Tổng quan các công nghệ xử lý dầu nặng – đề nghị mô hình xử lý dầu SYNCRUDE 16oAPI của nhà máy lọc dầu Long Sơn

Tổng quan các công nghệ xử lý dầu nặng – đề nghị mô hình xử lý dầu SYNCRUDE 16oAPI của nhà máy lọc dầu Long Sơn LỜI NÓI ĐẦU Dầu mỏ là một trong những nhiên liệu quan trọng nhất của xã hội hiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu của tất cả các phương tiện giao thông vận tải. Hơn nữa, dầu mỏ cũng được sử dụng trong công nghiệp hóa dầu để sản xuất các chất dẻo (plastic) và nhiều sản phẩm khác. Vì thế dầu mỏ thường được ví như là vàng đen.Trữ lượng dầu mỏ thế giới nằm trong khoảng từ 1148 tỉ thùng (barrel) (theo BP Statistical Review 2004) đến 1260 tỉ thùng (theo Oeldorado 2004 của ExxonMobil). Trữ lượng dầu mỏ tìm thấy và có khả năng khai thác mang lại hiệu quả kinh tế với kỹ thuật hiện tại đã tăng lên trong những năm gần đây và đạt mức cao nhất vào năm 2003. Người ta dự đoán rằng trữ lượng dầu mỏ sẽ đủ dùng cho 50 năm nữa 18. Dầu mỏ vốn là một tài nguyên khai thác không thể tái tạo được. Hiện tại hầu hết các nhà máy lọc dầu đều sử dụng dầu nhẹ để làm nguyên liệu xử lý. Với tốc độ tiêu thụ nhanh, công nghệ khai thác và xử lý hiện đại như hiện nay thì nguồn nguyên liệu nhẹ dễ khai thác và chế biến sẽ cạn kiệt dần, lúc đó nguồn nguyên liệu được sử dụng sẽ là nguồn dầu nặng được nâng cấp. Việt nam chúng ta là một quốc gia có ngành công nghệ lọc dầu rất muộn khi mà trữ lượng dầu nhẹ trên thế giới sắp hết. Nhà máy lọc dầu Dung Quất với nguồn nguyên liệu là dầu nhẹ Bạch Hổ (có trữ lượng không lớn) đã đi vào hoạt động là một tin vui cho đất nước chúng ta nói chung và ngành dầu khí nói riêng. Hiện nay chúng ta đang xây dựng nhà máy lọc dầu Long Sơn với nguồn nguyên liệu là dầu nặng đã nâng cấp của Venezuela có độ API 16. Do đó việc nghiên cứu công nghệ xử lý dầu nặng có ý nghĩa hết sức to lớn cho việc cung cấp năng lượng cho một đất nước đang phát triển như chúng ta. Đề tài: “Nghiên cứu tổng quan các công nghệ xử lý dầu nặng – Đề nghị mô hình xử lý dầu Syncrude 16 0API của nhà máy lọc dầu Long Sơn” là một đề tài rất thực tế và cần thiết cho nhu cầu hiện nay. Trong quá trình tiếp cận và thực hiện đề tài, em gặp nhiều khó khăn trong việc tìm, xử lý tài liệu nên đồ án không tránh khỏi những sai sót, em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô cùng bạn đọc. Em xin chân thành cám ơn.

Đồ án tốt nghiệp là những gì đúc kết lại một quá trình học tập, nghiên cứu và tựtìm hiểu của sinh viên dưới sự hướng dẫn của các thầy cô Năm năm học trôi qua,những gì có được hôm nay không chỉ kiến thức chuyên ngành mà cả những điều ứng

xử trong cuộc sống mà các thầy cô đã truyền đạt, dạy bảo là những hành trang quantrọng trên những nẻo đường đời

Con xin cảm ơn cha mẹ người đã nuôi dưỡng con đến ngày hôm nay, người đãchăm sóc, lo lắng, chấp cánh cho những ước mơ, hoài bảo của con

