BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA

BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA BG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA

BỘ CÔNG THƯƠNG TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HÒA KHOA CÔNG NGHỆ HÓA TỔ BỘ MÔN HÓA DẦU BÀI GIẢNG HÓA HỌC DẦU MỎ VÀ KHÍ MỤC LỤC NỘI DUNG Trang MỤC LỤC CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN DẦU MỎ VÀ KHÍ 1.1 Nguồn gốc 1.2.Thành phần hóa học CHƯƠNG 2: TÍNH CHẤT VẬT LÝ ĐẶC TRƯNG CỦA DẦU THÔ VÀ PHÂN LOẠI DẦU MỎ 13 2.1.Xác định đặc trưng vật lý phân đoạn dầu mỏ 13 2.2.Đánh giá chất lượng dầu mỏ qua đặc trưng sau 21 2.3.Các đặc tính dầu thô sản phẩm dầu mỏ 25 2.4.Phân loại dầu mỏ 29 2.5.Thành phần phân loại khí .30 CHƯƠNG 3: CÁC PHÂN ĐOẠN DẦU MỎ VÀ ỨNG DỤNG CỦA CÁC PHÂN ĐOẠN DẦU MỎ 31 Giới thiệu: 31 3.1.Phân đoạn khí .32 3.2.Phân đoạn xăng 37 3.3.Phân đoạn kerosen 48 3.4.Phân đoạn gasoil nhẹ 51 3.5.Phân đoạn gasoil nặng (Phân đoạn dầu nhờn) .53 3.6.Phân đoạn cặn dầu mỏ (cặn gudon) 58 CHƯƠNG 4: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA QUÁ TRÌNH CHƯNG CẤT 62 4.1.Cơ sở lý thuyết 62 4.2.Các thông số công nghệ ảnh hưởng đến trình .62 CHƯƠNG 5: CÁC QUÁ TRÌNH CHUYỂN HÓA HÓA HỌC DƯỚI TÁC DỤNG NHIỆT 64 5.1.Sự biến đổi hyđrocacbon tác dụng nhiệt 64 5.2.Quá trình cracking nhiệt .65 5.3.Quá trình vibsreking 67 5.4.Quá trình nhiệt phân (pyrolyse) 67 5.5.Quá trình cốc hóa .67 CHƯƠNG 6: CÁC QUÁ TRÌNH CHUYỂN HÓA HÓA HỌC DƯỚI TÁC DỤNG CỦA XÚC TÁC 68 6.1.Tính ưu việt xúc tác 68 6.2.Quá trình cracking xúc tác 71 6.3.Quá trình reforming xúc tác 77 6.4.Quá trình isomer hóa 80 6.5.Quá trình alkyl hóa .82 CHƯƠNG 7: SƠ LƯỢC DẦU MỎ VÀ KHÍ CỦA VIỆT NAM 84 7.1.Vài nét ngành dầu khí Việt Nam 84 7.2.Tiềm dầu thô Việt Nam 85 Bể Vũng Mây 86 7.3.Dầu thô đại diện cho bể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn Malay – Thổ Chu 86 TÀI LIỆU THAM KHẢO 90 CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN DẦU MỎ VÀ KHÍ 1.1 Nguồn gốc 1.1.1 Nguồn gốc vô Theo giả thuyết lòng Trái đất có chứa cacbua kim loại Al4C3, CaC2 Các chất bị phân hủy nước để tạo CH4 C2H2: Al4C3 + 12H2O CaC2 + 2H2O 4Al(OH)3 + 3CH4 Ca(OH)2 +C2H2 Các chất khởi đầu (CH4, C2H2) qua trình biến đổi tác dụng nhiệt độ, áp suất cao lòng đất xúc tác khoáng sét, tạo thành hydrocacbon có dầu khí Để chứng minh cho điều đó, năm 1866, Berthelot tổng hợp hydrocacbon thơm từ axetylen nhiệt độ cao xúc tác Năm 1901, Sabatier Sendereus thực phản ứng hydro hóa axetylen xúc tác Niken sắt nhiệt độ khoảng 200 – 3000C, thu loạt hydrocacbon tương ứng thành phần dầu Cùng với hàng loạt thí nghiệm trên, giả thuyết nguồn gốc vô dầu mỏ chấp nhận thời gian dài Sau này, trình độ khoa học kỷ thuật ngày phát triển người ta bắt đầu hoài nghi luận điểm vì: - Đã phân tích (bằng phương pháp đại) dầu mỏ có chứa Porphyrin có nguồn gốc từ động thực vật - Trong vỏ đất, hàm lượng cacbua kim loại không đáng kể - Các hydrocacbon thường gặp lớp trầm tích, nhiệt độ vượt 150 - 2000C (vì áp suất cao), nên không đủ nhiệt độ cần thiết cho phản ứng hóa học xảy Chính mà giả thuyết nguồn gốc vô ngày phai mờ có 1.1.2 Nguồn gốc hữu Đó giả thuyết hình thành dầu mỏ từ vật liệu hữu ban đầu Những vật liệu xác động thực vật biển, cạn bị dòng sông trôi biển Ở nước biển có nhiều loại vi khuẩn hiếu khí yếm khí, động thực vật bị chết, lặp tức bị chúng phân hủy Những phần dễ bị phân hủy (như chất Albumin, hydrat cacbon) bị vi khuẩn công trước tạo thành chất dễ tan nước khí bay đi, chất không tạo nên dầu khí Ngược lại, chất khó bị phân hủy (như protein, chất béo, rượu cao phân tử, sáp, dầu, nhựa) dần lắng đọng tạo nên lớp trầm tích đáy biển; vật liệu hữu dầu khí Các chất qua hàng triệu năm biến đổi tạo thành hydrôcacbon ban đầu: RCOOR’ + H2O RCOOH + RCOOH RH RCH2OH R’-CH=CH2 + R’-CH=CH2 + H2 R’-CH2-CH3 + R’OH CO2 H2O Theo tác giả Petrov, axít béo thực vật thường axit béo không no, biến đổi tạo thành -lacton, sau tạo thành naphten aromat: Thuyết nguồn gốc hữu dầu mỏ cho phép giải thích nhiều tượng thực tế Chẳng hạn như: dầu mỏ nơi khác nhau, khác vật liệu hữu ban đầu Ví dụ, vật liệu hữu ban đầu giàu chất béo tạo loại dầu parafinic… Dầu sinh rải rác lớp trầm tích, gọi “đá mẹ” Do áp suất cao nên chúng bị đẩy buộc phải di cư đến nơi qua