phẩm dầu mỏ vẫn là nguồn nguyên liệu và nhiên liệu
không thể thiếu được trong một xã hội công nghiệp, phục vụ đắc lực cho việc phát triển
kinh tế xã hội. Tuy nhiên, hoạt động dầu khí, đặc biệt là hoạt động thăm dò khai thác tạo
ra nhiều loại chất thải trong đó có những chất thải thuộc loại nguy hại cần được quản lý
chặt chẽ để tránh hoặc hạn chế những tác động có hại tới môi trường, làm ô nhiễm môi
trường biển
Ô nhiễm biển là việc đưa vào biển các chất hoá học hoặc sự biến đổi đặc trưng vật
lý, hố học của môi trường biển. Các chất ô nhiễm ảnh hưởng ở mức độ khác nhau lên đời
sống sinh vật như:
- Giết chết các động thực vật đã trưởng thành.
- Gây trở ngại các qúa trình sinh lý, đặc biệt là sinh sản.
- Gây hại cho sự phát triển các ấu trùng.
- Làm cho vùng biển không còn thích hợp cho sự phục hồi hoặc lắng đọng
các cơ thể nuôi.
- Phá vỡ hoặc thay đổi cấu trúc quần cư.
Ô nhiễm biển do tràn dầu gây ra do các dàn khoan dầu khí trên biển cũng đáng lo
ngại. Riêng Việt Nam, hàng năm sản xuất khoảng 10 triệu tấn dầu từ các mỏ dưới lòng
biển và lượng khí đồng hành đáng kể. Quá trình khai thác, vận chuyển dầu khí vào kho
chứa thường xảy ra những sự cố kỹ thuật làm tràn dầu ra biển. Năm 1982, riêng mỏ Bạch

Hổ, đã có 5 vụ tràn dầu làm thất thoát 85 m3 dầu ra biển. Trên các dàn khoan dầu trên
biển nước ta, hàng năm thải ra lượng mùn khoan khá lớn và ngày càng gia tăng.
Trang 5
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
Việc quan tâm, đưa ra các biện pháp quản lý hoạt động thăm dò và khai thác dầu
khí sao cho vẫn đáp ứng được nhu cầu mà không hoặc hạn chế tác động xấu đến môi
trường là yêu cầu cấp bách, đòi hỏi sự phối hợp giữa nhà nước và các doanh nghiệp trực
tiếp hoạt động trong lĩnh vực này.
1.2 Phân loại dầu thô
Theo phương pháp của Viện nghiên cứu chế biến dầu Groznu (GrozNII) (Nga),
phân loại dầu thô dựa vào hàm lượng hydrocacbon parafin, naphten và aromat. Dầu thô
được chia thành 6 loại dầu khác nhau: 1) parafin; 2) parafin-naphten; 3)naphten; 4)
parafin-naphten-aromat; 5) parafin-aromat; 6) aromat
- 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).
- Dầu parafin - naphten chứa lượng đáng kể naphten và lượng nhỏ
hydrocacbon thơm.
- 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 parafin - naphten - thơm có hàm lượng hydrocacbon các nhóm này xấp
xỉ nhau. Hàm lượng parafin rắn trong dầu loại này thấp hơn 1 ÷ 1,5%k.l.,
hàm lượng nhựa và asphanten khá cao (khoảng gần 10%k.l.).
- Đối với 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.Trong các dầu này chứa khoảng 15 ÷
20% nhựa và asphanten.
- Dầu aromat được đặc trưng là tất cả các phân đoạn có tỉ trọng cao và hàm
lượng hydrocacbon thơm cao.
Bảng 1 Thành phần dầu thô

STT Thành phần Thể tích (%)
1 Carbon 84%
2 Hydrogen 14%
3
Sulfur (hydrogen sulfide, sulfides, disulfides,
elemental sulfur)
1% - 3%
4 Nitrogen nhỏ hơn 1%
5
Oxygen (carbon dioxide, phenols, ketones,
carboxylic acids)
nhỏ hơn 1%
6 Kim loại (nickel, sắt, vanadium, đồng, arsenic) nhỏ hơn 1%
7
Muối (sodium chloride, magnesium chloride,
calcium chloride)
nhỏ hơn 1%
Trang 6
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
1.3 Khai thác dầu mỏ
Dầu thô là thuật ngữ dùng để chỉ các loại dầu khí khai thác được từ dưới lòng đất
và chưa qua các quá trình công nghệ chế biến. Ngày nay, hầu như tất cả các nhà khoa
học trên toàn thế giới đều thừa nhận, dầu thô được hình thành và sinh ra từ quá trình
phân hủy xác động vật, thực vật dưới đáy biển trong một thời gian rất dài, từ hơn 3 nghìn
tỷ năm về trước. Nhưng một bộ phận không nhỏ cho rằng quá trình này chỉ mới bắt đầu
từ khoảng 100 đến 600 triệu năm về trước mà thôi. Trong quá trình hình thành, chúng
được tích tụ dần dưới các địa tầng, địa chất khác nhau của vỏ trái đất và tạo thành các
mỏ dầu như ngày nay.
Dầu thô thường ẩn chứa trong những tầng sâu dưới lòng đất và chúng thường di
chuyển thành những “túi dầu” trong các bãi đá hình cầu có nhiều lỗ như tổ ong. Vì vậy,