Em chân thành cảm ơn TS.Nguyễn Thị Thanh Xuân, người cô đã tận tình giúp đỡ

MỤC LỤC

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP 1

LỜI CẢM ƠN 3

DANH MỤC HÌNH 6

DANH MỤC BẢNG 8

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT 9

LỜI NÓI ĐẦU 10

1.1 Định nghĩa dầu nặng 11

1.2 Trữ lượng và tiềm năng của dầu nặng 12

1.2.1 Trữ lượng của dầu nặng 12

1.2.2 Tiềm năng của dầu nặng 13

1.3 Các tính chất của dầu nặng 14

Chương 2: CÔNG NGHỆ NÂNG CẤP DẦU NẶNG 15

2.1 Tổng quan về nâng cấp dầu nặng 15

2.1.1 Tầm quan trọng của việc nâng cấp dầu nặng 15

2.1.2 Phân loại mức độ nâng cấp dầu nặng 15

2.2 Các công nghệ nâng cấp dầu nặng 16

2.2.1 Công nghệ loại cacbon 18

2.2.1.1 Công nghệ Cracking nhiệt 18

2.2.1.1.1 Công nghệ cốc hóa 18

2.2.1.1.1.1 Công nghệ cốc hóa trễ 18

2.2.1.1.1.2 Công nghệ Fluid Coking 23

2.2.1.1.1.3 Công nghệ cốc hóa tầng sôi (Flexicoking) 24

2.2.1.1.2 Công nghệ Visbreaking 26

2.2.1.1.3 Công nghệ ACR (Advanced Cracking Reactor Process) 27

2.2.1.1.4 Công nghệ ASCOT (Asphat Coking Technology) 28

2.2.1.1.5 Công nghệ CHERRY (Comprehensive Heavy Ends Reforming Refinery Petroleum Process) 30

2.2.1.1.7 Công nghệ EUREKA 32

2.2.1.1.8 Công nghệ FTC (Fluid Thermal Cracking Process) 33

2.2.1.1.9 Công nghệ HSC (The High Conversion Soaker Cracking) 34

2.2.1.1.10 Công nghệ KK (Coke Fluidized Bed Cracking Proceess) 36

2.2.1.1.11 Công nghệ TERVAHL 37

3.2.1.2 Công nghệ cracking xúc tác 38

2.2.1.2.1 Công nghệ ART (Asphalt Residual Treating Process) 40

2.2.1.2.2 Công nghệ CMS – RFCC (Catalyst Magnetic Separation RFCC) 41

2.2.1.2.3 Công nghệ HOT (Heavy Oil Treating) 42

2.2.1.2.4 Công nghệ R2R (Resid Cracking Process) 44

2.2.1.2.5 Công nghệ RCC ( Residue Crude Oil Conversion Process ) 45

2.2.1.2.6 Công nghệ SHELL FCC 47

2.2.1.2.7 Công nghệ S&W FCC (Công nghệ FCC của hãng Stone & Webster) 48

2.2.2 Công nghệ thêm hydro 50

2.2.2.1 Công nghệ hydrotreating và công nghệ hydroconversion 52

2.2.2.1.1 Công nghệ HDH 53

2.2.2.1.2 Công nghệ CHEVRON RDS/VRDS 54

2.2.2.1.3 Công nghệ H-OIL 55

2.2.2.1.4 Công nghệ HFC (Hydrocracking with Fine Catalyst Process) 58

2.2.2.1.5 Công nghệ HYVAHL F (for HDM, HDS, Residue Conversion) 59

2.2.2.1.6 Công nghệ LC-FINING 60

2.2.2.2.1 Công nghệ RCD UNIBON (BOC) – Black Oil Conversion Process 62

2.2.2.1.7 Công nghệ RESIFINING 63

2.2.2.1.8 Công nghệ SOC (Super Oil Cracking Process) 64

2.2.2.2 Công nghệ hydrocracking 65

2.2.2.2.1 Công nghệ CHEVRON ISOCRACKING (Gas Oil and Vacuum Gas Oil Hydrocracking) 67

2.2.2.2.2 Công nghệ IFP Hydrocracking 68

2.2.2.2.3 Công nghệ SHELL HYDROCRACKING 69

2.2.2.2.4 Công nghệ Unicracking 70

2.2.3 Công nghệ tách Asphalt bằng dung môi 71

2.2.3.1 Công nghệ Deep Solvent Deasphalting 72

2.2.3.2 Công nghệ DEMEX 73

2.2.3.3 Công nghệ ROSE (Residuum Oil Supercritical Extraction Process) 75

2.2.3.4 Công nghệ SOVAHL (For Solvent Deasphalting) 76

Chương 3: Dầu nặng tiêu biểu và sơ đồ nâng cấp dầu nặng 78

3.1 Dầu nặng Venezula 78

3.1.1 Giới thiệu chung 78

3.1.2 Một số dự án nâng cấp dầu nặng ở Venezula [23] 80

3.1.2.1 Dự án Cerro Negro thuộc Venezula 80

3.1.2.2 Dự án Sincor 80

3.1.2.3 Dự án Petrolera Ameriven / Hamaca 81

3.1.2.4 Dự án Petrozueta 82

3.2 Dầu nặng Canada 82

3.2.1 Giới thiệu chung 82

3.2.2 Một số dự án nâng cấp dầu nặng tại Canada [3] 84

3.2.2.1 Dự án Suncor 84

3.2.2.2 Dự án nâng cấp dầu nặng của công ty Husky đặt tại Lloydminster 84

3.2.2.3 Dự án Syncrude 85

3.2.2.4 Dự án Athabasca Oil Sand: Hoạt động năm 2003 85

Chương 4: Giới thiệu nhà máy lọc dầu (NMLD) ở Việt Nam 87

4.1 Nhà máy lọc dầu Dung Quất 87

4.2 Nhà máy lọc dầu Long Sơn – Số 3 94

4.3 So sánh hai nhà máy 96

4.4 Dự án khu liên hợp lọc hóa dầu Nghi Sơn 97

KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT 99

TÀI LIỆU THAM KHẢO 102

DANH MỤC HÌNH

Hình 1.1: Sự phân bố dầu nặng theo tỉ trọng API và độ nhớt 11

Hình 1.2: Tỉ lệ H/C của các loại nguyên liệu 12

Hình 1.3:Cơ cấu các loại dầu thô năm 2001 và 2004 12

Hình 1.4: Tổng trữ lượng dầu thô của một số nước trên thế giới 13

Hình 2.1: Quá trình khai thác,vận chuyển, nâng cấp dầu nặng 15

Hình 2.2: Sơ đồ các mức độ nâng cấp dầu nặng 16

Hình 2.3: Phân bố các sản phẩm dầu mỏ 16

Hình 2.4: Mô hình hệ thống nâng cấp dầu nặng 17

Hình 2.5: Các sản phẩm của quá trình cốc hóa trễ 19

Hình 2.6: Hình ảnh của sponge coke và shot coke 20

Hình 2.7: Sơ đồ công nghệ cốc hóa trễ 21

Hình 2.8: Sơ đồ quy trình cốc hóa trễ SYDEC 22

Hinh 2.9: Công nghệ cốc trễ hóa của Conocophilips 23

Hình 2.11: Sơ đồ quy trình công nghệ Fluid Coking 23

Hình 2.10: Sơ đồ quy trình công nghệ Flexicoking 25

Hình 2.12: Sơ đồ quy trình công nghệ Visbreaking loại coil type 26

Hình 2.13: Sơ đồ công nghệ Visbreaking loại soaker type 26

Hình 2.14: Sơ đồ quy trình công nghệ ACR 27

Hình 2.15: Sơ đồ công nghệ ASCOT 29

Hình 2.16: Sơ đồ công nghệ CHERRY SNG 30

Hình 2.17: Sơ đồ quy trình công nghệ CHERRY 30

Hình 2.18: Sơ đồ quy trình công nghệ ET-II 31

Hình 2.19: Sơ đồ quy trình công nghệ Eureka 32

Hình 2.20: Sơ đồ quy trình công nghệ FTC 34

Hình 2.21: Sơ đồ quy trình công nghệ HSC 35

Hình 2.22: Sơ đồ quy trình công nghệ KK 36

Hình 2.23: Ảnh hưởng của nhiệt độ cracking đến năng suất sản phẩm 36

Hình 2.24: Sơ đồ quy trình công nghệ Tarvahl T 37

Hình 2.25: Sơ đồ quy trình công nghệ Tarvahl H 38

Hình 2.26: Sơ đồ quy trình công nghệ ART 40

Hình 2.27: Sơ đồ công nghệ High Metal Catalyst Magnetic Separation System 42

Hình 2.28: Sơ đồ quy trình công nghệ HOT 43

Hình 2.29: Sơ đồ công nghệ R2R 44

Hình 2.30: Sơ đồ quy trình công nghệ RCC 46

Hình 2.31: Sơ đồ công nghệ SHELL FCC 47

Hình 2.32: Sơ đồ quy trình công nghệ S&W FCC 49

Hình 2.33: Một thiết bị mô tả thiết bị phản ứng tầng sôi cố định 50

Hình 2.34: Một thiết bị loại tiếp xúc ngược chiều (thiết bị ORC) 51

Hình 2.35: Thiết bị phản ứng tầng sôi của hai công nghệ phổ biến hiện nay 51

Hình 2.36: Thiết bị phản ứng pha huyền phù (SPR) 52

Hình 2.37: Sơ đồ công nghệ HDH 54

Hình 2.38: Sơ đồ quy trình công nghệ Chevron RDS/VRDS 55

Hình 2.39: Sơ đồ quy trình công nghệ H-Oil 56

Hình 2.40: Sơ đồ cấu tạo thiết bị phản ứng trong công nghệ H-Oil 57

Hình 2.41: Sơ đồ quy trình công nghệ HFC 58

Hình 2.42: Sơ đồ quy trình công nghệ Hyvahl F 60

Hình 2.43: Sơ đồ quy trình công nghệ LC-Fining [ 61

Hình 2.44: Sơ đồ quy trình công nghệ RDC Unibon (BOC) 62

Hình 2.45: Sơ đồ quy trình công nghệ RESIDFINING 63

Hình 2.46: Sơ đồ quy trình công nghệ SOC 64

Hình 2.47: Sơ đồ quy trình công nghệ ISOCRACKING của Chevron 67

Hình 2.49: Sơ đồ quy trình công nghệ hydrocracking hai giai đoạn của Shell 70

Hình 2.50: Sơ đồ quy trình công nghệ Unicracking một giai đoạn 71

Hình 2.51: Mối quan hệ giữa tính chất và năng suất của sản phẩm 71

Hình 2.52: Sơ đồ công nghệ Deep Solvent Deasphalting 73

Hình 2.53: Sơ đồ công nghệ DEMEX 74

Hình 2.54: Sơ đồ quy trình công nghệ ROSE 75

Hình 2.55: Sơ đồ quy trình công nghệ SOVAHL 77

Hình 3.1: Cơ cấu dầu thô của Venezuela 78

Hình 3.2: Sự phân bố nguồn dầu nặng ở Orinoco Belt 78

Hình 3.3: Vị trí của Faja del Orinoco 79

Hình 3.4: khoảng cách giữa các vị trí trong khu vực Orinoco 79

Hình 3.5: Sơ đồ dự án nâng cấp dầu nặng Cerro Negro 80

Hình 3.6: Dự án nâng cấp dầu nặng Sincor 81

Hình 3.7: Hình ảnh về dự án sincor 81

Hình 3.8: Sơ đồ dự án Petrolera Ameriven / Hamaca 82

Hình 3.9: Sơ đồ dự án nâng cấp đầu nặng Petrozuela 82

Hình 3.10: Vị trí của cặn dầu nhờn ở Canada 83

Hình 3.11: Lượng dầu nặng chưa được khai thác tại 2 vùng Orinoco, Venezula và Athabasca, Canada 83

Hình 3.12: Hệ thống đường ống dẫn dầu của công ty Husky 84

Hình 3.13: Sơ đồ của dự án nâng cấp dầu nặng của công ty Husky tại Lloydminster 85

Hình 3.14: Sơ đồ dự án Athabasca Oil Sand 86

Hình 3.15: Sơ đồ quy trình công nghệ dự án Heartland Upgrade 86

Hình 3.16:Sơ đồ quy trình khai thác và nâng cấp của dự án Long Lake 86

Hình 4.1: Sơ đồ công nghệ nhà máy lọc dầu Dung Quất 88

Hình 4.2: Sơ đồ công nghệ cụm phân xưởng CDU 89

Hình 4.3: Sơ đồ quy trình công nghệ cụm NHT 90

Hình 4.4: Sơ đồ quy trình công nghệ CCR 91

Hình 4.5: Sơ đồ quy trình công nghệ ISOME 91

Hình 4.6: Thiết bị phản ứng chính trong phân xưởng RFCC 92

Hình 4.7: Sơ đồ công nghệ nhà máy lọc dầu 3 95

DANH MỤC BẢNG

Bảng 2.1: Tỉ số H/C và hàm lượng hydro của một số nguyên liệu 16

Bảng 2.2: Tỉ số H/C so với hàm lượng của hydro và cacbon 17

Bảng 2.3: Một số thông số đặc trưng của cốc 20

Bảng 2.4: Thông số vận hành của công nghệ khi sử dụng 2 dầu khác nhau 22

Bảng 2.6: Năng suất và thông số của công nghệ Fluid Coking 24

Bảng 2.5: Thông số đặc trưng nguyên liệu và năng suất sản phẩm Flexicoking 25

Bảng 2.7: Năng suất của sản phẩm trong công nghệ Visbreaking 27

Bảng 2.8: Một số thông số của nguyên liệu và sản phẩm của ACR 28

Bảng 2.9: Thông số đặc trưng nguyên liệu và sản phẩm công nghệ ASCOT 29

Bảng 2.10: So sánh việc sử dụng 3 công nghệ LEDA,SYDEC, và ASCOT 29

Bảng 2.12: Các thông số đặc trưng nguyên liệu và năng suất sản phẩm của ET- II 32

Bảng 2.13: Các thông số đặc trưng, năng suất của công nghệ của Eureka 33

Bảng 2.14: Năng suất sản phẩm của công nghệ HSC 35

Bảng 2.15: Các tính chất của dầu thô tổng hợp của 2 công nghệ trên 38

Bảng 2.16: Tính chất nguyên liệu và năng suất của sản phẩm của ART 41

Bảng 2.17: Tính chất nguyên liệu ngọt và năng suất sản phẩm của CMS – RFCC 42

Bảng 2.18: Thành phần và tính chất của xúc tác 43

Bảng 2.19: Tính chất nguyên liệu và năng suất sản phẩm của R2R 45

Bảng 2.20: Tính chất nguyên liệu và năng suất sản phẩm của RCC 46

Bảng 2.21: Tính chất nguyên liệu và năng suất sản phẩm trong công nghệ Shell FCC 48

Bảng 2.22: Tính chất nguyên liệu và năng suất sản phẩm S&W FCC 49

Bảng 2.23: Tính chất của nguyên liệu trong công nghệ hydrotreating VRDS 55

Bảng 2.24: Tính chất nguyên liệu và năng suất của sản phẩm trong H-oil process 57

Bảng 2.25: Tính chất của nguyên liệu và dầu sản phẩm 59

Bảng 2.26: So sánh năng suất thiết bị phản ứng khi sử dụng nguyên liệu là dầu nặng Iran của công nghệ Hyvahl F và công nghệ Hyvahl F kết hợp với R2R 60

Bảng 2.27: Năng suất của sản phẩm và độ chuyển hóa của công nghệ 61

Bảng 2.28: Năng suất và tính chất sản phẩm của công nghệ BOC 63

Bảng 2.29: Năng suất của thiết bị phản ứng dạng ống 64

Bảng 2.30: Tính chất nguyên liệu và năng suất sản phẩm trong IFP Hydrocracking 69

Bảng 2.31: Ảnh hưởng của một số loại dung môi đến sản phẩm DAO 72

Bảng 2.32: Tính chất của nguyên liệu, asphalt và năng suất của sản phẩm 73

Bảng 2.33: Tính chất của nguyên liệu và sản phẩm của công nghệ Demex 74

Bảng 2.34: Tính chất của các phần cặn trong công nghệ ROSE 76

Bảng 2.35: Tính chất của nguyên liệu và sản phẩm của công nghệ Sovahl 77

Bảng 3.1: Tính chất của dầu Cerro Negro , Venezula 80

Bảng 3.2: Tính chất của bitume Athabasca, Canada 83

Bảng 4.1: Thông số về nguyên liệu và sản phẩm của NMLD Dung Quất 87

Bảng 4.2: Thông tin về công nghệ của NMLD Dung Quất 89

Bảng 4.3: Thông số của nguyên liệu và sản phẩm trong nhà máy lọc dầu 3 94

Bảng 4.4: Thông tin của công nghệ trong NMLD số 3 94

Bảng 4.5: So sánh tính chất nguyên liệu của hai NMLD số 3 và Dung Quất 96

Bảng 4.6: So sánh sản phẩm của hai NMLD số 3 và Dung Quất 97

Bảng 4.7: Thông tin nguyên liệu, sản phẩm của khu liên hợp lọc hóa dầu Nghi Sơn 97

Bảng 4.8: Thông tin về công nghệ của dự án khu liên hợp lọc dầu Nghi Sơn 98

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

- -

C/H Carbon per Hydrogen Tỉ số cacbon và hydro

CCR Conradson’s carbon residue Cặn cacbon conradson

C6 insols Hexane Insolubles C6 không tan

LV% Liguid Volume percent Phần trăm khối lượng lỏng

Sp.Gr. Specific Gravity Khối lượng riêng tương đối

Wppm Weight parts per million Một triệu phần trăm trọng lượng

STM Steam Hơi nước

RFCC Residua Fluid Catalic Cracking Cracking xúc tác cặn tầng sôi

API American Petroleum Institute Viện dầu khí Hoa Kỳ

PDVSA Petroleum de Venezuela S.A Tập đoàn dầu khí Venezuela

LPG Liquide Petroleum Gas Khí dầu mỏ hóa lỏng

SDA Solvent Deasphalting Tách asphalt bằng dung môi

HDM Hydrodemetaltization Tách kim loại bằng hydro

LỜI NÓI ĐẦU

Dầu mỏ là một trong những nhiên liệu quan trọng nhất của xã hội hiện đại dùng

để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu của tất cả các phương tiện giao thông vận tải.Hơn nữa, dầu mỏ cũng được sử dụng trong công nghiệp hóa dầu để sản xuất các chấtdẻo (plastic) và nhiều sản phẩm khác Vì thế dầu mỏ thường được ví như là "vàngđen"

Trữ lượng dầu mỏ thế giới nằm trong khoảng từ 1148 tỉ thùng (barrel) (theo BP

Statistical Review 2004) đến 1260 tỉ thùng (theo Oeldorado 2004 của ExxonMobil).Trữ lượng dầu mỏ tìm thấy và có khả năng khai thác mang lại hiệu quả kinh tế với kỹthuật hiện tại đã tăng lên trong những năm gần đây và đạt mức cao nhất vào năm 2003.Người ta dự đoán rằng trữ lượng dầu mỏ sẽ đủ dùng cho 50 năm nữa [18].