tầng “đá chứa” thường có cấu trúc rỗng xốp Sự di chuyển tiếp tục xảy chúng gặp điều kiện thuận lợi để lại tích tụ thành dầu mỏ Trong trình di chuyển, dầu mỏ phải qua tầng đá xốp, xảy hấp phụ, chất có cực bị hấp phụ lại lớp đá, kết dầu nhẹ Nhưng trình di chuyển dầu bị tiếp xúc với oxy không khí, chúng bị oxy hóa dẫn đến tạo hợp chất chứa dị nguyên tố, làm dầu bị giảm chất lượng Khi dầu tích tụ nằm mỏ dầu, trình biến đổi xảy mỏ dầu kín Trong trường hợp có khe hở, oxy, nước khí lọt vào, xảy biến chất theo chiều hướng xấu phản ứng hóa học Các hydrocacbon ban đầu dầu khí thường có phân tử lượng lớn (C30 – C40), chí cao Các chất hữu nằm lớp trầm tích chịu nhiều biến đổi hóa học ảnh hưởng nhiệt độ, áp suất , xúc tác (là khoáng sét) Người ta thấy rằng, lún chìm sâu xuống 30 mét, nhiệt độ lớp trầm tích tăng từ 0,54 – 1,200C, áp suất tăng từ – 7,5 atm Nhưng độ sâu lớn, nhiệt độ, áp suất tăng lớp trầm tích tạo dầu khí, nhiệt độ lên tới 100 – 2000C áp suất từ 200 – 1000 at Ở điều kiện này, hydrocacbon có phân tử lớn, mạch dài, cấu trúc phức tạp phân hủy nhiệt, tạo thành chất có phân tử nhỏ hơn, cấu trúc đơn giản hơn, số lượng vòng thơm hơn… Thời gian dài yếu tố thúc đẩy trình crăcking xảy mạnh Chính vậy, tuổi dầu cao, độ lún chìm sâu, dầu tạo thành chứa nhiều hydrocacbon với trọng lượng phân tử nhỏ Sâu có khả chuyển hóa hoàn toàn thành khí, khí metan bền vững nên hàm lượng cao Cũng vậy, tăng chiều sâu giếng khoan thăm dò dầu khí xác suất tìm thấy khí thường cao 1.2 Thành phần hóa học 1.2.1 Thành phần hydrocacbon dầu mỏ Hydrocacbon thành phần dầu, loại hydrocacbon (trừ olefin) có mặt dầu mỏ Chúng chia thành nhóm parafin, naphten, aromat, hỗn hợp naphten – aromat Hydrocacbon parafinic Hydrocacbon parafinic (còn gọi alcan) loại hydrocacbon phổ biến Trong dầu mỏ chúng tồn ba dạng: khí, lỏng, rắn Các hydrocacbon khí (C1 – C4), nằm dầu, áp suất cao nên chúng tồn thể lỏng hòa tan dầu mỏ Sau khai thác, áp suất giảm, chúng thoát khỏi dầu Các khí gồm metan, etan, propan butan gọi khí đồng hành, có lượng nhỏ pentan bay Trong dầu mỏ có hai loại parafin: n – parafin izo – parafin, n – parafin chiếm đa số (25 – 30% thể tích) chúng có số nguyên tử từ C1 đến C45 Các n – parfin có số nguyên tử cacbon lớn C18, nhiệt độ thường chúng chất rắn Các parafin hòa tan dầu tạo thành tinh thể lơ lửng dầu Khi hàm lượng parafin lớn cao, dầu bị đông đặc, gây khó khăn cho trình vận chuyển Hàm lượng chúng cao, nhiệt độ đông đặc dầu lớn Khi bơm vận chuyển loại dầu phải áp dụng phương pháp sau: Gia nhiệt đường ống, cho thêm phụ gia, tách bớt parafin rắn nơi khai thác để hạ điểm đông đặc Các parafin rắn tách từ dầu thô nguyên liệu quý để tổng hợp hóa học, để điều chế chất tẩy rửa tổng hợp, tơ sợi nhân tạo, phân bón, chất dẻo… Các izo – parafin thường nằm phân nhẹ phần có nhiệt độ sôi trung bình dầu Chúng thường có cấu trúc đơn giản, mạch dài, nhánh phụ ngắn, nhánh phụ thường nhóm metyl Các izo – parafin có số cacbon từ C5 đến C10 cấu tử quý, chúng làm tăng khả khả chống kích nổ (tăng trị số octan) xăng Hydrocacbon naphtenic Naphtenic (xyclo parafin) số hydrocacbon phổ biến quan trọng dầu mỏ Hàm lượng thay đổi từ 30 đến 60% trọng lượng Chúng thường dạng vòng 5, cạnh, dạng ngưng tụ vòng Các hydrocacbon naphtenic có mặt phân đoạn nhẹ (thường vòng nhánh phụ) phần nhiệt độ trung bình cao (khi cấu tử có nhiều vòng nhánh phụ dài) R R (CH2)11-CH3 (CH2)10-CH3 R H 3C CH3 CH3 Hydrocacbon naphtenic thành phần quan trọng nhiên liệu động dầu nhờn Các naphtenic vòng làm cho xăng có chất lượng cao; hydrocacbon naphtenic vòng có mạch nhánh dài thành phần tốt cho dầu nhờn chúng có độ nhớt cao thay đổi theo nhiệt độ Đặc biệt, chúng cấu tử quý cho nhiên liệu phản lực, chúng có nhiệt cháy cao, đồng thời giữ tính linh động nhiệt độ thấp Hydrocacbon naphtenic dầu mỏ nguyên liệu quý để từ điều chế hydrocacbon thơm: benzen, toluen, xylen (BTX), chất khởi đầu sản xuất tơ sợi tổng hợp chất dẻo Dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon naphtenic nguyên liệu tốt cho sản suất dầu nhờn có chất lượng tốt Chúng lại có nhiệt độ đông đặc thấp nên giữ tính linh động, không gây khó khăn cho trình bơm, vận chuyển, phun nhiên liệu Hydrocacbon thơm (aromat) Hydrocacbon thơm thường gặp loại vòng đồng