việc khoan thăm dò để tìm được một mỏ dầu là hết sức khó khăn và tốn kém. Một mũi
khoan như vậy phải tốn hàng triệu đô la, nhưng sự thành công lại rất ít. Thế nhưng, ngay
khi tìm tìm được một túi hay vỉa có dầu thì trong túi chất lỏng đó cũng chứa đựng hỗn
hợp rất nhiều thành phần phức tạp như nước, cặn, dầu thô và khí dầu mỏ. Phải xử lý rất
nhiều công đoạn mới có thể bơm hút và vận chuyển chúng an toàn.
Hình 1 Túi dầu trong long đất và tháp khoan sâu tìm kiếm dầu mỏ
Trang 7
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
Hình 1 Sơ đồ công nghệ khai thác dầu thô
Trang 8
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
1.3.1 Quy trình khai thác dầu mỏ
Khoan giếng
thăm dò
Trám xi măng
Bắn mở vỉa
Lắp đặt thiết bị khai thác
Gọi dòng
sản phẩm
Khảo sát giếng
Thử vỉa
Duy trì áp suất vỉa
Khai thác
- Đặt mũi khoan, vòng đệm, ống khoan vào lỗ
- Nối thiết bị với mặt đĩa tròn và bắt đầu khoan
- Bùn bắn lên qua ống và đẩy các mẩu đá cắt ra khỏi lỗ
- Nối thêm ống khoan khi lỗ càng khoét sâu
- Khi mũi khoan chạm độ sâu định trước, tháo thiết bị khoan
- Cách ly tầng khai thác với các tầng lân cận.
- Đảm bảo chắc chắn về mặt cơ học cột ống chống

- Bảo vệ cột ống chống khỏi rỉ sét, hư hại.
- Tạo đáy kín cho các thiết bị kiểm tra và an toàn lắp đặt
- Tạo kênh dẫn cho chất lưu chảy vào giếng
- Thiết kế hợp lý nhằm khai thác hiệu quả, duy trì áp suất vỉa và tăng cường hệ số thu hồi
Lắp đặt cột ống có đường kính nhỏ vào giếng để làm đường ống dẫn dầu từ đáy giếng lên bề mặt.
Tạo dòng sản phẩm từ vỉa chảy vào giếng
- Đánh giá tiềm năng của mỏ, đánh giá hiệu quả kích thích vỉa, hiệu quả thay đổi chế độ vận hành…
- Tìm hiểu mối liên hệ thuỷ động lực giữa các giếng trong mỏ
- Xác định các thông số của vỉa
- Phân tích và đặt kế hoạch cho công nghệ khai thác
- Tính trữ lượng
- Xác định thể tích lưu chất trong vỉa
- Diện tích vùng tiềm năng
- Khoảng cách từ đứt gãy (nếu có) đến giếng
- Hình dạng của vỉa
- Loại biên vỉa
2.8 Duy trì áp suất v
- Nâng cao lưu lượng khai thác
- Nâng cao hệ số thu hồi dầu
Tạo sự chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy giếng để khai thác
Hình 1 Quy trình khoan thăm dò và khai thác
1.3.2 Chất thải phát sinh từ quá trình khai thác
Sau hoạt động khai thác, các loại chất thải phát sinh như sau:
Bảng 1 Chất thải phát sinh từ hoạt động khai thác
Loại chất
thải rắn
Ghi chú
Chất thải thực phẩm Nghiền vụn và thải xuống biển
Rác sinh hoạt Thu gom và vận chuyển vào bờ
Chất thải nguy hại Thu gom và vận chuyển vào bờ để xử lý