Dầu mỏ vốn là một tài nguyên khai thác không thể tái tạo được Hiện tại hầu hếtcác nhà máy lọc dầu đều sử dụng dầu nhẹ để làm nguyên liệu xử lý Với tốc độ tiêuthụ nhanh, công nghệ khai thác và xử lý hiện đại như hiện nay thì nguồn nguyên liệunhẹ dễ khai thác và chế biến sẽ cạn kiệt dần, lúc đó nguồn nguyên liệu được sử dụng

sẽ là nguồn dầu nặng được nâng cấp

Việt nam chúng ta là một quốc gia có ngành công nghệ lọc dầu rất muộn khi màtrữ lượng dầu nhẹ trên thế giới sắp hết Nhà máy lọc dầu Dung Quất với nguồn nguyênliệu là dầu nhẹ Bạch Hổ (có trữ lượng không lớn) đã đi vào hoạt động là một tin vuicho đất nước chúng ta nói chung và ngành dầu khí nói riêng Hiện nay chúng ta đangxây dựng nhà máy lọc dầu Long Sơn với nguồn nguyên liệu là dầu nặng đã nâng cấpcủa Venezuela có độ API 16 Do đó việc nghiên cứu công nghệ xử lý dầu nặng có ýnghĩa hết sức to lớn cho việc cung cấp năng lượng cho một đất nước đang phát triểnnhư chúng ta

Đề tài: “Nghiên cứu tổng quan các công nghệ xử lý dầu nặng – Đề nghị mô hình xử lý dầu Syncrude 16 0 API của nhà máy lọc dầu Long Sơn” là một đề tài rất

thực tế và cần thiết cho nhu cầu hiện nay Trong quá trình tiếp cận và thực hiện đề tài,

em gặp nhiều khó khăn trong việc tìm, xử lý tài liệu nên đồ án không tránh khỏi nhữngsai sót, em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô cùng bạn đọc Emxin chân thành cám ơn

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ DẦU NẶNG

1.1 Định nghĩa dầu nặng

Dầu nặng có độ nhớt rất lớn, thường chứa hàm lượng lớn các sulfua, kim loạinặng (Niken, Vanadi, Natri, sắt…) và sáp Tính chất này gây khó khăn để bơm lên mặtđất hoặc trong đường ống dẫn dầu, trở ngại cho quá trình lọc dầu và thách thức trongvấn đề môi trường Dầu nặng có thể được cracking thành phân tử nhỏ hơn nhưng tiêuhao năng lượng quá trình lớn Do đó, dầu nặng được bán với giá rẻ hơn,

Nguồn dầu nặng trên thế giới nhiều gấp hai lần so với dầu nhẹ. Một mặt, chi phílọc dầu tăng và hàm lượng lưu huỳnh cao nên giá dầu nặng rẻ hơn dầu nhẹ Độ nhớt và

tỉ trọng tăng gây khó khăn trong khai thác Một lượng lớn dầu nặng được tìm thấy ởchâu Mỹ (Canada, Venezuela và Bắc California) là các mỏ dầu nặng có độ sâu vừaphải nên giảm chi phí khoan dầu

Để định nghĩa dầu nặng người ta dựa trên độ API, độ nhớt Tùy thuộc vào độnhớt, tỉ trọng API mà người ta chia ra thành: Dầu nặng, dầu rất nặng và bitume…Phân loại theo 4 nhóm cơ bản dựa vào độ nhớt dưới giếng:[5]

Loại A: Dầu nặng trung bình 25o> API >18o

100 cP > μ >10 cP, linh động tại nguồn

Loại B: Dầu rất nặng 20o> API >7o

10000 cP > μ > 100 cP, linh động tại nguồnLoại C: Nhựa đường và bitum 12o> API >7o

μ >10000 cP, không linh động tại nguồnLoại D: Đá dầu, đá trầm tích hạt mịn có chứa kerogen, khi đốtnóng lên 660oF sẽ sinh ra dầu thô, gọi là đá dầu (một loại đá mẹ chưa trưởng thành)

Chúng ta có thể thấy sự phân bố dầu nặng theo theo độ API và độ nhớt trong giản đồ dưới đây (hình 1.1):

Hình 1.1: Sự phân bố dầu nặng theo tỉ trọng API và độ nhớt.

Định nghĩa về dầu nặng như sau:

Dầu nặng là một loại dầu thô có độ nhớt lớn và đặc tính chung của nó là tỷ trọngcao, tỉ số H/C thấp, hàm lượng cặn carbon, hàm lượng asphalten, hàm lượng lưuhuỳnh, hàm lượng kim loại cao

Hình 1.2: Tỉ lệ H/C của các loại nguyên liệu [4]

1.2 Trữ lượng và tiềm năng của dầu nặng.

1.2.1 Trữ lượng của dầu nặng

Dầu nặng, dầu rất nặng, bitum chiếm đến 65÷70% trữ lượng dầu trên toàn thếgiới, 69% dầu nặng và 82% bitum có thể thu hồi được ở bán cầu tây trái đất và 85%dầu bình thường có thể thu hồi ở bán cầu đông

Hình vẽ dưới đây là cơ cấu các loại dầu thô xét trên 2 năm 2001 và 2004.(hình 1.2.1)

Hình 1.3:Cơ cấu các loại dầu thô năm 2001 và 2004.

Dựa vào cơ cấu của dầu thô hai năm 2001 và 2004 ta thấy lượng dầu nhẹ cànggiảm xuống, trong khi lượng dầu nặng lên, điều này có thể giải thích được là dầu nhẹtrong thời gian qua được khai thác nên giảm xuống, còn dầu nặng thì chưa được khaithác nhiều và được phát hiện thêm

Trữ lượng dầu mỏ thế giới nằm trong khoảng từ 1.148 tỉ thùng đến 1.260 tỉ thùng.Theo đó, dầu mỏ nhiều nhất là ở Arap Saudi (262,7 tỉ thùng); Iran (130,7 tỉ thùng);Iraq (115,0 tỉ thùng); Các Tiểu Vương quốc Ả Rập Thống nhất (97, 8 tỉ thùng);Kuwait (96 tỉ thùng); Nga (69 tỉ thùng); Kazakhstan (26 tỉ thùng); Azerbaijan (589triệu thùng) Trữ lượng dầu mỏ ở vùng Trung Đông chiếm 3/4 lượng dầu thế giới.Nhưng với dầu nặng thì các quốc gia ở châu mỹ luôn dẫn đầu, đặc biệt hai quốc giaVenezuela và Canada

Các khu vực có trữ lượng dầu đáng kể là: Dầu nặng vùng Orinoco Belt thuộcquốc gia Venezuela, vùng Alberta thuộc quốc gia Canada, ngoài ra còn có dầu nặng ởvùng lỏng chảo ngoài khơi Campos và Santos thuộc Barazil, vùng lòng chảo sôngVoga thuộc Nga, vùng Luda thuộc Trung Quốc Trong này thì vùng Orinoco Beltcủa Venezuala có trữ lượng dầu rất nặng chiếm 90%, và vùng Alberta, Canada có trữlượng bitum chiếm 81% trữ lượng toàn thế giới.

Dưới dây là đồ thị minh họa về các trữ lượng dầu thô của các nước trên thế giới

Đứng dầu về dầu nặng là hai quốc gia: Venezuela và Canada.(hình 1.2.2)

Hình 1.4: Tổng trữ lượng dầu thô của một số nước trên thế giới.

1.2.2 Tiềm năng của dầu nặng.

Việc nghiên cứu và khai thác dầu nặng hiện nay rất quan trọng, Với xu thế thờiđại trong một tương lai gần, khi nguồn nguyên liệu dầu nhẹ dễ khai thác và chế biếnsắp đi vào cạn kiệt thì việc khai thác dầu nặng dùng để thay thế dầu nhẹ chỉ là chuyệnsớm hay muộn Mặc dù chi phí khai thác và xử lý cho nguồn dầu nặng là rất cao so vớiviệc sử dụng nguồn dầu nhẹ hiện nay

Việt nam chúng ta là một quốc gia có ngành công nghệ lọc dầu rất muộn khi màtrữ lượng dầu nhẹ trên thế giới sắp hết Trước thực tế đó việc nghiên cứu công nghệ xử

lý dầu nặng có ý nghĩa hết sức to lớn cho việc cung cấp năng lượng cho một đất nướcđang phát triển như chúng ta

Nhà máy lọc dầu số 3 ở nước ta đặt tại Bà Rịa – Vũng Tàu với tổng số vốn đầu

tư là 5÷6 tỉ USD, công suất 10 ÷ 12 triệu tấn/năm, dự kiến thực hiện từ năm 2008 đếnnăm 2010 để xử lý nguồn dầu nặng Venezuela đã nâng cấp sẽ góp phần tăng nhu cầutiêu thụ các sản phẩm dầu mỏ trong nước

Hiện nay bộ năng lượng và dầu mỏ nước này đã chọn tổng công ty thăm dò khaithác dầu khí (PVEP) của Việt Nam, cùng Tổng Công ty dầu mỏ Venezuela (CVP)thành lập liên doanh mang tên Petro Macareo nhằm khai thác và chế biến dầu tại DảiOrinoco PetroVietnam góp 40% vốn vào liên doanh khai thác dầu tại Venezuela.[18]

Đó là một động thái rất vui cho ngành dầu mỏ Việt Nam

1.3 Các tính chất của dầu nặng

 Trong thành phần của dầu nặng có chứa nhiều aromatic đa vòng ngưng tụ

do đó hàm lượng asphalten cao

 Độ nhớt rất cao gây khó khăn cho quá trình vận chuyển

 Hiệu suất phân đoạn gasoil, phân đoạn xăng thấp và hiệu suất phần cặn cao

 Hàm lượng thành phần nhẹ thấp

 Hàm lượng cốc cao

 Điểm chảy cao

 Hàm lượng các tạp chất (lưu huỳnh, nitơ, kim loại) rất cao

Chương 2: CÔNG NGHỆ NÂNG CẤP DẦU NẶNG

2.1 Tổng quan về nâng cấp dầu nặng

2.1.1 Tầm quan trọng của việc nâng cấp dầu nặng

Hiện nay các nhà máy lọc dầu đều sử dụng dầu nhẹ để làm nguyên liệu mà việc

sử dụng dầu nặng đòi hỏi một công nghệ cao mà hiện tại trên thế giới chưa có nướcnào sử dụng Với tình hình dầu mỏ trên thế giới đang có nhiều thay đổi, lượng dầu nhẹđang dần cạn kiệt và được dự báo là có thể sẽ hết trong thời gian sắp tới Lượng dầunặng trên thế giới được cho là phong phú và đang rất nhiều thì việc khai thác và nângcấp dầu nặng có ý nghĩa vô cùng quan trọng và thiết thực

Dưới đây là quy trình khai thác, vận chuyển và nâng cấp dầu nặng: (hình 2.1)

Hình 2.1: Quá trình khai thác,vận chuyển, nâng cấp dầu nặng [11]

Dầu nặng có hàm lượng lớn kim loại nặng, lưu huỳnh, nitơ và có độ nhớt rất lớn

so với dầu thô thường Trong một số trường hợp, chúng hóa rắn tại nhiệt độ nguồn.Quá trình nâng cấp nhằm biến đổi dầu nặng thành dầu thô tổng hợp (hay còn gọi làdầu nhẹ) làm giảm độ nhớt, giảm hàm lượng các kim loại nặng, hàm lượng lưu huỳnh,nitơ…

Thông thường dầu nặng sau khi khai thác sẽ được pha loãng bằng dung môi vàđược vận chuyển đi đến nhà máy nâng cấp Quá trình nâng cấp dầu nặng làm tăng tỉ lệH/C, tách loại lưu huỳnh , nitơ, kim loại nên sẽ cải thiện được độ nhớt giúp vậnchuyển dễ dàng và việc lọc dầu thô cũng dễ dàng hơn Loại bỏ được một phần các chấtgây hại để đáp ứng nhu cầu của thị trường

2.1.2 Phân loại mức độ nâng cấp dầu nặng.

Dựa vào tỉ trọng của dầu thô mà có thể chia thành hai mức độ:

+ Nâng cấp dầu nặng thành dầu có chất lượng trung bình và thấp (nâng cấp mộtphần) Dầu nặng có tỉ trọng từ 7÷9 0API sẽ được nâng cấp thành dầu có tỉ trọng từ14÷22 0API

+ Nâng cấp dầu nặng thành dầu có chất lượng cao (nâng cấp tối đa) Dầu có tỉ trọng

từ 7÷9 0API thành dầu có tỉ trọng > 26 0API

Dưới đây là sơ đồ các mức độ nâng cấp dầu nặng: (hình 2.2)

Hình 2.2: Sơ đồ các mức độ nâng cấp dầu nặng.