đẳng chúng (benzen, toluen, xylen…) Các chất thường nằm phần nhẹ cấu tử làm tăng khả chống kích nổ xăng Các chất ngưng tụ 2, vòng thơm có mặt phần có nhiệt độ sôi trung bình cao dầu mỏ; hàm lượng chất thường CH3 CH3 CH3 bezen antraxen toluen xylen pyren naphten diphenyl Khác với nhiên liệu xăng, nhiên liệu phản lực diezen hàm lượng aromat nhiều chúng làm giảm chất lượng loại nhiên liệu khó tự bốc cháy tạo cốc, tạo cặn động Các cấu tử aromat vòng có nhánh phụ dài nguyên liệu quý để sản xuất dầu nhờn có độ nhớt số độ nhớt cao Hydrocacbon loại hỗn hợp naphten – aromat Loại phổ biến dầu, chúng thường nằm phân đoạn có nhiệt độ sôi cao Một số hydrocacbon hỗn hợp naphten – aromat thường gặp dầu mỏ có cấu trúc sau: tetralin indan xyclohexylbenzen 1.2.2 Các thành phần phi hydocacbon Các chất chứa lưu huỳnh Trong thành phần phi hydrocacbon hợp chất lưu huỳnh phổ biến nhất, chúng làm xấu chất lượng dầu thô Các loại dầu chứa 0,5% lưu huỳnh loại dầu tốt, dầu chứa từ 2% lưu huỳnh trở lên loại dầu xấu Các chất chứa lưu huỳnh thường dạng sau: - Mercaptan R-S-H - Sunfua R-S-R’ - Disunfua R-S-S-R’ - Thiophen S S, H2S - Lưu huỳnh tự Lưu huỳnh dạng mercaptan: mercaptan hợp chất có nhóm SH liên kết trực tiếp với gốc hydrocacbon, chúng không bền dễ phân hủy nhiệt độ cao: 3000C 2RSH 5000C RSH R-S-R + H2S R’-CH=CH2 + H2S Các chất mercaptan thường có phân đoạn nhiệt độ sôi thấp, gốc hydrocacbon thường từ C1 – C8 Lưu huỳnh dạng sunfua disunfua: chất thường có phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình cao Gốc hydrocacbon mạch thẳng, vòng no vòng thơm Ví dụ: SR (CH2)n SR Lưu huỳnh dạng thiophen: hợp chất chứa lưu huỳnh dạng thiophen có cấu trúc mạch vòng, như: S S S thiophen dibenzothiophen benzothiophen Thiophen loại chất chứa lưu huỳnh phổ biến (chiếm từ 45 – 92% tất dạng hợp chất chứa lưu huỳnh dầu mỏ) Chúng thường có phần nhiệt độ sôi trung bình cao dầu Lưu huỳnh dạng tự do: lưu huỳnh dạng nguyên tố dạng H2S Dựa vào hàm lượng lưu huỳnh dạng H2S có dầu mà người ta phân thành hai loại dầu: dầu chua lượng H2S > 3,7 ml/ lit dầu, dầu lượng H2S < 3,7 ml/ lit dầu Các chất chứa nitơ Các chất chứa nitơ thường có dầu mỏ (0,01 đến 1% trọng lượng), chúng nằm phân đoạn có nhiệt độ sôi cao, thường có 1, nguyên tử Nitơ Những hợp chất có nguyên tử nitơ thường có tính bazơ loại Một số ví dụ hợp chất chứa nitơ sau: pyridin N H pyrol N N N quinolin N H indol N acridin izo-quinolin N H cacbazol N H benzocacbazol Các chất chứa oxy Các chất chứa oxy dầu mỏ thường tốn dạng axit, xeton, phenol, ete, este…trong axit phenol quan trọng cả, chúng thường nằm nhiệt độ sôi trung bình cao Các phenol thường gặp là: OH OH OH phenol CH3 crezol β−naphtol 10 Phương trình biểu diễn áp dụng với trường hợp xúc tác cố định, không xảy chuyển động rối hay xáo trộn nguyên liệu sản phẩm, trogn trường hợp cracking xúc tác với lớp sôi xúc tác, độ chuyển hóa lại phù hợp với công thức sau : C P.K = 100(1 − C / 100) M / H / M K số tốc độ tổng cộng trình Khi tăng tốc độ nạp liệu riêng, làm giảm độ chuyển hóa, giảm tốc độ nạp liệu riêng độ chuyển hóa tăng, tốc độ nạp liệu đại lượng ngược với thời gian phản ứng Khi sử dụng xúc tác có độ hoạt tính cao, ta tăng tốc độ nạp liệu tăng suất thiết bị Trong thực tế dùng xúc tác alumino – silicat vô định hình, tốc độ nạp liệu thể tích đạt – 5h-1 Nhưng dùng xúc tác chứa zeolit, tốc độ nạp liệu thể tích 80 – 120h-1 tính ống đứng reactor từ 20 – 30h-1 trogn lớp sơi reactor Khi tăng tốc độ nạp liệu, ta tăng nhiệt độ phản ứng, tăng trị số ortan xăng tăng hiệu suất olefin khí Đó phương pháp để điều khiển chế độ sản xuất propylen buten trình cracking xúc tác Tỉ lệ lượng xúc tác nguyên liệu (X/RH) Khi dùng xúc tác chứa zeolit, cho phép giảm tỉ lệ X/RH xuống 10/1 so với xúc tác vô định hình 20/1 Nếu dùng xúc tác chuyển động với kích thước hạt xúc tác từ – 5mm, tỉ lệ X/RH thấp nữa, khoảng – 5/1 Khi thay đổi tỉ lệ X/RH làm thay đổi nhiệt độ reactor, thay đổi thời gian lưu xúc tác reactor lò tái sinh làm thay đổi lượng cốc bám xúc tác chu trình Nếu chế độ ổn định, tăng tỉ lệ X/RH làm tăng độ chuyển hóa, tăng hiệu suất cốc / nguyên liệu, hàm lượng cốc bám xúc tác lại giảm xuống Điều giải thích lượng cốc dàn lượng xúc tác lớn Khi giữ tốc độ nạp liệu M/H/M