Trang 9
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
Chất thải dễ cháy không
độc hại
Thu gom, phân loại đốt bỏ ngoài giàn hoặc vận chuyển vào
bờ để thải bỏ, tái sinh, tái sử dụng hoặc thải bỏ
Chất thải không cháy,
không độc hại
Thu gom, phân loại vận chuyển vào bờ
Căn cứ vào Thông tư số 12/2011/BTNMT thì các chất thải nguy hại phát sinh khi
thực hiện công tác khoan như sau:
Bảng 1 Thành phần CTNH phát sinh từ quá trình khai thác
Mã
CTNH
Chất thải Thành phần chất thải Tính chất
Ngưỡng
CTNH
01 03 01 Bùn thải và chất
thải có chứa dầu
từ quá trình
khoan
Mùn khoan và dung dịch
khoan
Dung dịch khoan thải đặc biệt
trong đó có hàm lượng cao của
barit, Hydrocarbon trong dầu
bôi trơn đặc biệt là trong dung
dịch dịch khoan gốc dầu, một
lượng nhỏ các kim loại nặng.
Đ, ĐS *

01 03 02 Bùn thải và chất
thải có chứa các
thành phần nguy
hại từ quá
trình khoan
Chất thải từ quá trình bớp ép
và tách nước từ dầu thô
Chủ yếu là các loại
hyrocarbon, phenol và một số
kim loại nặng tuy nhiên tất cả
các chất thải này điều qua hệ
thống xử lý thích hợp để giảm
thiểu đến mức thấp nhất các
chất gây ô nhiễm.
Đ, ĐS *
Nước thải Nước nhiễm dầu như nước thải
tổng hợp có nhiễm dầu phát
sinh từ các sàn tàu, các thiết bị
máy móc và các khu vực vệ
sinh máy móc/thiết bị, nước
bẩn đáy tàu,… tất cả sẽ được
dẫn tới một hệ thống xử lý
nước nhiễm dầu,hàm lượng
dầu sau khi xử lý phải
<1,5mg/l.
1.4 Chế biến dầu mỏ
Dầu thô khi mới khai tác lên chứa nhiều tạp chất, phải qua các quy trình xử lý sơ
Trang 10
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
bộ sau đó vận chuyển (bằng tàu dầu hoặc đường ống) về nhà máy xử lý, chế biến dầu để

ra được các thành phẩm sử dụng như xăng, dầu, khí nhiên liệu…. Quy trình chế biến các
sản phẩm từ dầu thô là dùng phương pháp chưng cất phân đoạn (dựa trên nhiệt độ sôi
khác nhau của các thương phẩm dầu) và các phương pháp hóa học.
Hình 1 Sơ đồ chưng cất, chế hóa và ứng dụng của dầu mỏ
1.4.1 Xử lý sơ bộ (loại bỏ muối và nước)
 Phương pháp cơ học
- Lắng ứng dụng cho nhũ tương mới, không bền, có khả năng tách lớp dầu và
nước do chúng có trọng lượng riêng khác nhau. Loại nước bằng phương
pháp lắng được thực hiện trong thiết bị nung nóng - loại nước dạng hình trụ
đứng có đường kính 1,5 - 2 m và chiều cao 4 - 5 m (hình theo sách giáo
khoa), trong đó dầu được hâm nóng đến 60
0
C, loại tiếp bằng cách gia nhiệt
đến 120 - 160
0
C và để lắng ở áp suất 8 - 15 atm trong 2 - 3 giờ.
- Lọc để tách nước ra khỏi dầu dựa trên tính thấm ướt lựa chọn các chất lỏng
khác nhau của các vật liệu. Để loại nước trong dầu bằng phương pháp lọc
sử dụng bông thuỷ tinh, mùn cưa. Lọc ứng dụng trong trường hợp khi nhũ
tương đã bị phá.
 Phương pháp hóa học:
Sử dụng các chất hoạt động bề mặt có tác dụng như chất phá nhũ. Phương pháp
phá nhũ tương dầu bằng điện trường như sau: Dưới tác dụng của lực kéo của điện trường
Trang 11
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
các hạt nước riêng lẻ hướng về cực dương, tạo thành các đám mây điện môi các giọt
nước nhỏ sẽ lớn lên, dễ lắng.
 Loại muối:
Diễn ra trong điện trường điện thế 32 ÷ 33 kW ở nhiệt độ 120 ÷ 130
0