2.2 Các công nghệ nâng cấp dầu nặng.

Dựa vào tỉ lệ H/C mà ta xây dựng các nhà máy nâng cấp dầu nặng khác nhau, người ta sẽ tăng tỉ lệ H/C, nghĩa là có thể tăng số nguyên tử H hoặc giảm số nguyên tử

dụng

Naphtha Diesel Methane

Hiện nay trên thế giới có hai loại nâng cấp dầu chủ yếu đó là:[4]

 Công nghệ loại cacbon

 Công nghệ thêm Hydro

 Công nghệ tách Asphalt bằng dung môi

Hình 2.3: Phân bố các sản phẩm dầu mỏ.

Dưới đây là bảng so sánh 2 phương pháp khi tăng một lượng tỉ số H/C:[11]

Bảng 2.2: Tỉ số H/C so với hàm lượng của hydro và cacbon

Số hydro thêm 3

Hydrogen

Cacbon wt% 11.188.9 11.170.2 Số cacbon giảm -18.7

+ Công nghệ loại cacbon: Gồm các công nghệ chủ yếu như :

- Cracking nhiệt

- Cracking xúc tác

Ưu điểm của công nghệ: Xử lý được nguyên liệu có hàm lượng tạp chất cao

Nhược điểm: Sản xuất các sản phẩm có chất lượng thấp, không ổn định và hiệu

suất các sản phẩm lỏng thấp

+ Công nghệ thêm hydro: Gồm các công nghệ:

- Công nghệ Hydrocracking

- Công nghệ Hydrotreating

Ưu điểm: Sản phẩm có chất lượng cao, ổn định và hiệu suất nâng cấp dầu cao

Nhược điểm: Thành phần các tạp chất cao dễ gây ngộ độc cho xúc tác trong quá trìnhlọc dầu

+ Công nghệ tách asphalt bằng dung môi

Công nghệ tách asphalt bằng dung môi chủ yếu gồm các bộ phận xử lý sau:

 Bộ phận tách asphalt ra khỏi nguyên liệu

 Bộ phận tách dung môi ra khỏi DAO (thu hồi DAO)

 Bộ phận tách dung môi ra khỏi asphalt (thu hồi asphalt)

 Bộ phận thu hồi dung môi

Dưới đây là mô hình nâng cấp dầu nặng (hình 2.4)

Hình 2.4: Mô hình hệ thống nâng cấp dầu nặng [11]

Chúng ta sẽ tìm hiểu kỹ hơn về các công nghệ đã sử dụng:

2.2.1 Công nghệ loại cacbon

2.2.1.1 Công nghệ Cracking nhiệt

Quá trình crackking nhiệt là quá trình bẻ gãy mạch C-C dưới tác dụng của nhiệt

 Mục đích:

+ Làm tăng các sản phẩm rẻ tiền, tạo thành các sản phẩm có nhu cầu cao

(Ví dụ: chuyển hóa các phân đoạn gasoil nặng thành xăng)

+ Chuyển hóa các phân đoạn dầu nặng thành các phân đoạn khí, xăng và cốc

+ Sản xuất các oléfine nhẹ cho công nghiệp hóa dầu

+ Cải thiện chất lượng các sản phẩm: Tăng chỉ số octane của xăng và giảm độ nhớt củadầu nặng

Các phản ứng xảy ra trong quá trình:

- Phản ứng sơ cấp: Bẻ gãy mạch liên kết C-C của các HC mạch thẳng trong cácparaffine (tạo thành olefine) và trong các alkylaromatique (phản ứng để alkyl hóa)

- Oligome hóa và vòng hóa thành các naphatene từ các hợp chất olefine tạo thành từphản ứng sơ cấp

- Ngưng tụ các phân tử mạch vòng thành các hợp chất đa nhân thơm (polyaromatique)Ngoài ra còn có các phản ứng xảy ra với các dị nguyên tố trong asphaltene:

- Tạo H2S, thiophene, mercaptan

- Tạo phenol

Cơ chế và động học phản ứng: Phản ứng dây chuyền theo cơ chế gốc. [13]

Cracking nhiệt là công nghệ cổ điển và phổ biến nhất trong việc chuyển hóa phânđoạn cặn, quá trình này không cần đến xúc tác Tùy thuộc vào độ chuyển hóa và tínhchất của sản phẩm mà mức độ nghiêm ngặt của quá trình khác nhau

Đối với nhưng nguyên liệu chỉ nhằm mục đích giảm nhớt để dễ dàng trong quátrình vận chuyển thì cracking nhiệt ở mức độ nhiệt độ vừa phải và thời gian lưu tươngđối ngắn, còn nếu nhằm chuyển hóa sâu hơn phân đoạn nặng thành sản phẩm nhẹ thìcracking nhiệt ở mức độ khắc nghiệt hơn, nhưng vấn đề cần chú ý đó là các phản ứngtrong cracking nhiệt diễn ra rất phức tạp đặc biệt trong điều kiện nhiệt độ cao và thờigian lưu lâu, do đó độ chọn lọc của sản phẩm phụ thuộc vào điều kiên tiến hành phảnứng (Áp suất, nhiệt độ, thời gian lưu)

Các sản phẩm nhẹ của quá trình cracking nhiệt có thể được pha trộn để làm dầutổng hợp, còn phần cặn được dùng làm nguyên liệu cho quá trình khí hóa Dưới đây sẽtrình bày một số công nghệ cracking nhiệt điển hình

2.2.1.1.1 Công nghệ cốc hóa

Quá trình cốc hóa là quá trình ngưng tụ các hydrocacbon cao phân tử của các cặnnặng tạo các hydrocacbon có độ ngưng tụ cao và khối lượng phân tử lớn hơn

Cốc hóa gồm hai quá trình:

+ Cốc hóa trễ - chậm (Delayed Coking)

+ Cốc hóa tầng sôi (Flexicoking và Fluid Coking)

2.2.1.1.1.1 Công nghệ cốc hóa trễ [1, trang 7]

Là một công nghệ rất linh hoạt, nó có thể áp dụng cho nhiều loại nguyên liệu

khác nhau và sản xuất nhiều loại cốc với chất lượng khác nhau phù hợp với nhu cầu.Công nghệ được sử dụng rộng rãi trong nhà máy lọc dầu

Ở Mỹ, công nghệ này chiếm một lượng lớn công nghệ được sử dụng và mục đíchchủ yếu của quá trình này là chuyển hóa các loại cặn dầu mỏ thành các sản phẩmtrắng, cốc thu được sử dụng như một chất đốt Ở châu âu quá trình này được sử dụng

để sản xuất cốc cung cấp cho các nhà máy sản xuất nhôm, sản xuất anode cho ngànhđiện phân

Có nhiều bản quyền công nghệ khác nhau nhưng có hai hãng phát triển nhất đó là hãngConocophilip và hãng Foster Wheerler Mỗi bản quyền công nghệ có nhưng đặc trưngriêng nhưng chúng có nhưng thiết bị chính như: Lò gia nhiệt, thiết bị phân tách và haithiết bị cốc hóa làm việc luân phiên nhau.[12]

Có thể xử lý các loại nguyên liệu cặn như:

- Cặn quá trình chưng cất chân không

- Cặn của quá trình cracking xúc tác

- Cặn của quá trình giảm nhớt hoặc goudron của cracking xúc tác

- Asphalte hay phần trích của dầu nhớt

Hình 2.5: Các sản phẩm của quá trình cốc hóa trễ.

+ Phân đoạn khí: Fuel gas, C3- C4

+ Phân đoạn naphta: Naphta nhẹ, naphta nặng

- Tính chất: cốc phải chịu được sự nung, tỉ trọng của cốc sau khi nung

Coke vert là cốc trước khi nung được đặn trưng bởi hàm lượng các tính chất dễ bayhơi, độ cứng, mà hai tính chất này ảnh hưởng trực tiếp đến tỷ trọng của cốc sau khinung

* Needle coke: Được sinh ra từ sự cốc hóa của cặn goudron thơm như Decant oil củaFCC, goudron của Cracking nhiệt, cặn của quá trình bay hơi

- Tính chất: có cấu trúc tinh thể dạng hình kim nhỏ, kích thước hạt 1–6 mm Tỷtrọng cao (>78g/100cm3), hệ số giản nở nhiệt thấp (<2) Hàm lượng lưu huỳnh thấp(<0.6wt%)

- Ứng dụng: Sử dụng chết tạo điện cực grafit, dùng làm que hàn hồ quang Neeldecoke phải chịu được sự nung và các quá trình xử lý khác trước khi sử dụng

* Shot coke: Là sản phẩm có hàm lượng cao nhất trên thế giới

- Tính chất: có hàm lượng lưu huỳnh và kim loại lớn Cốc có cấu trúc tinh thể dạngcầu có đường kính từ 0.5÷25 cm Có độ cứng thấp để thuận lợi cho quá trình đốt

- Ứng dụng: sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy như nhà máy xi măng, nhàmáy nhiệt… Shot coke không được sử dụng thay cho nhôm làm anode.[13]

Hình 2.6: Hình ảnh của sponge coke và shot coke [11]

Dưới đây là một số thông số của cốc:

Bảng 2.3: Một số thông số đặc trưng của cốc

Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu suất và chất lượng sản phẩm gồm có tính chất củanguyên liệu và điều kiện vận hành.[13]

+ Tính chất của nguyên liệu:

- Hàm lượng cacbon cặn(CCR): Hàm lượng cacbon cặn càng cao, hiệu suất thuhồi cốc càng cao Thông thường, mục tiêu là thu cực đại các phân đoạn trung bình vàsản xuất tối thiểu cốc, vì thế khi hàm lượng cacbon cặn càng lớn thì mục tiêu này càngkhó đạt được

Trước đây các giá trị CCR thường nhỏ hơn 10% (nguyên liệu RDA), ngày nayngười ta sử dụng các loại cặn nặng hơn từ các loại dầu thô nặng nên CCR có thể lênđến 20% thậm chí 30%

- Hàm lượng lưu huỳnh: Lưu huỳnh trong cặn thường có khuynh hướng tập trungtrong cốc và phần chưng nặng Nguồn gốc của nguyên liệu có ảnh hưởng đến hàmlượng lưu huỳnh, và do đó ảnh hưởng đến hàm lượng lưu huỳnh trong cốc

- Hàm lượng kim loại: Chủ yếu là Ni và V, có khuynh hướng ngày càng cao trongnguyên liệu Trong quá trình cốc hóa, lượng kim loại này sẽ nằm lại hầu hết trong cốc,hàm lượng có thể đến 1000 ppm

- Điểm phân đoạn TBP: điểm phân đoạn cặn chưng cất chân không là khoảng

5000C, nhưng nó có thể thay đổi theo nguồn gốc của dầu thô và chế độ vận hành củaphân xưởng chưng cất chân không Điểm phân đoạn TBP có liên quan đến CCR, hàmlượng lưu huỳnh và hàm lượng kim loại Nó ảnh hưởng đến hiệu suất và chất lượngcác sản phẩm của phân xưởng cốc hóa Điểm phân đoạn TBP có liên quan đến CCR,

hàm lượng lưu huỳnh và hàm lượng kim loại Nó ảnh hưởng đến hiệu suất và chấtlượng các sản phẩm của phân xưởng cốc hóa.