không đổi, tăng tỉ lệ X/RH thời gian tiếp xúc xúc tác nguyên liệu giảm độ hoạt tính trung bình xúc tác tăng lên Đó lý đạt hiệu cao với lớp xúc tác lớp sôi (FCC) Nhờ đạt hiệu cao mà cho phép giảm kích thước thiết bị Nhưng dễ dàng nhận thấy rằng, tăng cao mức độ tuần hoàn xúc tác, làm ảnh hưởng trình tách bám xúc tác làm ảnh hưởng đến trình tái sinh lò tái sinh thiết bị kèm theo Nhiệt độ reactor Nhiệt độ reactorthường đạt từ 480 – 5500C Khi tiến hành tăng nhiệt độ, lúc đầu hiệu suất xăng tăng sau đạt đến cực đại giảm xuống, điều trình phân hủy tăng, làm phân hủy cấu tử xăgn vừa tạo thành Khi tăng nhiệt độ, phản ứn gphân hủy tăng đồng thời phản ứng bậc hai đehydro hóa tăng, làm tăng hiệu suất RH thơm olefin Khi sản phẩm khí, hàm lượng C1 – C3 tăng, C4 giảm Tỉ trọng trị số ortan xăng tăng lên Vậy nhiệt độ cao (> 4700C), hiệu suất xăng giảm nhanh, hiệu suất khí cốc tăng (thực tế hiệu suất cốc không thay đổi nhiều) Ảnh hưởng áp suất Khi tăng áp suất, hiệu suất xăng tăng lên, hiệu suất khí C1 – C3 giảm, hàm lượng olefin RH thơm giảm, hàm lượng RH no tăng chất lượng xăng giảm 76 6.3 Quá trình reforming xúc tác 6.3.1 Mục đích Nâng cao chất lượng xăng, sản xuất aromat H2 cho hóa dầu 6.3.2 Các phản ứng - Khử H2, thơm hóa naphten đóng vòng parafin - Đồng phân hóa n-Parafin tạo iso-Parafin Trong điều kiện tiến hành trình reforming xảy phản ứng phụ, không làm ảnh hưởng nhiều đến cân phản ứng lại có ảnh hưởng lớn đến độ hoạt động độ bền xúc tác, phản ứng: Phản ứng phân hủy khử hóa ca1c hợp chất chứa oxy, nitơ, lưu huỳnh tạo thành H2S, NH3, H2O Phản ứng phân hủy hợp chất chứa kim laọi halogen Phản ứng ngưng tụ hợp chất trung gian không bền olefin, diolefin với RH thơm, dẫn đến việc tạo thành hợp chất cốc nhựa bám bề mặt xúc tác 6.3.3 Nguyên liệu sản phẩm Nguyên liệu reforming xúc tác người ta thường dùng phân đoạn xăng chất lượng thấp có khoảng sôi từ 62 – 1800C Trong thực tế công nghiệp chế biến dầu, để nhận cấu tử cao ortan cho xăng, người ta thường dùng phân đoạn sôi đến 85 – 1800C; để nhận RH thơm riêng biệt, người ta dùng phân đoạn hẹp hơn: 62 – 85: nhận benzen 62 – 105: nhận benzen toluen 105 – 104: để nhận xylen Thành phần cất nguyên liệu có ảnh hưởng nhiều đến hiệu suất chất lượng sản phẩm Nếu thành phần cất có nhiệt độ sôi rộng, có chứa nhiều phần nhẹ làm cho hiệu suất chất lượng xăng giảm xuống Nguyên liệu thuận lợi cho trình sản xuất cấu tử cao ortan (RON = 100) phân đoạn sôi từ 105 – 1400C hay phân đoạn 105 – 1800C Ảnh hưởng đến trình reforming xúc tác không thành phần cất mà quan trọng thành phần hóa học phân đoạn nguyên liệu Nếu hàm lượng naphten nguyên liệu cao, cyclohexan dẫn xuất nhiều, phản ứng đehydro hóa xảy triệt để hàm lượng RH thơm nhiều Nếu nguyên liệu chứa nhiều parafin phản ứng parafin góp phần nhỏ để tạo RH thơm phản ứng đehyđro vòng hóa, đại phận parafin tham gia phản ứng isome hóa hyđrocacracking, phản ứng hyđrocrackign làm giảm hiệu suất hyđro hyđro tiêu hao cho phản ứng Vậy hàm lượng parafin nguyên liệu nhỏ hiệu suất hyđro cao (chỉ với xúc tác hệ mới) Các RH thơm có nguyên liệu thường nhỏ, đặc biệt nguyên liệu phân đoạn xăng cất trực tiếp RH thơm có ảnh hưởng đến tốc độ phản ứng đehyđro hóa hay đehyđro hóa vòng theo hướng ngăn cản phản ứng Vì vậy, mục 77 đích trình sản xuất RH thơm riêng biệt nên tách trước RH thơm khỏi nguyên liệu Các hợp chất phi hyđrocacon, đặc biệt hợp chất lưu huỳnh nitơ nguyên liệu phải giảm tới mức tối thiểu nhỏ giới hạn cho phép Vì hợp chất làm tăng tốc phản ứng ngưng tụ tạo nhựa cốc, đầu độc xúc tác, làm giảm nhanh hoạt tính xúc tác Vì thề nguyên liệu trước reforming qua công đoạn xử lý bằn ghyđro làm để laọi hợp chấ phi hyđrocacbon, olefin, diolefin, kim loại Các chất phi hyđrocacbon loại dạng NH3, H2S H2O Quá trình hyđro hóa làm nguyên liệu Cơ sở lý thuyết Nguyên liệu naphta, xăng trộn với hyđro để tiến hành phản ứng nhiệt độ cao áp suất cao Các phản ứng hóa học xảy với trình hyđrođesunfua hóa no hóa olefin thơm hóa, demetal hóa hyđrocracking Khi mục đích xử lý nguyên liệu cho reforming xúc tác, hyđrodesunfua hóa demetal hóa nhiệm vụ trình này, hydrocacbon hợp chất chứa lưu huỳnh, nitơ phản ứng với hyđro xúc tác coban xúc tác Ni / Mo chấ mang để tạp chất tách cách chọn lọc nhờ đặc tính