C và áp suất
8 ÷ 10 atm. Dầu sau khi xử lý chứa 5 ÷ 10 mg muối/l.
1.4.2 Chưng cất dầu mỏ
1.4.2.1 Chưng cất dưới áp suất thường
 Chưng cất phân đoạn trong phòng thí nghiệm
Để phân tách các chất có nhiệt độ sôi khác nhau không nhiều, người ta dùng
phương pháp chưng cất phân đoạn. Ở cột phân đoạn, hỗn hợp hơi càng lên cao càng giàu
hợp phần có nhiệt độ sôi thấp, vì hợp phần có nhiệt độ sôi cao đã bị ngưng đọng dần từ
dưới lên.
Hình 1 Chưng cất phân đoạn trong phòng thí nghiệm
 Chưng cất phân đoạn dầu mỏ
Dầu khai thác từ mỏ lên gọi là dầu thô. Dầu thô sau khi sơ chế loại bỏ nước,
muối, được chưng cất ở áp suất thường trong các tháp chưng cất phân đoạn liên tục cao
vài chục mét. Nhờ vậy, người ta tách được những phân đoạn dầu có nhiệt độ sôi khác
nhau. Các phân đoạn đó được đưa đi sử dụng hoặc được chế biến tiếp.
1.4.2.2 Chưng cất dưới áp suất cao
Phân đoạn sôi ở nhiệt độ <180
o
C được chưng cất tiếp ở áp suất cao. Nhờ chưng
cất ở áp suất cao người ta tách được phân đoạn C1−C2, C3−C4 dùng làm nhiên liệu khí
hoặc khí hóa lỏng hoặc dẫn sang nhà máy sản xuất hóa chất. Phân đoạn lỏng (C5 − C6)
gọi là ete dầu hỏa được dùng làm dung môi hoặc nguyên liệu cho nhà máy sản xuất hóa
chất. Phân đoạn (C6 − C10) là xăng, nhưng thường có chất lượng thấp nên phải qua chế
hóa bằng phương pháp rifominh.
1.4.2.3 Chưng cất dưới áp suất
Phần còn lại sau khi chưng cất ở nhiệt độ thường (có thể chiếm tới 40% dầu thô)
Trang 12
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
là một hỗn hợp nhớt đặc, màu đen, gọi là cặn mazut. Khi chưng cất cặn mazut dưới áp
suất thấp, ngoài phân đoạn linh động hơn dùng crackinh người ta thu được dầu nhờn (để

bôi trơn máy), vazơlin và parafin (dùng trong y dược, dùng làm nến, ). Cặn đen còn lại
được gọi là atphan dùng để rải đường.
1.4.3 Chế hóa dầu mỏ
Chế biến dầu mỏ bằng phương pháp hóa học (nói gọn là chế hóa dầu mỏ) là biến
đổi cấu tạo hóa học các hiđrocacbon của dầu mỏ. Chế hóa dầu mỏ nhằm hai mục đích
sau:
- Đáp ứng nhu cầu về số lượng, chất lượng xăng làm nhiên liệu. Chất lượng
của xăng được đo bằng chỉ số octan. Chỉ số octan càng cao thì xăng càng
tốt. Thực nghiệm cho thấy chỉ số octan của hiđrocacbon giảm theo trật tự
sau: Aren > Anken có nhánh > Ankan có nhánh > Xicloankan có nhánh >
Anken không nhánh > Xicloankan không nhánh > Ankan không nhánh.
- Đáp ứng nhu cầu về nguyên liệu cho công nghiệp hóa chất: Công nghiệp
hóa chất cần nhiều anken, aren để tổng hợp ra polime và các hóa phẩm khác
mà trong thành phần của dầu mỏ không có anken, thường có rất ít aren nhẹ.
Hai phương pháp chủ yếu chế hóa dầu mỏ là rifominh và cracking.
1.4.3.1 Quá trình Cracking
Cracking là quá trình bẻ gãy phân tử hyđrocacbon mạch dài thành các phân tử
hiđrocacbon mạch ngắn hơn nhờ tác dụng của nhiệt (cracking nhiệt) hoặc của xúc tác và
nhiệt (cracking nhiệt) hoặc của xúc tác và nhiệt (cracking xúc tác). Thí dụ:
C
16
H
34
→ C
16−m
H
34−2m
+ C
m
H