+ Điều kiện vận hành:

- Nhiệt độ: Nhiệt độ cốc hóa (485÷5050C) có tác động trực tiếp đến hàm lượng cácchất dễ cháy trong cốc Ở nhiệt độ cao, phần lớn nguyên liệu sẽ bị bay hơi tại vùngtiếp liệu của thiết bị phản ứng và góp phần làm giảm tạo thành cốc ở áp suất và tỉ sốhồi lưu không đổi, hiệu suất thu cốc giảm khi tăng nhiệt độ Nhưng, ở nhiệt độ quácao, cốc tạo thành sẽ rất cứng và khó tách bằng cắt thủy lực Ở nhiệt độ quá thấp, cốctạo thành sẽ rất mền với hàm lượng chất dễ cháy cao

- Áp suất: ở nhiệt độ và tỷ số hồi lưu không đổi, khi áp suất tăng sẽ duy trì cáchydrocarbon ở pha lỏng trong thiết bị phản ứng và do đó sẽ làm tăng hiệu suất thu cốc

và khí Khi mục tiêu chính của phân xương cốc hóa là cải thiện độ chuyển hóa của nhàmáy lọc dầu thì cần giảm đến mức thấp nhất hiệu suất thu cốc và tăng tối đa hiệu suấtthu các sản phẩm trung gian Trong trường hợp này rõ ràng là phải vận hành quá trình

+ Sơ đồ công nghệ của quá trình: (hình 2.7)

Hình 2.7: Sơ đồ công nghệ cốc hóa trễ [20]

Nguyên liệu được gia nhiệt sơ bộ trước khi được đưa vào đáy của tháp phântách Nhiệt cung cấp cho tháp là dòng hơi từ đỉnh của thiết bị cốc hóa Đi từ trênxuống của tháp tách các sản phẩm lấy ra gồm có: Phần trên của đỉnh tháp được choqua thiết bị trao đổi nhiệt và thiết bị tách pha để lấy ra gas, coker naphtha, light gas oil,heavy gas oil Sản phẩm ở đáy của tháp phân tách được cho qua lò đốt để nâng nhiệt

độ lên 480÷4820C trước khi đi vào tháp tạo cốc

Tại tháp tạo cốc, hỗn hợp lỏng-hơi được phân tách hoàn toàn thành dòng hơiđỉnh tháp (trở lại tháp tách) và cốc lưu lại trong tháp Có hai tháp tạo cốc rộng, thẳngđứng Trong quá trình vận hành, một tháp sẽ được thực hiện quá trình cốc hóa còntháp kia ngăn không cho dòng đi vào và thực hiện quá trình tách loại cốc bằng hơi

nước ở áp suất cao Trong quá trình vận hành tách loại cốc, tháp tách loại bị cô lập, sửdụng hơi nước để loại bỏ cặn, làm lạnh đầy nước, mở và tháo cốc ở bước xử lý thứ hai.

* Thông số vận hành của quá trình cốc hóa trễ:

Bảng 2.4: Thông số vận hành của công nghệ khi sử dụng 2 dầu khác nhau.

Cặn dầu California Cặn dầu trung đôngnguyên

Kiện Áp suất tạo cốc,kg/cmNhiệt độ ra khỏi lò đốt2 4964.2 4872.1

Ngoài quy trình cốc hóa trễ truyền thống thì hiện nay Công ty Foste WheelerUSA đã cải tiến và thiết kế quy trình cốc hóa trễ SYDEC với năng suất và chất lượngsản phẩm cao hơn

Quy trình này cũng tương tự quy trình thiết bị cốc hóa truyền thống khác nhưng

nó cải tiến ở chỗ quy trình này sử dụng hai lò đốt và bốn tháp cốc hóa

Hình 2.8: Sơ đồ quy trình cốc hóa trễ SYDEC.

Tương tự công ty Conocophilips cũng đã cải tiến quy trình cốc hóa trễ với việc sử

dụng hai lò đốt và bốn tháp cốc hóa (hình 2.9)

Hinh 2.9: Công nghệ cốc trễ hóa của Conocophilips [17]

2.2.1.1.1.2 Công nghệ Fluid Coking [1, trang 15]

Công nghệ được hãng Exxon phát triển vào năm 1950

+ Đặc trưng và ứng dụng:

Công nghệ Fluid Coking là một công nghệ cracking nhiệt dùng để nâng cấplượng dầu thô còn sót lại có chứa dầu đốt, naphtha, khí và cốc Là một công nghệ đanăng với sự ứng dụng rộng cho nhiều loại nguyên liệu nặng như: Cặn chân không,polymer từ cracking xúc tác, asphalt, bitumen, cặn của visbreaking hay dầu nặng … Chỉ số CCR trong nguyên liệu nên lớn hơn 6%, chi phí cho công nghệ phụ thuộcnhiều các tạp chất có trong nguyên liệu

Cốc trong công nghệ có hai mục đích chính, cung cấp nhiệt cho quá trình và làmtâm hoạt động cho phản ứng Một lượng lớn sản phẩm lỏng đến từ quá trình cốc hóa

có thể làm nhiên liệu cho quá trình hydrotreating hoặc làm nguyên liệu có hàm lượnglưu huỳnh thấp hơn 0.3% khối lượng

Nhiệt sinh ra từ cốc có thể được dùng để sản xuất hơi nước

+ Sơ đồ quy trình công nghệ (hình 2.11):

Hình 2.11: Sơ đồ quy trình công nghệ Fluid Coking.

Quy trình công nghệ: Cũng giống như công nghệ Flexicoking nhưng công nghệFluid Coking đơn giản hơn nó chỉ là có thiết bị phản ứng cốc hóa tầng sôi không cóthiết bị khí hóa

Nguyên liệu và dầu cặn tuần hoàn từ thiết bị lọc (scrubber) được gia nhiệt ở bằngcách trao đổi nhiệt với dòng sản phẩm Sản phẩm thoát ra ở đỉnh được đưa đến tháptách để tách và lấy ra các sản phẩm Hỗn hợp còn lại phun vào thiết bị cốc hóa tầng sôi

từ trên xuống chịu sự tác dụng của hơi nước đi từ dưới lên Phản ứng cracking nhiệtxảy ra ở 510÷5400C để tạo ra cốc và sản phẩm hơi, nhiệt cung cấp cho phản ứng đượclấy từ cốc tuần hoàn qua lò đốt

Lượng lỏng được đưa đến tháp tách để tách các sản phẩm

Cốc sẽ được đưa qua thiết bị tái sinh để đốt cốc, để tránh trường hợp lượng cốctích tụ quá lớn thì các hạt cốc lớn sẽ được tách ra làm sản phẩm trong buồng làm lạnh,các hạt cốc nhỏ được làm sạch và trở về lò đốt

Bảng 2.6: Năng suất và thông số của công nghệ Fluid Coking.

Bản quyền cung cấp bởi: Exxon Resereach và Engineering Company.

2.2.1.1.1.3 Công nghệ cốc hóa tầng sôi (Flexicoking) [1, trang 13]

Công nghệ cốc hóa tầng sôi chuyển hóa các phân đoạn cặn nặng thành các phân đoạn nhẹ có giá trị cao hơn

Ưu điểm của công nghệ này:[13]

- Quá trình chuyển hóa nhiệt liên tục trong lớp tầng sôi kết hợp với khí hóa cốc đểsản xuất khí đốt sạch

- Cốc cung cấp nhiệt cho phản ứng cốc hóa và phản ứng khí hóa

- Linh hoạt: Có thể vận hành với nhiều loại nguyên liệu khác nhau, nhất là với cácloại nguyên liệu có hàm lượng kim loại, lưu huỳnh và cacbon conradson lớn

- Có khả năng cung cấp để vận hành với các loại phân đoạn cặn nặng trong nhà máylọc dầu để sản xuất khí đốt

- Độ tin cậy cao, hiệu suất làm việc trên 90%

- Chi phí đầu tư thấp

Các sản phẩm của quá trình:

- Phân đoạn khí: Được đưa đến phân xưởng tách khí để sản xuất các sản phẩm sau:Phân đoạn C1- C2, các hydrocacbon làm nguyên liệu cho phân xưởng akyl hóa,nguyên liệu hóa dầu, phân đoạn C4: Phối trộn xăng

- Các sản phẩm lỏng như: Naphtha đưa đi xử lý HDS rồi được sử dụng làm nguyênliệu hóa dầu, các phân đoạn GO nhẹ và nặng làm nguyên liệu cho FCC, hydrocracking

và hóa dầu

- Cốc tạo thành: Phần lớn bị khí hóa, chuyển hóa thành khí

+ Đặc trưng và ứng dụng của công nghệ:

- Là công nghệ kết hợp giữa công nghệ Fluid Coking và khí hóa cốc

- Nguyên liệu công nghệ, năng suất và chất lượng của sản phẩm lỏng giống với côngnghệ Fluid Coking

- Độ chuyển hóa thành các sản phẩm lỏng, khí là 99%, do đó hiệu suất thu cốc rấtthấp, có chứa nhiều lưu huỳnh và kim loại và có thể thu hồi chúng từ những quá trìnhthích hợp.