nguyên liệu cải thiện Các tạp chất chứa lưu huỳnh, nitơ, oxy, kim loại phản ứng với hyđro tạo hợp chất H2S, amoniac, nước hyđrogenat kim loại Các hợp chất olefin no hóa nhờ mà ổn định sản phẩm Các yếu tố công nghệ ảnh hưởng Nhiệt độ Nhiệt độ nguyên liệu vào reactor (RIT)có vai trò quan trọng để thúc đẩy phản ứng hyđro hóa làm Quá trình desunfua hóa tăng nhiệt độ giảm RIT cần thay đổi để phù hợp với yêu cầu sản phẩm, phù hợp với độ hoạt tính xúc tác cần phải giữ tốc độ phản ứng mong muốn Bình thường điều kiện thực tế chọn RIT = 3250C Áp suất Áp suất trogn reactor cao, lượng cốc lắng đọng xúc tác xúc tác làm việc lâu Thông thường áp suất reactor 29 – 60kG/cm2 Lựa chọn áp suất làm việc có liên quan đến mức độ tiêu hao hyđro (tỉ lệ H2/RH) Tỉ lệ H2/RH Tỉ lệ tốc độ dòng khí hyđro tuần hoàn tốc độ dòng naphta nguyên liệu (m3/m3) Để tách hoàn toàn S N2, khí H2 cần phải có độ tinh khiết cao Tỉ lệ cao mức cần thiết dẫn đến tăng giá thành thao tác, tốn thêm nhiên liệu lượng Tỉ lệ thấp dẫn đến tăng hàm lượng cốc bám xúc tác không đạt yêu cầu tách tạp chất Thực tế tỉ lệ 76.9m3/m3 6.3.4 Sản phẩm reforming Xăng Thành phần hóa học chủ yếu xăng reforming xúc tác RH thơm RH parafin, hàm lượng olefin nhỏ (≤3%), hàm lượng naphten thấp ( 80% sản phẩm quan trọng trình reforming xúc tác Khí hyđro phần tuần hoàn lại với nguyên liệu reforming xúc tác làm sạch, phần lớn chuyển qua phân xưởng làm sạch, xử lý nguyên liệu phân đoạn sản phẩm cất Dây nguồn hyđro rẻ tiền nah16t trogn số trình sản xuất hyđro 6.3.5 Xúc tác reforming Xúc tác sử dụng reforming laọi xúc tác đa chức, chức oxy hóa khử chức axit Chức oxy hóa khử có nhiệm vụ tăng tốc phản ứng hyđro hóa, khử hyđro, chức axit có tác dụng thúc đẩy phản ứng xảy theo chế ion cacboni đồng phân hóa hyđrocracking Để có xúc tác reforming tốt, chế tạo, phải điều chỉnh tương quan chức xúc tác cho đạt độ chọn lọc mong muốn Độ chọn lọc xúc tác (S) đánh giá thông qua biểu thức R sau: R = đehyđro vòng hóa / (hyđrocracking + hyđroisome hóa + đehyđro vòng hóa) Giá trị lớn, độ chọn lọc xúc tác cao Sự thay đổi tính chất xúc tác trình làm việc Sự đầu độc độc tố Ngộ độc hợp chất chứa lưu huỳnh Ngộ độc hợp chất chứa nitơ Ảnh hưởng nước Ảnh hưởng kim loại nặng khác Ảnh hưởng hàm lượng olefin cốc Sự thay đổi tính chất xúc tác trình làm việc Những thay đổi có tính chất tạm thời: nghĩa khôi phục lại tính chất ban đầu tái sinh, thay đổi trình tạo cốc hay ngộ độc thuận nghịch hợp chất chứa oxi, nitơ, lưu huỳnh Những thay đổi vĩnh viễn: thay đổi khả tái sinh, ví dụ thiếu kết nhiệt độ cao mà bề mặt riêng xúc tác cấu trúc Al2O3 độ phân tán kim loại Pt giảm Những thay đổi làm xúc tác già hóa đến thời gian đó, phần xúc tác già hóa thay xúc tác có độ hoạt tính cao Tái sinh xúc tác • Đốt cốc phương pháp oxy hóa • Bổ sung Clo • Sấy • Khử hyđro để hoàn nguyên tâm kim loại giải phóng hợp chất lưu huỳnh tích đọng (p>2at, nồng độ H2 > 10%) 6.3.6 Các yếu tố ảnh hưởng Nhiệt độ Khi tăng nhiệt độ, hiệu suất xăng ổn định hàm lượng hyđro khí tuần hoàn giảm xuống, hàm lượng RHa, số ortan tăng, đồng thời cốc bám xúc tác tăng lên Khi tăng nhiệt độ rõ ràng tăng hiệu suất sản phẩm khí nhẹ (etan, propan, iso-butan) nhiệt độ tăng phản ứng hyđrocracking tăng 79 Cần phải lưu ý vấn đề tạo cốc xúc tác tăng nhiệt độ tăng Do vậy, mà việc chọn nhiệt độ trình reforming cần phải kết hợp với thông số công nghệ khác Áp suất Các phản ứng trình reforming phản ứng tăng thể tích Do theo quan điểm nhiệt động học, tăng áp suất cản trở trình tăng thể tích, có nghĩa cản trở phản ứng tạo RHa reforming xúc tác Còn tăng độ khe khắt trình nghĩa làm việc áp suất hyđro thấp cho phép tăng trị số ortan xăng tăng hiệu suất xăng, giảm lượng khí tăng nồng độ hyđro khí, tốc độ tạo cốc lại tăng lên Sự tạo cốc điều kiện sản xuất giảm cách hạ thấp nhiệt độ sôi cuối nguyên liệu (1600C) phần nặng chứa thành phần đa vòng, chúng dễ ngưng tụ, dễ tạo cốc Tỉ lệ H2/nguyên liệu Độ khe khắc trình Trong reforming xúc tác, độ khe khắt trình điều kiện khó khăn xúc tác Độ khe khắt cao, xúc tác giảm nhanh hoạt tính, giảm thời gian làm viêc tần số tiến hành tái sinh cao hơn, hàm lượng RH thơm nhiều lên Khi ta tăng nhiệt độ, trị số ortan tăng đồng thời lại làm giảm hiệu xuất xăng H2, xúc tác al2m việc trogn