2m
(m =2−16)
 Cracking nhiệt
Cracking nhiệt thực hiện ở nhiệt độ trên 700 − 900
0
C chủ yếu tạo ra eten, propen,
buten và penten dùng làm monome để sản xuất polime.
 Crackingh xúc tác
Cracking xúc tác chủ yếu nhằm chuyển hyđrocacbon cacbon mạch dài của các
phân đoạn có nhiệt độ sôi cao thành xăng nhiên liệu.
Trang 13
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
Mục đích của quá trình cracking xúc tác
- Điều chế xăng với trị số octan không thấp hơn 76 ÷ 78 và nhiên liệu diesel.
Chất lượng xăng sản phẩm cao hơn cracking nhiệt. Tính chống nổ của xăng
cracking xúc tác cao hơn xăng cracking nhiệt.
- Thu phân đoạn butan - butylen cao, từ đó có thể sản xuất thành phần octan
cao cho xăng là alkylat.
- Cung cấp nguyên liệu hóa học như hydrocacbon thơm, olefin khí, nguyên
liệu điều chế cốc.
- Ưu điểm chính của cracking xúc tác so với cracking nhiệt là hiệu suất lớn
của sản phẩm giá trị cao: hydrocacbon C3, C4 (đặc biệt là isobutan),
hydrocacbon thơm, iso-olefin và iso-parafin
1.4.3.2 Quá trình Rifominh
Xăng thu được từ chưng cất dầu mỏ chứa chủ yếu là những ankan không nhánh vì
vậy có chỉ số octan thấp. Để tăng chỉ số octan, người ta dùng phương pháp rifominh.
Rifominh là quá trình dùng xúc tác và nhiệt biến đổi cấu trúc của hiđrocacbon từ không
phân nhánh thành phân nhánh, từ không thơm thành thơm.
Trong quá trình rifominh xảy ra 3 loại phản ứng chủ yếu sau:
- Chuyển ankan mạch thẳng thành ankan mạch nhánh và xicloankan

- Tách hiđro chuyển xicloankan thành aren
- Tách hiđro chuyển ankan thành aren
Trang 14
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
1.4.4 Một số ứng dụng chế hóa dầu mỏ
Chưng cất
Dầu thô
Naphtha
nguyên liệu
Quá trình xử lý Hydro
Pha thêm chất phụ gia
Xăng thương mại
Khí thải NH
3
Hóa chất thải, dầu thải
Nước thải nhiễm dầu
Hoạt động bảo dưỡng
Chất xúc tác (hệ)
Ni-Mo-S/Al
2
O
3
;
Co-Mo-S/Al
2
O
3
Hóa chất thải, sản phẩm hỏng
Bao bì hóa chất thải
Nước thải nhiễm dầu

01 04 04
01 04 05
01 04 04
01 04 04
1.4.4.1 Quy trình sản xuất xăng từ Naphtha
Trang 15
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
01 04 04
01 04 05
Chưng cất
Dầu thô
Kerosene
Quá trình xử lý Hydro
Xăng máy bay
Khí thải NH
3
Hóa chất thải, dầu thải
Hoạt động bảodưỡng
Phụ gia
Phản ứng Craking các sản phẩm chưng cất nặng hơn từ dầu thô
1.4.5 Quy trình sản xuất nhiên liệu máy bay từ Kerosene
Trang 16
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
1.4.6 Quy trình sản xuất sản xuất dầu Diesel từ Diesel thô
01 04 04
01 04 05
Chưng cất
Dầu thô
Diesel
Quá trình xử lý Hydro

Xăng máy bay
Khí thải NH
3
Hóa chất thải, dầu thải
Hoạt động bảodưỡng
Cetane (tương tự octan trong xăng)
Tùy giai đoạn mà thêm kerosene(jet)
Trang 17
Tiểu luận Quản lý chất thải nguy hại trong ngành Hóa dầu
Các quy trình xử lý hydro đều có nguyên tắc chung là để giảm lượng lưu huỳnh
và ni tơ trong sản phẩm chưng cất bằng cách cho sản phẩm chưng cất từ dầu thô phản
ứng với khí hydro trong lò phản ứng có chứa chất xúc tác ở nhiệt độ và áp suất cao. Chất
xúc tác và nhiệt độ/ áp suất phải chạy thì tùy theo yêu cầu kỹ thuật của từng quốc gia.
Trang 18
DANH MỤC CHẤT THẢI NGUY HẠI CỦA NGÀNH THĂM DÒ, KHAI THÁC, CHẾ BIẾN KHOÁNG SẢN,
DÀU KHÍ VÀ THAN
Mã
CTNH
Tên chất thải Tính chất
nguy hại
chính
Trạng thái (thể)
tồn tại thông
thường
Ngưỡng
CTNH
01 CHẤT THẢI TỪ NGÀNH THĂM DÒ, KHAI THÁC, CHẾ BIẾN KHOÁNG SẢN,
DẦU KHÍ VÀ THAN
01 03 Bùn thải và các chất thải khác từ quá trình khoan
01 03 01 Bùn thải và chất thải có dầu từ quá trình khoan Đ, ĐS Bùn/rắn/lỏng *