- Thiết bị khí hóa sử dụng khí có chứa nhiều hydro và CO và có thể sự dụng trongnhiều lĩnh vực như sản xuất hydro, amoniac, hoặc làm nhiên liệu cho lò đốt, nồi hơi

Quy trình công nghệ: ( hình 2.10)

Công nghệ Flexicoking gồm ba thiết bị chính đó là: Một thiết bị phản ứng(reactor), một lò đốt (heater) và một bộ khí hóa (gasifier) Trước tiên nguyên liệu đượclàm nóng sơ bộ ở thiết bị lọc (scrubber), lượng hơi được tách ra và được đưa đến thiết

bị tách, phần cặn được đến thiết bị phản ứng dạng tầng sôi thực hiện phản ứngcracking nhiệt ở nhiệt độ 5100C đến 5400C, tạo ra hơi và cốc

Nhiệt để làm nóng sơ bộ, hóa hơi nguyên liệu và cung cấp cho thiết bị phản ứngtầng sôi được cung cấp bởi dòng cốc nóng được lấy từ lò đốt

Lượng hơi và cốc tạo ra ở thiết bị phản ứng được đưa qua lò đốt Tại đây lượnghơi và cốc được tách ra Lượng hơi được tách ra ở đỉnh được cho qua cyclone một giaiđoạn để loại bỏ bớt các hạt cốc và sau đó qua một thiết bị lọc và sẽ tạo ra các sản phẩmkhác nhau

Hình 2.10: Sơ đồ quy trình công nghệ Flexicoking [11]

Dòng cốc được đưa qua lò đốt và nhiệt độ lò đốt là 6200C được lấy từ cốc và khícủa thiết bị khí hóa Dòng cốc tuần hoàn được đưa đến thiết bị khí hóa, ở nhiệt độ815÷9800C hỗn hợp gồm hơi nước và không khí phản ứng với nhau tạo ra các khí H2,

CO, N2, H2O và H2S Hỗn hợp khí và cốc được quay lại lò đốt để cung cấp nhiệt cho

lò Nhiệt ở thiết bị khí hóa được kiểm soát nhờ việc điều chỉnh tỉ lệ lượng không khí vìhơi nước đưa vào

Những đặc trưng của nguyên liệu và sản phẩm:

Bảng 2.5: Thông số đặc trưng nguyên liệu và năng suất sản phẩm Flexicoking

2.2.1.1.2 Công nghệ Visbreaking [1,trang 27]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Công nghệ Visbreaking là công nghệ cracking nhiệt tương đối ôn hòa, chủ yếudùng để làm giảm độ nhớt và điểm chảy của cặn Tiện lợi trong việc nâng cấp dầunặng, các thiết bị trong công nghệ có giá không cao

Trong công nghệ, do điều kiện công nghệ tương đối ôn hòa nên lượng sản phẩmnhẹ được tạo ra là ít

Công nghệ coil type cốc có thể được tháo ra từ trước ở các ống để tháo cốc do

đó không cần ngưng các thiết bị để tháo cốc Nhiệt dòng ra ở lò đốt cao hơn nhiệt ởsoaker nên tăng hiệu suất thu hồi sản phẩm gasoil

Trong công nghệ soaker type, lò gia nhiệt có thể được vận hành liên tục màkhông cần phải tháo cốc ra, nhưng lượng cốc lại phải được tháo ra định kỳ ở buồngcracking

+ Quy trình công nghệ

Sơ đồ công nghệ (hình 2.12, hình 2.13)

Công nghệ Visbreaking gồm 2 công nghệ là coil type, soaker type dùng để điềuchỉnh hai thông số khác nhau là nhiệt độ và thời gian lưu Với hai công nghệ nàyngười ta có thể đạt được độ chuyển hóa mong muốn thì điểu khiển sao cho nhiệt độcao và thời gian lưu ngắn hoặc nhiệt độ thấp thời gian lưu dài

Hình 2.12: Sơ đồ quy trình công nghệ Visbreaking loại coil type.

Hình 2.13: Sơ đồ công nghệ Visbreaking loại soaker type.

Công nghệ coil type dùng để điều chỉnh nhiệt độ, nguyên liệu được bơm vào lòđốt để nâng nhiệt độ lên 4800C, tại đây phản ứng cracking nhiệt xảy ra, sản phẩm ra

khỏi lò đốt được làm nguội để tránh nhiệt cracking tăng lên quá mức, sau đó sản phẩmđược đưa qua tháp phân tách để tách các sản phẩm như gas, gasoil, gas oil, cặn.

Gasoil có thể được trộn với cặn để làm giảm độ nhớt cũng có thể dùng làm nguyênliệu cho quá trình FCC

Công nghệ soaker type dùng để điều chỉnh thời gian lưu Ở công nghệ này nhiệt

độ phản ứng sẽ thấp, thời gian lưu sẽ tăng nhờ lắp thêm thiết bị soaker (phòng phảnứng) Tương tự như công nghệ coil type, dòng nguyên liệu được đưa qua lò gia nhiệt

để nâng nhiệt độ lên nhưng nhiệt độ lúc này chỉ là 4500C và được đưa đến phòng phảnứng để thực hiện phản ứng, sản phẩm đi ra có nhiệt độ 4300C và được đưa đến tháptách để tách các sản phẩm ra

So sánh hai công nghệ:

- Năng lượng tiêu thụ của soaker type ít hơn 30% so với coil type

- Chi phí dầu tư của soaker type thấp hơn 15 % so với loại coil

Bảng 2.7: Năng suất của sản phẩm trong công nghệ Visbreaking

Mẫu nguyện liệu Cặn chưng cất khí quyển Cặn chưng cất chân không

Nhà cung cấp bản quyền: SHELL / Lummus

2.2.1.1.3 Công nghệ ACR (Advanced Cracking Reactor Process) [1, trang 1]

Công nghệ được nghiên cứu năm 1973 và thành công năm 1979 tại nhà máy Union Carbide Corproration, Seadrift, Texas

Đặc trưng của công nghệ:

+ Hiệu suất tách ethylene cao

+ Nguyên liệu có tính linh hoạt

+ Nhiệt được thu hồi và tận dụng hiệu quả

+ Có hệ thống xử lý Acid

Sơ đồ công nghệ: (hình 2.14)

Hình 2.14: Sơ đồ quy trình công nghệ ACR.

Quy trình hoạt động:

Nguyên liệu được gia nhiệt ở lò đốt trước khi cho vào thiết bị phản ứng

Khí nhiên liệu được đó và trộn với hơi nước cung cấp nhiệt độ (20000C) khi bơmvào thiết bị phản ứng nguyên liệu được hóa hơi và trộn với dòng nhiên liệu mangnhiệt Tại thiết bị phản ứng thời gian phản ứng diễn ra khoảng từ 15÷30 giây Sảnphẩm đi ra tại thiết bị phản ứng có nhiệt độ khoảng 9000C sẽ được làm lạnh bởi thiết bịOzaki đưa nhiệt độ xuống còn 3500C rồi được đưa vào tháp phân tách

Lượng dầu ở làm mát được lấy ra ở đáy tháp phân tách và lượng nhiệt được thuhồi dùng để sản xuất hơi nước

Sản phẩm khí được tách ra ở tháp phân tách được đưa đến thiết bị phân đoạnxăng để tách thành xăng, khí đốt Sản phẩm khí tiếp tục được phân tách và làm sạchnhờ hệ thống nén khí và loại bỏ acide để có những phân đoạn khí khác nhau

Thông số làm việc của công nghệ:

Bảng 2.8: Một số thông số của nguyên liệu và sản phẩm của ACR

Tỷ trọng, d15

Nhiên liệu lỏng nặng 287

Nhà cung cấp bản quyền:

- Union Carbide Corproration

- Kureha Chemical Industry Companny, Ltd

- Công nghệ này cho hiệu suất thu chất lỏng cao, với hàm lượng lưu huỳnh, kim loại,nitơ và cặn CCR trong cốc thấp

- Chi phí đầu tư và chi phí vận hành cho công nghệ thấp hơn chi phí đầu tư cho mỗicông nghệ riêng phần

+ Sơ đồ công nghệ: (hình 2.15)

- Nguyên liệu được gia nhiệt đến nhiệt độ thích hợp trước khi đưa vào thiết bị trích

ly 1 Tại thiết bị trích ly dòng dung môi đi từ dưới lên hòa tan các hydrocacbon giàuparaffin Trên đỉnh của thiết bị trích ly dòng đi ra là DAO được cho qua hệ thống thuhồi dung môi 2 Lượng dung môi thu hồi được cho qua trở lại thiết bị trích ly 1

- DAO sau khi qua hệ thống thu hồi được cho qua tháp phân đoạn 4 Dòng Asphalt được gia nhiệt sau đó cho qua lò tạo cốc 3 Sản phẩm khí đi ra từ lò tạo cốc được đưa đến tháp phân đoạn 4

- Ở đỉnh của tháp phân đoạn dòng dung môi và các hydrocacbon nhẹ được ngưng tụ vàthu hồi còn dòng dầu nặng được đưa đến stripper 5 để tách dung môi và hydrocacbonnhẹ đưa quay trở về tháp phân đoạn Sản phẩm đáy có stripper 5 được dùng để cấp

nhiệt cho thiết bị ổn định 6 Dòng sản phẩm đáy có thể được đưa quay trở về làmnguyên liệu ban đầu.

Hình 2.15: Sơ đồ công nghệ ASCOT.

+ Quy trình công nghệ:

1 Thiết bị trích ly 2 Hệ thống thu hồi dung môi

3 Lò tạo cốc 4 Tháp tách phân đoạn

5 Stripper 6 Thiết bị ổn định

+ Đặc tính của nguyên liệu và sản phẩm của công nghệ ASCOT

Bảng 2.9: Thông số đặc trưng nguyên liệu và sản phẩm công nghệ ASCOT

+ Bảng so sánh việc sử dụng 3 công nghệ LEDA,SYDEC, và ASCOT

Bảng 2.10: So sánh việc sử dụng 3 công nghệ LEDA,SYDEC, và ASCOT.

2.2.1.1.5 Công nghệ CHERRY (Comprehensive Heavy Ends Reforming Refinery

Petroleum Process) [1, trang 5]

+ Đặc trưng và ứng dụng của công nghệ:

- Công nghệ CHERRY là một công nghệ biến đổi cặn dầu thô hoặc cặn của phần cấthay cặn cracking

- Than đá được dùng để pha trộn với nguyên liệu nhằm làm giảm độ bám dính trên bềmặt thiết bị Sản phẩm (nhựa) của quá trình là hỗn hợp của cacbon trên than và asphaltngưng tụ làm nguyên liệu cho nhà máy luyện kim hay sản xuất khí tổng hợp SNG

bằng khí hóa hay methanation (hình 2.16)

Hình 2.16: Sơ đồ công nghệ CHERRY SNG.

Sơ đồ quy trình công nghệ CHERRY: (Hình 2.17)

Hình 2.17: Sơ đồ quy trình công nghệ CHERRY [4]

- Distillate của quá trình có hàm lượng olefine thấp hơn so với quá trình khác.Một số thông số của thiết bị phản ứng: (1)

- Nhiệt độ: 400 ÷ 4300C

- Áp suất: 10 ÷ 20 kg/cm2

- Thời gian lưu: 3÷ 5 giờ

Quy trình công nghệ: Nguyên liệu trộn với than đá được đưa qua lò đốt để gia nhiệttrước khi đưa đến thiết bị phản ứng Thiết bị phản ứng có điều kiện phản ứng như trên(1) được thực hiện phản ứng cracking, phản ứng diễn ra không có mặt của xúc tác vàkhông thêm hydro

Sản phẩm khí của thiết bị phản ứng được làm nguyên liệu cho thiết bị tách Phầncặn được đưa qua lần lượt các thiết bị Flash Drum và Vacuum Flasher để lấy ra hồnhợp gồm Asphalt ngưng tụ và cacbon tích tụ trên than

Sản phẩm khí từ các thiết bị Flash Drum và Vacuum Flasher được trộn với khí ởthiết bị phản ứng được đưa đến thiết bị tách

Hiệu suất sản phẩm và đặc trưng của công nghệ CHERRY:

Nguyên Liệu Naphtha Kerosene Khí thô Vacuum gas oil

Bảng 2.11: Hiệu suất sản phẩm và đặc trưng của công nghệ CHERRY

Cung cấp bản quyền: Osaka Gas Co.Ltd

2.2.1.1.6 Công nghệ ET-II [1, trang 9]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Công nghệ ET-II là công nghệ cracking nhiệt với các sản phẩm quan trọng như:Gasoile, kerosene, khí và nhựa dầu mỏ Khi so sánh với công nghệ Eureka thì côngnghệ ET-II có những cải tiến chính đó là:

- Chi phí đầu tư giảm

- Chi phí vận hành giảm, nhất là giảm lượng hơi ở thiết bị phản ứng

- Khi so sánh với các công nghệ cracking nhiệt khác (cốc hóa trễ, Fluid coking,Flexicoking) thì:

Tăng hiệu suất sản phẩm cracking

Sản phẩm cracking có hàm lượng aromatic thấp phù hợp để làm nguyên liệu choquá trình hydrocracking và quá trình FCC

Dầu hắc ín ở dạng nấu chảy có thể xử lý tiếp tục và giữ cho nhà máy sạch sẽ

- Dầu hắc ín có thể dùng làm nguyên liệu lỏng - rắn, nguyên liệu cho quá trình luyệnkim, nguyên liệu cho quá trình khí hóa

+ Chu trình công nghệ:

Sơ đồ công nghệ (hình 2.18)

Theo công nghệ thì nguyên liệu được gia nhiệt đến 3500C bởi passage chạy quathiết bị nung và nguyên liệu được dẫn vào đáy của tháp tách, được trộn lẫn với lượngdầu hồi lưu, tỉ số hồi lưu của nguyên liệu trong khoảng (% khối lượng) 0.1÷0.3

Hình 2.18: Sơ đồ quy trình công nghệ ET-II.