điều kiện dễ tạo cốc chúng chóng già hóa, độ khe khắt cao Nếu ta giảm tốc độ nạp liệu, NO tăng đồng thời giảm C5 H2, làm tăng RH nhẹ tăng trình tạo cốc Điều làm cho xúc tác chóng bị già hóa làm tăng tần số tái sinh, độ khe khắt trường hợp lớn Nếu ta giảm áo suất, NO tăng tăng hiệu suất C5 H2, xúc tác làm việc điều kiện tạo cốc nhanh, độ khe khắt cao ảnh hưởng tỉ lệ H2/RH giống ảnh hưởng áp suất chung hệ thống 6.4 Quá trình isomer hóa 6.4.1 Mục đích, Ý nghĩa Quá trình isome hóa n-parafin dùng để nâng cao trị số ortan phân đoạn pentan, hexan phần xăng sôi 700C, đồng thời cho phép nhận iso – parafin riêng biệt iso – pentan, iso – butan từ nguyên liệu n - butan, n – pentan tương ứng, nhằm đáp ứng nhu cầu nguồn nguyên liệu hóa dầu, tổng hợp cao su iso-pren, iso-butan cho alkyn hóa iso-buten cho tổng hợp MTBE Bảng 6.4 Trị số octan điểm sôi C5, C6 Hydrocacbon Điểm sôi RON MON n – pentan 36 61.7 61.9 – Metylbutan (iso – pentan) 28 92 90.3 n – hexan 66.75 24.8 26 – Metylpentan (iso – hexan) 60.3 73.4 73.4 - Metylpentan 63.25 74.5 74.3 80 2, – Dimetylbutan (neohexan) 49.73 94.5 93.5 2, - Dimetylbutan 58 103 94 Nhìn số liệu bảng cho thấy thích hơp cho trình nhận xăng chất lượng cao phân đaọn C5 – C6 nhận khu liên hiệp hóa dầu cần phải cho qua trình isome hóa 6.4.2 Cơ sở lý thuyết Đặc trưng nhiệt động Các phản ứng isome hóa n – peantan n – hexan phản ứng tỏa nhiệt nên mặt nhiệt động, phản ứng không thuận lợi tăng nhiệt độ Mặc khác, phản ứng isome hóa n-parafin phản ứng thuận nghịch không tăng thể tích, cân phản ứng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ Nhiệt độ thấp tạo điều kiện tạo thành isome cho phép nhận hỗn hợp điều kiện cân có trị số ortan cao Khi isome hóa n-parafin xảy phản ứng phụ phản ứng cracking phản ứng phân bố lại, ví dụ 2C5H12 C4H10 + C6H14 Để giảm tốc độ phản ứng trì độ hoạt tính xúc tác, gnười ta thực trình áp suất hyđro PH2 = – 4MPa tuần hoàn khí chứa hyđro 6.4.3 Xúc tác trình isomer hóa Xúc tác dùng trình isome hóa, trước hết phải thúc đẩy cho qaú trình tạo ion cacboni, nghĩa xúc tác phải có tính axit Các chất xúc tác điển hình thường dùng xúc tác pha lỏng Ngày nay, người ta hay dùng xúc tác lưỡng chức: kim loại chất mang axit Xúc tác pha lỏng Chất xúc tác tiêu biểu cho nhóm clorua nhôm khan hoạt hóa anhyđrit clohydric Sau này, gnười ta dùng chất xúc tác AlCl3 + SbCl3 hay AlBr3 axit sunfonic hay axit floric Ưu điểm hệ xúc tác chúng có độ hoạt tính cao Tại nhiệt độ t = 930C chuyển hóa đạt cân 100% n - parafin thành iso – parafin Nhược điểm chúng nhanh chóng giảm hoạt tính độ chọn lọc Thêm vào chúng dễ tự phân hủy, chúng tạo nên môi trường axit mạnh gây ăn mòn thiết bị Ngày nay, người ta tìm cách hạn chế ảnh hưởng xấu để hoàn thiện tiêu sản xuất iso-parafin Xúc tác hyđro hóa chất mang axit Các xúc tác thuộc nhóm xúc tác reforming, chất chúng tạo thành từ thành phần: Kim loạii có đặc trưng thúc đẩy phản ứng hydro hóa (hay dùng kim loại Pt, Pd) Chất mang axit (oxit nhôm, oxit nhôm halogen hay aluminosilicat) Các chất xúc tác có độ chọn lọc cao xúc tác pha lỏng, độ hoạt tính chúng thường thấp hơn, đòi hỏi nhiệt độ phản ứng cao phản ứng thường tiến hành pha Nhưng tăng nhiệt độ phản ứng isome hóa n – parafin không thuận lợi mặt nhiệt động Do cần phải tuần hoàn nguyên liệu chưa chuyển hóa để nâng cao hiệu suất isome hay đảm bảo trị số ortan cao cho hỗn hợp sản phẩm 81 6.4.4 Cơ chế phản ứng isomer hóa Trên xúc tác với thành phần có độ axit mạnh chất mang, phản ứng isome hóa xảy tâm axit Vai trò kim loại làm nhiệm vụ hạn chế tạo cốc bgăn ngừa trơ hóa tâm axit Khi chế miêu tả sau: + CH3 - CH2 - CH2 - CH3 K, +H CH3 -C+- CH3 CH3 CH3 -C+- CH3 + CH3 - CH2 - CH2 - CH3 K CH3 -CH- CH3 + CH3 - C+H - CH2 - CH3 CH3 CH3 Ở K tâm axit xúc tác Với xúc tác lưỡng chức, chế miêu tả sau CH3 - CH2 - CH2 - CH3 Me, -H2 CH3 - C+H - CH2 - CH3 K CH3 -C = CH2 CH3 Me, +H2 CH3-CH=CH-CH3 CH3 -C+- CH3 K, +H+ K, -H+ CH3 CH3 -CH- CH3 CH3 - C+H - CH2 - CH3 CH3 -C = CH2 CH3 CH3 Ở Me tâm kim loại, K tâm axit xúc tác 6.5 Quá trình alkyl hóa 6.5.1 Khái niệm mục đích Sản xuất xăng cao cấp việc alkyl hóa iso-parafin iso - C4H10 olefin C4H8 để thu iso-octan iso - C8H18 xăng alkylat có trị số ON cao nhất, hiệu suất đạt 87% 6.5.2 Xúc tác chia thành nhóm