01 03 02 Bùn thải và chất thải có các thành phần nguy hại (khác với dầu) từ quá trình khoan Đ, ĐS Bùn/rắn/lỏng *
01 04 Chất thải từ quá trình lọc dầu
01 04 01 Bùn thải từ thiết bị khử muối Đ, ĐS Bùn **
01 04 02 Bùn đáy bể Đ, ĐS Bùn **
01 04 03 Bùn thải axit alkyl AM, Đ, ĐS Bùn **
01 04 04 Dầu tràn (hoặc rơi vãi, rò rỉ) Đ, ĐS Lỏng **
01 04 05 Bùn thải có dầu từ hoạt động bảo dưỡng cơ sở, máy móc, trang thiết bị Đ, ĐS Bùn **
01 04 06 Các loại hắc ín (tar) thải Đ, ĐS, C Rắn/bùn **
01 04 07 Bùn thải có các thành phần nguy hại từ quá trình xử lý nước thải Đ, ĐS Bùn *
01 04 08 Chất thải từ quá trình làm sạch xăng dầu bằng bazơ AM, Đ, ĐS Lỏng **
01 04 09 Dầu thải chứa axit AM, Đ, ĐS Lỏng **
01 04 10 Vật liệu lọc bằng đất sét đã qua sử dụng Đ, ĐS Rắn **
01 05 Chất thải từ quá trình chế biến than bằng phương pháp nhiệt phân
01 05 01 Các loại hắc ín (tar) thải Đ, ĐS, C Rắn **
01 06 Chất thải từ quá trình tinh chế và vận chuyển khí tự nhiên
01 06 01 Chất thải có thuỷ ngân Đ, ĐS Lỏng *
1.5 Các sản phẩm hóa dầu
Ngày nay với công nghệ lọc dầu ngày càng cải tiến, người ta có thể thu được các
nhiều sản phẩm từ chưng cất dầu thô như sau:
Hình 1 Sản phẩm và ứng dụng
1.5.1 Khí dầu mỏ (petroleum gas):
Dùng để sưởi, nấu ăn và chế biến các sản phẩm nhựa (making plastics). Thành
phần chủ yếu là các ankan, với cấu trúc từ 1 – 4 nguyên tử cacbon như metan, propan,
etan và butan…Chúng có nhiệt độ sôi dưới 104
0
F (hoặc 40
0
C); thường được sử dụng
dưới dạng dầu khí hóa lỏng (LPG).
1.5.2 Naphta hay ligroin

Sản phẩm trung gian để đưa đi chế biến, pha chế thành xăng thương phẩm. Thành
phần chủ yếu là các alkan với hỗn hợp các mạch H – C có chứa 5-9 nguyên tử cacbon.
Nhiệt độ sôi khoảng từ 140 đến 212
0
F (60 – 100
0
C).
1.5.3 Nhiên liệu cho động cơ (gasoline motor fuel) hay còn gọi là xăng thương phẩm.
Đó là chất lỏng, hỗn hợp của các alkan và xyclo alkan có từ 5 – 12 nguyên tử C,
nhiệt độ sôi khoảng 104 đến 401
0
F (từ 40 – 205
0
C).
1.5.4 Nhiên liệu dầu hỏa (kerosene fuel)
Dùng cho động cơ phản lực và máy bay cánh quạt; Đây là nguyên liệu đầu vào để
sản xuất nhiều sản phẩm khác. Đây là chất lỏng, là hỗn hợp của các alkan với 10 đến 18
nguyên tử C và các chất thơm khác, khoảng nhiệt độ sôi từ 350 – 617
0
F (175 – 325
0
C)
1.5.5 Dầu đốt (gas oil) hoặc dầu diesel chưng cất
Dùng làm nhiên liệu cho động cơ diezen hoặc dầu đốt (heating oil), là nhiên liệu
đầu vào để sản xuất nhiều sản phẩm khác, đặc trưng: là chất lỏng, chứa từ 12 (hoặc hơn)
nguyên tử C, nhiệt độ sôi từ 482 đến 662
0
F (khoảng 250 đén 350
0
C)