Nguyên liệu được trộn lẫn với dầu hồi lưu và được bơm đến thiết bị gia nhiệtbằng hơi nước để đưa nhiệt độ lên 490÷4950C trước khi đưa vào thiết bị phản ứng Dòng hơi ở thiết bị phản ứng và buồng làm nguội được đưa đến tháp tách để táchcác phân đoạn sản phẩm

Dòng lỏng ở thiết bị phản ứng được tháo ra và cho vào buồng làm nguội

sản phẩm ở đáy của thiết bị được đưa đến thiết bị PWS (Pitch Water Slurry) để sảnxuất hỗn hợp dầu hắc ín và nước.

Bảng 2.12: Các thông số đặc trưng nguyên liệu và năng suất sản phẩm của ET- II

Hàm lượng S, wt % 4.13 CLO (C3÷6000F), wt% 28.6Hàm lượng Nitơ, wt% 0.6 CHO (600÷10000F), wt% 32.3

n-heptane insolubles, wt% 10.0

Nhà Cung cấp bản quyền: Fujl Oil Co., Ltd và Chiyoda Corporation.

2.2.1.1.7 Công nghệ EUREKA [1, trang 11]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Công nghệ Eureka là quá trình cracking nhiệt với nguyên liệu là cặn nặng dùng

để sản xuất dầu và dầu hắc ín thơm

Phản ứng diễn ra ở áp suất thấp nhờ có hệ thống phun nước vào thiết bị phản ứng

và có thể giữ cho dầu hắc ín ở trạng thái đồng nhất, dầu hắc ín được tạo thành ở trạngthái nóng chảy và bền vững nên thuận lợi cho các quá trình sau và có thể dễ dàng làmsạch thiết bị

So với quá trình cốc hóa trễ thì hiệu suất sản phẩm cracking của công nghệ nàylớn hơn Sản phẩm của quá trình cracking được đưa đến quá trình hydrotreating đượcdùng làm nguyên liệu cho quá trình FCC, hydrocracking, nguyên liệu dùng để sản xuấtolefine và có thể dùng để pha trộn với dầu FO Dầu hắc ín làm nguyên liệu cho quátrình khí hóa và sản xuất cốc dùng trong luyện kim

+ Quy trình công nghệ:

Sơ đồ quy trình công nghệ (hình 2.19):

Hình 2.19: Sơ đồ quy trình công nghệ Eureka [4]

Các thiết bị trong công nghệ Eureka tương tự như công nghệ ET-II nhưng trongcông nghệ Eureka có sử dụng hai thiết bị phản ứng và một thiết bị super heater steam(SHS) cung cấp nhiệt cho thiết bị phản ứng.

Nguyên liệu thường được sử dụng là cặn của chưng cất chân không, được gianhiệt trước khi đưa vào đáy của tháp tách được trộn với hỗn hợp dầu của crackingnhiệt ở thiết bị phản ứng đưa đến để tách các phân đoạn sản phẩm

Nguyên liệu ở đáy của tháp tách được đưa đến lò đốt để gia nhiệt trước khi đưavào thiết bị phản ứng, tại đây xảy ra phản ứng cracking nhiệt và ngưng tụ

Hai thiết bị phản ứng hoạt động luân phiên nhau nhờ vào van chuyển tự động vàsau 2 giờ thì van lại hoạt động Hệ thống hai thiết bị phản ứng được cung cấp nhiệt bởiSHS, SHS vừa có tác dụng làm giảm áp suất riêng phần của các hydrocacbon trongthiết bị phản ứng, vừa có tác dụng làm tách hai pha lỏng hơi

Lượng hơi đi ra khỏi thiết bị phản ứng được đưa đến tháp tách để tách các sảnphẩm, còn lượng lỏng được đưa vào buồng ngưng tụ sau đó đưa đưa đến Pitch Flaker

Công nghệ này không có một giới hạn hàm lượng cụ thể nào về chất độc trong nguyênliệu cặn như : hàm lượng lưu huỳnh, nitơ, kim loại, CCR

Không sử dụng xúc tác trong hạt, với các lỗ hổng thì sử dụng ngưng tụ hạt, dòngcặn lỏng được phun vào ngay lập tức hấp thụ vào các lỗ hổng của hạt bởi ống maoquản Lượng dầu dư sẽ được hấp thụ bởi các hạt gần đó

Khi so sánh công nghệ cracking nhiệt thì năng suất và độ chọn lọc của phần cất ởgiữa cracking lớn nhất, năng suất của khí thấp hơn và năng suất của cốc là thấp nhất.Nguyên nhân gây ra lượng cốc dư đó là do kim loại trong hạt bị nén bởi hydro

+ Quy trình công nghệ

Sơ đồ quy trình công nghệ (hình 2.20)

Hình 2.20: Sơ đồ quy trình công nghệ FTC.

Dòng chất lỏng được trộn lẫn với lượng dầu hồi lưu từ tháp tách và đi vàocracking Hydro có chứa khí đến từ tháp tách được sử dụng để hóa lỏng ở thiết bị phảnứng Dòng sản phẩm từ cracking đến tháp tách sẽ được phân tách các sản phẩm dầunhẹ cracking, dầu nặng cracking và khí cracking

Các hạt và cốc lắng ở thiết bị cracking sẽ được đưa đến thiết bị khí hóa, cốc sẽđược xử lý và tạo thành CO, H2, CO2, H2S cùng hơi và khí Sau đó hỗn hợp khí nàyđược đưa đi để tách H2S

Nhà Cung cấp bản quyền: Fuji Oil Co., Ltd.

Fuji Standard Research Inc

2.2.1.1.9 Công nghệ HSC (The High Conversion Soaker Cracking) [1, trang 19]

Trong công nghệ, cracking nhiệt trong ống gia nhiệt là thấp và trong buồng

cracking là tương đối lớn Tại buồng cracking sử dụng đồng thời sự cracking nhiệt và

sự cất phần nhẹ ở ngay áp suất khí quyển

Sản phẩm của cracking nhiệt sau khi qua hydrotreating có thể sử dụng làmnguyên liệu cho quá trình FCC hay quá trình hydrocracking Cặn của công nghệ có thểlàm nhiên liệu cho nồi hơi, sản xuất nhựa đường, làm chất kết dính trong công nghiệpluyện kim

+ Quy trình công nghệ

Sơ đồ quy trình công nghệ: (hình 2.21)

Thiết bị phản ứng dạng buồng có các đĩa dạng mâm lỗ và hoạt động ở áp suất khíquyển Hơi nước được phun vào đỉnh, đáy thiết bị phản ứng, hơi nước có tác dụngphân tách lỏng hơi và hạn chế tạo cốc

Tại thiết bị phản ứng, dòng lỏng chảy từ trên xuống, dòng hơi sản phẩm chảy từdưới lên qua mâm lỗ tiếp xúc với dòng lỏng chảy từ trên xuống và đi lên đỉnh của thiết

bị phản ứng Sản phẩm ra khỏi đỉnh được đưa đến tháp tách để tách các sản phẩm khácnhau.

Hình 2.21: Sơ đồ quy trình công nghệ HSC [4]

Dòng hơi tại tháp tách được nén và làm ngọt làm khí nhiên liệu cho phản ứng.Dòng sản phẩm của thiết bị phản ứng một phần được lấy làm sản phẩm, một phầnđược hồi lưu lại thiết bị phản ứng

Bảng 2.14: Năng suất sản phẩm của công nghệ HSC

Nhà Cung cấp bản quyền: Toyo Engineering Corporation.

Mitsui Kozan Chemical Ltd

2.2.1.1.10 Công nghệ KK (Coke Fluidized Bed Cracking Proceess) [1, trang 21]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Công nghệ cracking đệm tạo tầng sôi là một công nghệ cracking nhiệt với cácsản phẩm olefin đến từ nguyên liệu dầu nặng và sử dụng các đệm tạo tầng sôi của hạtcốc trong việc xác lập riêng biệt một “ reactor ” và “heater”

Những đặc điểm quan trọng của công nghệ:

- Sự không nhạy cảm của thiết bị cracking tới cốc hóa

- Tính linh hoạt của nguyên liệu rất tốt

- Sự tương đồng trong kiểu mẫu và tỉ số định lượng của sản phẩm

- Sử dụng hợp lý sản phẩm phụ dầu hắc ín và cốc như là khí gia nhiệt

Công nghệ này cũng được gọi là công nghệ KK từ khi ý tưởng tiến bộ về côngnghệ được đưa ra bởi Professors Taiseki Kunugi và Daizo Kunii của Faculty ofEngineering, Tokyo, University

+ Quy trình công nghệ

Sơ đồ công nghệ (hình 2.22)

Hình 2.22: Sơ đồ quy trình công nghệ KK.

Hình 2.23: Ảnh hưởng của nhiệt độ cracking đến năng suất sản phẩm.

Sau khi đã gia nhiệt sơ bộ, nguyên liệu được đưa vào đệm tạo tầng sôi của thiết

bị phản ứng cùng với hơi, hỗn hợp này tiếp xúc với các hạt cốc nóng và sẽ đượccracking nhiệt

Nhiệt độ cracking thường ở 700÷800 0C và có thể cho những năng suất khácnhau Các hạt cốc được làm lạnh nhờ sự mạng nhiệt của dòng sản phẩm hồi lưu đếnthiết bị gia nhiệt, thiết bị gia nhiệt được cấp nhiệt bởi lương khí nóng đến từ buồngcháy sử dụng khí đốt là hắc ín và cốc, và tuần hoàn đến thiết bị phản ứng

Các sản phẩm sau khi được tách ra gồm khí cracking có chứa olefin, gasoline,Phần cất ở giữa, dầu hắc ín…Sản phẩm khí sau khi xử lý acid sẽ được tách riêng biệtthành hydro và metan, ethylene, propylene, B-B fraction

Các hạt cốc sẽ được tách ra nhiều nhất khi đưa khí cracking đến cyclone vàquay trở lại thiết bị phản ứng Các hạt cốc nguyên chất sẽ được quay trở lại cyclone vàđược giữ lại tạo thành cặn cốc, lượng cặn này sẽ được quay trở lại thiết bị phản ứng

Nhà Cung cấp bản quyền: Agency of Industrial và Technology, MITI, Japan.