sau: - AlCl3 - H2SO4 - HF Khi ankyl hóa benzen olefin dùng xúc tác khác nhựa trao đổi ion hay zeolit H2SO4 (94 – 96%(kl)) Nếu nồng độ cao, tính oxy hóa mạnh, tạo nhựa, SO2, SO3 nước giảm hiệu suất ankyllat, nồng độ axit thấp, xúc tiến cho trình polyme hóa, dễ tạo thành ankyl sunfit tương ứng đốt nóng chúng dễ phân rã tạo thành hợp chất gây ăn mòn thiết bị, làm loãng nhanh axit sunfuric Axit sau phản ứng tái sinh cách phân hủy nhiệt cho thêm chất kích hoạt đặc biệc HF (>87%(kl)), hạn chế trình sinh phản ứng polyme hóa nước làm giảm nồng độ HF, nhiên mức độ tiêu hao HF H2SO4 HF rắn dị thể hóa, thao tác an toàn môi trường (độ hoạt tính tương đương HF(l)), dễ tách sản phẩm ankyllat dị thể hóa xúc tác Xúc tác AlCl3 82 Zeolit có nhiều ưu điểm thúc đẩy trình nghiên cứu ứng dụng xúc tác zeolit tương lai cho trình ankyl hóa Khi dùng xúc tác này, điều kiện công nghệ cao (P,T) sản phẩm phụ, dễ tách xúc tác sản phẩm 6.5.3 Ankyl hóa paraffin Quá trình ứng dụng để sản xuất nhiên liệu số ortan cao cho động trình thông dụng nhiều nước giới Xúc tác: AlCl3, H2SO4, HF, nhự trao đổi ion, zeolit H2SO4: Nồng độ axit (94 – 96%) Nếu nồng độ lớn thúc đẩy trình tạo nhựa, SO2, SO3, H2S, làm giảm hiệu suất sản phẩm Nếu nồng độ thấp hơn, thúc trình ankyl hóa tạo thành ankylsunfat tương ứng, gay ăn mòn thiết bị HF (97%) Tiêu hao nhỏ H2SO4, nhiên dạng lỏng gay ăn mòn thiết bị lớn Hiện HF dị thể hóa dạng rắn tạo hàng loạt ưu điểm, hoạt tính gần HF lỏng, tránh tính ăn mòn độ độc hại, dễ tách sản phẩm ankyllat Zeolit Cải thiện phản ứng phụ mà xúc tác khác chưa cải thiện Đưa trình thực nhiệt độ cao áp suất cao Tác nhân Olefin thấp phân tử, thường C2 - C4 Phản ứng C4H8 + H+ C4H9+ (1) C4H9+ + iso-C4H10 iso-C4H9+ + C4H8 n-C4H10 + iso-C4H9+ iso-C8H17 (2) (3) (4) iso-C8H17 + iso-C4H10 iso-C8H18 + iso-C4H9+ + iso-C4H9 tiếp tục tham gia phản ứng (3) Ngoài xảy phản ứng phụ như: polime hóa, chuyển hóa hydro, oligome hóa, cracking… Nguyên liệu sản phẩm Phân đoạn butan, buten thu từ trình hấp thụ, chưng cất chiết tách phân chia khí trình cracking xúc tác Nhiệt độ phản ứng Thời gian phản ứng xác định yếu tố; Tốc độ lấy nhiệt khỏi vùng phản ứng để giữ nhiệt độ ổn định chọn Đủ thời gian để iso-butan hòa tan vào pha axit tạo nhũ tương Do thiết bị làm việc liên tục nên thời gian xác định khống chế qua tỷ lệ axit/hyđrocacbon thiết bị phản ứng (với H2SO4 – (20 - 450) phút, với HF –(10 20) phút) 83 CHƯƠNG 7: SƠ LƯỢC DẦU MỎ VÀ KHÍ CỦA VIỆT NAM 7.1 Vài nét ngành dầu khí Việt Nam 7.1.1 Quá trình phát triển chung ngành dầu khí Quá trình phát triển chung ngành dầu khí chia làm giai đoạn sau: • Trước năm 1975 Phía Bắc với giúp đỡ Liên Xô (cũ), năm đầu thập kỷ 60, Tổng cục Địa Chất tiến hành thăm dò dầu khí đồng Sông Hồng Giếng khoan khoan năm 1969 sâu 3000m Thái Bình Đến năm 1975, phát mỏ khí nhỏ huyện Tiền Hải, tỉnh Thái Bình với trữ lượng 1.3 tỷ m3 Phía Nam chế độ ngụy quyền, công ty nước tiến hành khảo sát Địa vật lý thềm lục địa phía Nam Trong năm 1974-1975 công ty nước khoan giếng bể trầm tích Nam Côn Sơn Cửu Long nhiên hợp đồng kết thúc đất nước thống • Từ năm 1975-1980 Trong giai đoạn này, Petrovietnam ký hợp đồng phân chia dầu khí tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí thềm lục địa phía nam với Deminex (Tây Đức), Agip (Italy), Bow Valley (Canada) Các công ty tiến hành khoan số giếng chưa tiến hành thẩm lượng lệnh cấm vận Mỹ hợp đồng kết thúc vào năm 1980 • Từ năm 1981-1988 Năm 1981, Liên doanh dầu khí Vietsovpetro thành lập vào hoạt động Tại mỏ Bạch Hổ, Vietsovpetro phát dầu thô liên kết Oligoxen móng phong hóa nứt nẻ vào ngày 26-6-1986 Đây phát quan trọng mở thời kỳ cho công nghiệp dầu khí nước ta đồng thời giúp có thêm kinh nghiệm thăm dò, tìm kiếm khai thác dầu khí thềm lục địa phía Nam • Từ năm 1988 đến Kể từ có sách mở cửa đặc biệt sau phủ ban hành “Luật đầu tư nước ngoài“ “Luật dầu khí Việt Nam“ công ty nước đẩy mạnh hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí theo kiểu hợp đồng phân chia sản phẩm với công ty tập đoàn dầu khí quốc tế Trong giai đoạn hoạt động khai thác dầu khí xúc tiến mạnh mẽ, Vietsovpetro việc mở rộng khai thác mỏ Bạch Hổ với sản lượng tăng nhanh theo thời gian, mỏ Đại Hùng Rồng đưa vào khai thác với suất lớn Năm 1994, khai thác 