1.5.6 Dầu nhờn (lubricating oil)
Dùng làm chất bôi trơn cho động cơ, mỡ nhờn và các loại dầu nhờn khác. Đặc
trưng: là chất lỏng có liên kết chuỗi dài có từ 20 – 50 nguyên tử C, bao gồm các a\lkan,
xycloankan và các chất thơm. Nhiệt độ sôi từ 572 – 700
0
F (từ 300 – 370
0
C).
1.5.7 Dầu nặng (heavy gas) hoặc nhiên liệu đốt trong (fuel oil)
Dùng làm nhiên liệu cho ngành công nghiệp, là nhiên liệu đầu vào để sản xuất
nhiều sản phẩm khác, đặc trưng: là chất lỏng, có liên kết chuỗi dài từ 20 – 70 nguyên tử
C, bao gồm alkan, xycloalkan, và các chất thơm. Nhiệt độ sôi từ 700 – 1112
0
F (từ 370
đến 600
0
C)
1.5.8 Phần sót lại sau chưng cất (Residuals)
Bao gồm cặn cốc (coke), nhựa đường atphan và hắc tín (asphalt & tar), sáp
(waxes), chúng là nguyên liệu đầu vào để sản xuất ra nhiều loại sản phẩm thương mại
khác nhau, có những đặc tính rất đáng chú ý như: rắn, và có chất phức tạp với 70 hoặc
hơn các nguyên tử C, và có thể đạt đước độ sôi lớn hơn 1112
0
F (600
0
C).
CHƯƠNG 2. HỆ THỐNG QUẢN LÝ CTNH CHO NGÀNG
HÓA DẦU
HỆ thống quản lý CTNH
Nền công nghệ xử lý CTNH của Việt Nam trong những năm vừa qua, đặc biệt

sau khi có sự ra đời của Luật Bảo vệ môi trường 2005 và các văn bản dưới Luật như
Thông tư số 12/2011/TT-BTNMT ngày 14 tháng 4 năm 2011của Bộ Tài nguyên và
Môi trường về hướng dẫn điều kiện hành nghề và thủ tục lập hồ sơ, đăng ký, cấp
phép hành nghề, mã số quản lý chất thải nguy hại của Bộ Tài nguyên và Môi trường
đã có những bước phát triển đáng kể.
Các công nghệ hiện có của Việt Nam còn chưa thực sự hiện đại và ở quy mô
lớn những đã đáp ứng được phần nào nhu cầu xử lý CTNH của Việt Nam. Tuy nhiên
để thực sự đảm bảo công tác quản lý CTNH đạt yêu cầu, cần phát triển công nghệ xử
lý CTNH tại Việt Nam cả về chất lượng và số lượng. Bên cạnh đó cần phải tăng
cường công tác giám sát, thanh tra, kiểm tra để đảm bảo các công nghệ đã được cấp
phép hoạt động tuân thủ đúng quy định, đạt các quy chuẩn kỹ thuật về môi trường.
Nghiên cứu và phát triển công nghệ xử lý CTNH vẫn là vấn đề đau đầu của
các nhà quản lý và nhà khoa học về môi trường. Đối với từng loại CTNH đều phải có
một quy trình xử lý khác nhau để đảm bảo an toàn cho môi trường xung quanh.
Nhưng để lựa chọn công nghệ xử lý chất thải phù hợp điều kiện của Việt Nam không
phải dễ, do đó cần thiết phải xây dựng và ban hành các bộ tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ
thuật, định mức kinh tế kỹ thuật làm cơ sở khoa học cho công nghệ xử lý chất thải.
Ngoài ra, để công tác bảo vệ môi trường thực hiện hiệu quả, Nhà nước không
chỉ quan tâm đến vấn đề quản lý, thanh tra, xử phạt mà cần thiết phải chú trọng đến
vấn đề quản lý thị trường và quy hoạch công nghệ xử lý CTNH. Có như vậy mới có
thể tránh cho doanh nghiệp những rủi ro không đáng có, đồng thời nâng cao hiệu quả
bảo vệ môi trường của các đơn vị sản xuất.
Lập kế hoạch quản lý
Cưỡng chế thực hiện
Kiểm soát
Tổ chức thực hiện
Hình 2 Hệ thống quản lý CTNH của Nhà nước
Việc xây dựng cơ chế quản lý chất thải nguy hại ở nước ta phải quán triệt quan
điểm: kết hợp chặt chẽ giữa việc xây dựng một hệ thống pháp luật “cứng” với các
chính sách quản lý “mềm” phù hợp với đặc thù của Việt Nam nhằm đảm bảo sự cân

bằng hai lợi ích - vừa thúc đẩy sự phát triển kinh tế và vừa ngăn ngừa, giảm thiểu tác
hại đến môi trường.
Một hệ thống pháp luật “cứng” là việc xây dựng một hệ thống các văn bản
pháp lý quy định chi tiết và đầy đủ trách nhiệm của các đối tượng liên quan đến lĩnh
vực quản lý chất thải nguy hại như: các cơ quan quản lý nhà nước, các chủ nguồn
thải, chủ thu gom, vận chuyển, chủ lưu giữ, xử lý tiêu huỷ chất thải nguy hại cũng
như các chế tài xử phạt nghiêm minh đối với các hành vi vi phạm. Bên cạnh đó, cũng
cần phải biết “mềm” hoá việc thực thi pháp luật bằng các cơ chế, chính sách phù hợp
nhằm tạo điều kiện kích thích cho việc đầu tư phát triển nền kinh tế nhưng vẫn kiểm
soát và ngăn ngừa được ô nhiễm do việc phát sinh các chất thải nguy hại gây ra.
2.1 Công nghệ xử lý CTNH ngành hóa dầu
Ngoài những công cụ pháp lý, kinh kế, biện pháp hỗ trợ, việc quản lý CTNH
còn chú trọng đến công nghệ xử lý CTNH của ngành.
2.1.1 Xử lý chất thải rắn nguy hại
 Gồm:
- Dầu nhớt thải, giẻ lau nhiễm dầu.
- Ắc quy, pin, bóng đèn hùynh quang.
- Bùn thải và chất thải có chứa dầu từ quá trình khoan.
- Bùn thải và chất thải có chứa các thành phần nguy hại từ quá trình
khoan.
- Các loại hắc ín thải.
- Vật liệu lọc bằng đất sét đã qua sử dụng.
 Giải pháp quản lý:
- Phân loại, thu gom vào các dụng cụ chứa riêng biệt.
- Dán nhãn (theo mã CTNH).
- Lưu chứa trong khu vực riêng biệt.
- Hợp đồng với các đơn vị có chức năng xử lý CTNH.
 Biện pháp xử lý:
- Tái chế, tái sử dụng
- Thiêu đốt (lò đốt thùng quay, lò đốt tầng sôi, lò ximăng)

- Ổn định hóa rắn
- Nhiệt phân
- Chôn lấp
2.1.2 Xử lý bùn thải nguy hại
 Gồm:
- Bùn thải và chất thải có chứa dầu từ quá trình khoan.
- Bùn thải và chất thải có chứa các thành phần nguy hại từ quá trình
khoan
- Bùn đáy bể
- Bùn thải chứa axit
- Bùn thải có chứa dầu từ hoạt động bảo dưỡng cơ sở, máy móc, trang
thiết bị
- Bùn thải từ thiết bị khử muối
- Bùn thải có chứa các thành phần nguy hại từ quá trình xử lý nước thải
- Các loại hắc ín thải.
 Giải pháp quản lý:
- Thu gom vào các dụng cụ chứa riêng biệt (bao bì nhựa, thùng phuy…).
- Dán nhãn (theo mã CTNH).
- Lưu chứa trong khu vực riêng biệt.
- Hợp đồng với các đơn vị có chức năng xử lý CTNH.
- Biện pháp xử lý:
- Sấy khô – thiêu đốt
- Ổn định hóa rắn
- Chôn lấp
2.1.3 Xử lý nước thải nguy hại
 Gồm:
- Bùn thải và chất thải có chứa dầu từ quá trình khoan.
- Bùn thải và chất thải có chứa các thành phần nguy hại từ quá trình
khoan.
- Dầu tràn

- Chất thải từ quá trình làm sạch nhiên liệu bằng bazơ
- Dầu thải chứa axit.
 Giải pháp quản lý:
Được thu gom qua hệ thống cống riêng biệt và được đưa về khu vực xử lý
nước thải tại nhà máy.
 Biện pháp xử lý:
Đối với chất thải loại này, chủ yếu thực hiện biện pháp tuyển nổi, oxi hóa –
khử.
Trong khi xử lý nước thải thì phát sinh bùn thải của hệ thống, vi vậy phải thu
hồi và xử lý bùn thải có chứa dầu (bùn thải từ hoạt động bảo dưỡng cơ sở, máy móc,
trang thiết bị; bùn thải từ thiết bị tách dầu nước,…)
2.1.4 Một số công nghệ xử lý CTNH có thể áp dụng cho ngành
Việc xử lý chất thải nhiễm dầu chủ yếu là ưu tiên tái chế và sau đó thiêu hủy.
Để việc xử lý chất thải đạt hiệu quả cao cần có đội ngũ kỹ thuật chuyên trách với
trình độ chuyên môn cao, trang thiết bị hiện đại.
2.1.4.1 Thiêu đốt
 Lò đốt tĩnh hai cấp