6,7 triệu dầu; năm 1995 khai thác 7,5 triệu dầu; năm 1997 khai thác tới 10,1 triệu dầu không kể khí dự kiến năm 2000, sản lượng dầu khí đạt 25 đến 30 triệu dầu quy đổi (kể khí) 84 7.1.2 Một số lĩnh vực cần quan tâm Phần chế biến khí Trong tháng 12-1993, Việt Nam ký hợp đồng với công ty Huyndai Heavy Industries Co Ltd thực việc xây dựng hệ thống thu gom khí đồng hành từ giếng khai thác dầu mỏ Bạch Hổ đưa vào đất liền hệ thống đường ống ngầm biển Nguồn khí cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh Cố đặt Long Hải, nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ (dự án GUP) Dự án xây dựng hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn: dẫn khí thiên nhiên từ mỏ Lan Tây, Lan Đỏ dài khoảng 400km PetroVietnam, BP Statoil xây dựng Luợng khí đưa vào bờ theo hệ thống vào khoảng tỷ m3 năm Trong 70% sản lượng khí nói dùng để cung cấp cho nhà máy điện, phần lại dùng để sản xuất phân bón hoá chất hữu khác Phần lọc dầu Hiện có nhà máy chế biến dầu khí Công ty chế biến dầu khí TP.HCM (SaigonPetro) với nguyên liệu dầu thô mỏ Bach Hổ Nhà máy cung cấp cho thị trường sản phẩm xăng ôtô, dầu hoả dân dụng, dầu DO, FO Hiện lực nhà máy vào khoảng 350.000 tấn/năm với nguyên liệu Condensate sản phẩm chủ yếu xăng, dầu hoả, DO, LPG Song song với việc kêu gọi đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí phủ nước ta tiến hành xây dựng nhà máy lọc dầu số suất 6,5 triệu tấn/năm Dung quất, Quảng Ngãi Các sản phẩm nhà máy là: Xăng ôtô, dầu hỏa dân dụng, nhiên liệu máy bay, DO, FO, Bitum Các sản phẩm cung cấp cho thị trường nội địa phần dùng để xuất nước khác Ngoài PetroVietnam xúc tiến chuẩn bị gọi thầu nhà máy lọc dầu số với suất 6-7 triệu tấn/năm Phần hoá dầu Do kinh tế phát triển chưa cao với trình độ khoa học kỹ thuật lạc hậu, chưa đủ khả để xây dựng khu liên hợp lọc hoá dầu hoàn chỉnh Xuất phát từ nhu cầu thực tế nay, nhà nước ta chủ trương phát triển công nghiệp hoá dầu theo hướng sau: nhập nguyên liệu từ nước để sản xuất sau từ từ phát triển công nghệ tiến tới sử dụng nguyên liệu nước tạo thành tổ hợp khép kín hoàn chỉnh 7.2 Tiềm dầu thô Việt Nam Vùng trũng Sông Hồng Trữ lượng tiềm thu hồi từ 550 đến 700 triệu m3 qui dầu chủ yếu khí, chiếm 14% trữ lượng dầu khí Việt Nam, đến phát triển 250 tỉ m3 khí có hàm lượng CO2 cao (60 - 90%) Vùng bể Phú Khánh Tiềm 300 đến 700 triệu m3 qui dầu, chiếm 10% trữ lượng dầu khí Việt Nam 85 Vùng bể Cửu Long Tiềm 700 đến 800 triệu m3 qui dầu, chiếm 20% trữ lượng dầu khí Việt Nam, đó: 270 tr m3 dầu, 56 tỉ m3 khí đồng hành, không đáng kể khí không đồng hành Hiện có mỏ khai thác như: mỏ Bạch Hổ năm 1986, mỏ Rồng năm 1994, mỏ Rạng Đông năm 1998, mỏ Rubi năm 1998 Như tính đến năm 1999 khai thác 78,3 triệu dầu 3,5 tỉ m3 khí Bể Nam Côn Sơn Tiềm 650 đến 750 triệu m3 qui dầu, chiếm 17% trữ lượng dầu khí Việt Nam, khí chiếm 35 – 38%, với 74 tr m3 dầu, 159 tỉ m3 khí đồng hành, 15 m3 khí không đồng hành, 23 triệu m3 condensat với hàm lượng CO2 không đáng kể Hiện giếng khoan Đại Hùng khai thác từ 1994 đến triệu dầu Bể Malay – Thổ Chu Tiềm 250 đến 300 triệu m3 qui dầu, chiếm 5% trữ lượng dầu khí Việt Nam, 12 tr m3 dầu, tỉ m3 khí đồng hành, 15 m3 khí không đồng hành, triệu m3 condensat với hàm lượng CO2 tương đối cao Bể Vũng Mây Chủ yếu khí, trữ lượng từ đến 1,5 tỉ m3 qui dầu, chiếm 30% trữ lượng khí Việt Nam 7.3 Dầu thô đại diện cho bể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn Malay – Thổ Chu Bảng 7.1 Thông số loại dầu thô Các thông số Bể Cửu Long (Bạch Hổ) 40.20 15 C 0.8236 Tỷ trọng 0API Khối lượng riêng (g/ml) Điểm chảy Hằng số đặc trưng K Độ nhớt (cSt) 500C 700C Phân tử lượng Hàm lượng paraffine (% KL) Hàm lượng lưu huỳnh (% KL) Hàm lượng nitơ (% KL) Hàm lượng carbon (% KL) Hàm lượng hydro (% KL) Chỉ số acid (mg KOH / g) Chỉ số conradson (% KL) Hàm lượng nhựa (% KL) Bể Nam Côn Sơn (Đại Hùng) 30.25 0.8742 Bể Malay – Thổ Chu (PM – 3) 38 0.8344 +36 12.39 5.29 3.43 240 27 +22 12.01 6.89 4.51 259 15 +36 12.08 5.49 3.32 252 28 0.04 0.09 0.035 0.03 86.19 13.73 0.037 0.82 1.88 0.05 86.90 12.08 0.62 3.83 7.4 0.035 84.44 14.56 0.084 0.55 1.35 86 Hàm lượng asphalten (% KL) Hàm lượng nicken (% KL) Hàm lượng vanadi (% KL) Thành phần chưng cất: 2000C (% KL) 3500C (% KL) 5000C (% KL) 0.5 2.56 0.12