2.2.1.1.11 Công nghệ TERVAHL [1, trang 25]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Tervahl là hệ thống kỹ thuật giảm nhớt được phát triển bởi Asvahl Có hai côngnghệ: Công nghệ Tarvahl T sử dụng cracking nhiệt và Tarvahl H sử dụng thêm hydro.Trong công nghệ Tervahl T có thể đạt được một tỷ số giảm nhớt tại 500C giữa nguyênliệu và sản phẩm C5+ là 20÷30 tại những điều kiện khắc nghiệt nhất

Ở tại cùng một thời gian điểm chảy (điểm đông đặc) của sản phẩm C5+ giảm từ 3÷60CHình dưới sự so sánh hai công nghệ Tarvahl T và Tarvahl H ở cùng nguyên liệu, côngnghệ Tarvahl H ở 500C, chỉ số giảm độ nhớt khoảng 40÷60, ở cùng một điều kiện khắcnghiệt và điểm chảy Công nghệ Tarvahl T và H có sự tăng đáng kể năng suất củaphần cất khí quyển

Ưu điểm của công nghệ:

Công nghệ này có thể lắp đặt nhanh, và với một giá rẻ Dụng cụ tháp tách có sẵn

và có thể được tái sử dụng Bởi vì sự đơn giản nên cả hai công nghệ dễ dàng hoạt động

và giá của chúng lại thấp

+ Quy trình công nghệ

Sơ đồ công nghệ (hình 2.24, hình 2.25):

Hình 2.24: Sơ đồ quy trình công nghệ Tarvahl T.

Nguyên liệu được trộn lẫn với dầu hồi lưu và được bơm đến thiết bị gia nhiệtbằng hơi nước để đưa nhiệt độ lên 490÷4950C trước khi đưa vào thiết bị phản ứng Dòng hơi ở thiết bị phản ứng và buồng làm nguội được đưa đến tháp tách để táchcác phân đoạn sản phẩm

Dòng lỏng ở thiết bị phản ứng được tháo ra và cho vào buồng làm nguội

sản phẩm ở đáy của thiết bị được đưa đến thiết bị PWS (Pitch Water Slurry) để sảnxuất hỗn hợp dầu hắc ín và nước

Hình 2.25: Sơ đồ quy trình công nghệ Tarvahl H.

Nguyên liệu được trộn lẫn với dầu hồi lưu và được bơm đến thiết bị gia nhiệtbằng hơi nước để đưa nhiệt độ lên 490÷4950C trước khi đưa vào thiết bị phản ứng Dòng hơi ở thiết bị phản ứng và buồng làm nguội được đưa đến tháp tách để táchcác phân đoạn sản phẩm

Dòng lỏng ở thiết bị phản ứng được tháo ra và cho vào buồng làm nguội

sản phẩm ở đáy của thiết bị được đưa đến thiết bị PWS (Pitch Water Slurry) để sảnxuất hỗn hợp dầu hắc ín và nước

- Công nghệ Tarvahl H:

Dòng nguyên liệu dầu và nhiều hydro được đốt nóng và sử dụng kỷ thuật thu hồinhiệt sau đó đốt ở lò đốt, và được giữ lại ở buồng cracking giống như trong công nghệTarvahl T

Khí và dầu trong buồng cracking chảy ra được trộn với lượng hydro hồi lưu vàđược tách ra ở dòng nóng của thiết bị tách, khi khí được làm lạnh được đưa qua thiết bịtách và được quay trở lại thiết bị gia nhiệt và buồng cracking

Lượng lỏng đến từ dòng nóng, lạnh của thiết bị tách sẽ được đưa đến thiết bị ổnđịnh khi khí xả và dầu thô tổng hợp được tách ra Khí có thể được sử dụng để đốt còndầu thô tổng hợp có thể được vận chuyển hoặc lưu trữ

Bảng 2.15: Các tính chất của dầu thô tổng hợp của 2 công nghệ trên.

0API Độ nhớt,cst(500) 5000C,wt%

Nhà cung cấp công nghệ: Institut Franςais Du Pétrole ( IFP)ais Du Pétrole ( IFP)

3.2.1.2 Công nghệ cracking xúc tác [14]

+ Mục đích: Phân hủy các phân đoạn nặng, với sự có mặt của chất xúc tác, nhằm thu

được xăng (mục đích chính), Gasoil, GPL

+ Điều kiện công nghệ của quá trình:

- Nhìn chung, các phản ứng xảy ra trong quá trình cracking xúc tác là phản ứng thunhiệt và tăng số phân tử Do đó, các phản ứng xảy ra thuận lợi ở điều kiện T cao và Pthấp

- Những điều kiện công nghệ của quá trình:

T = 470÷5500C

P= 1.5÷2.5 bar tương đối

Không có mặt của H2 trong môi trường phản ứng (H2 làm giảm nhanh hoạt tínhcủa chất xúc tác)

+ Các phản ứng xảy ra trong quá trình cracking xúc tác

- Các phản ứng nhiệt: Không thể tránh khỏi

Theo cơ chế chuỗi gốc

Là những phản ứng đồng thể, xảy ra ở pha khí

- Các phản ứng xảy ra dưới tác dụng của xúc tác

Là các phản ứng dị thể

Xảy ra với sự tham gia phản ứng của các ion carboni trung gian không bền

Các phản ứng chính xảy ra theo cơ chế này:

- Các phản ứng trong quá trình cracking xúc tác là các phản ứng dị thể, chủ yếu xảy

ra trên bề mặt chất xúc tác rắn dưới dạng bi, trụ bột, mịn…

- Chất xúc tác Zéolithe:

Chất xúc tác zéolithe thuộc loại chất xúc tác acide dạng rắn, hỗn hợp của hai cấu

tử chủ yếu là: Zéolithe và tác nhân acide động hoạt hóa trên một chất mang, hàmlượng zéolithe khoảng 10÷50% khối lượng Ngoài ra, còn có các chất phụ khác

Chất xúc tác này nằm dưới dạng bột mịn với những hạt nhỏ có kích thước trungbình từ 50÷60 μm với cỡ hạt từ 20÷100 μm

Gồm các cấu tử chủ yếu như sau: Zéolithe và chất mang

- Các biện pháp ngăn ngừa sự lão hóa của chất xúc tác

Giảm hàm lượng Na trong Zéolithe

Giảm tác dụng phá hủy cấu trúc mạng của acide V bằng cách cho vào các loạioxyde khác tạo hợp chất bền vững với V2O5 Các oxyde có hiệu quả nhất là các oxydekim loại kiềm thổ (MgO, CaO), oxyde đất hiếm Re2O3 và các oxyde hỗn hợp khácnhư: TiO2 và CaO, SrO và BaO

Trung hòa hoặc làm mất hoạt tính của Ni bằng cách thêm vào các hợp chất củachì hoặc bằng cách sử dụng chất mang

Công nghệ này có sử dụng xúc tác nên nguyên liệu sử dụng sẽ bị một số giới hạnnhất định, để công nghệ có ý nghĩa về mặt kinh tế thì nguyên liệu phải có hàm lượngcác tạp chất như lưu huỳnh, nitơ, kim loại… Nằm trong giới hạn nhất định, tránh hiệntượng làm ngộ độc xúc tác

Nguyên liệu thường được sử dụng là phần cặn của chưng cất chân không hay hỗnhợp của cặn chưng cất khí quyển và cặn chưng cất chân không Để tăng hiệu quả kinh

tế, nguyên liệu thường được xử lý sơ bộ tạp chất trước khi đưa vào cracking xúc tác

2.2.1.2.1 Công nghệ ART (Asphalt Residual Treating Process) [1, trang 29]

- Một lượng lớn lỏng hồi lưu có thể không có hydro thêm vào

- Sản phẩm cặn được ổn định và giảm đi một lượng độ nhớt đáng kể so với nguyênliệu ban đầu

- Light gas oil có chỉ số cetan cao hơn so với sản xuất từ quá trình cracking nhiệt hayquá trình FCC

- Phân đoạn nhiệt độ < 6500F hàm lượng hydro của nó cao hơn so với trong nguyênliệu

- Hơn 95% chất không tan trong heptane (asphalt), hơn 95% kim loại, từ 30÷50% lưuhuỳnh và từ 50÷80% nitơ được lấy ra

- Phân đoạn nhiệt độ 10500F gần như bị loại bỏ

- Các sản phẩm tạo ra có thể làm nguyên liệu cho các quá trình khác và không tạo cốc

và asphalt trong quá trình

+ Quy trình công nghệ:

Sơ đồ công nghệ (hình 2.26)

Hình 2.26: Sơ đồ quy trình công nghệ ART.

Công nghệ ART gồm có thiết bị tiếp xúc (contactor), thiết bị stripping, buồngđốt (combustor), thiết bị chứa ARTCAT (thùng hoãn xung) và bộ làm lạnh

Nguyên liệu và xúc tác ARTCAT được trộn với nhau nhờ khí thổi trong thiết bị tiếpxúc ở nhiệt độ và áp suất thích hợp để hóa hơi và phản ứng Xúc tác và hơi sau khi quathiết bị tiếp xúc được phân tách ở thiết bị tách, sau đó được đưa qua thiết bị stripping

để tách lượng hơi còn sót lại trong xúc tác

Lượng hơi vừa tách ra ở stripping và thiết bị tách được gộp lại và làm nguội đểtránh phân hủy sản phẩm Xúc tác sau khi được tách ra sẽ được đưa đến buồng đốt đểđốt cốc Buồng đốt gồm hai phần: Một phần để trộn xúc tác sau phản ứng, xúc tác đãtái sinh và không khí Tại đây cốc được đốt và được chuyển sang phầm thứ hai để đốtcháy hoàn toàn

Khí và xúc tác được chuyển đến thùng hoãn xung (surge vessel), tại đây khí và xúctác được đưa qua thiết bị tách venture và cyclon để tách Xúc tác được tách ở đáy và

được tận dụng nhiệt dư thừa để sản xuất hơi nước Xúc tác tuần hoàn theo hai dòng:Một dòng được đưa đến thiết bị phản ứng, một dòng được đưa đến buồng đốt để trộnvới xúc tác đã sử dụng và không khí.

Bảng 2.16: Tính chất nguyên liệu và năng suất của sản phẩm của ART

Nhà cung cấp bản quyền: Engelhard comporation

2.2.1.2.2 Công nghệ CMS – RFCC (Catalyst Magnetic Separation RFCC)

[1, trang 31]

+ Đặc trưng và ứng dụng

Công nghệ CMS-RFCC là một công nghệ Reid FCC trong việc sử dụng “kỷthuật tách xúc tác, kim loại cao sử dụng từ tính” (High Metal Catalyst MagneticSeparation Technology) Mức độ tiêu thụ xúc tác là thấp nhất và năng suất lỏng là lớnnhất

- High Metal Catalyst Magnetic Separation Technology là một kỷ thuật có chọn lọctrong việc kéo các hạt xúc tác với kim loại cô đặc ra khỏi nhau và được tái sinh bởi kỷthuật HGMS (High Gradient Magnetic Separation)

Các hạt xúc tác nhiễm bẩn cao được khử, các hạt xúc tác sạch còn lại sẽ đượchồi lưu trở lại công nghệ Trong công nghệ này thì khoảng 20%÷30% xúc tác sạchđược tận thu khi so sánh với thông thường một xúc tác ra khỏi hệ thống

- Thiết bị phản ứng (reactor)

Thời gian lưu và vận tốc của khí cracking trong thiết bị kích thích bay hơi

(riser) được tối ưu dựa trên dữ liệu làm việc của Nippo Oil Company’s resid FCC Khí cracking và xúc tác tại đầu ra của thiết bị kích thích bay hơi được thiết kế

để tách ngay lập tức chúng Đầu phun nguyên liệu được thiết kế để phun cặn dạng giọtnhỏ với số lượng nhiều Bởi vì ở những thiết bị này, năng suất cốc và năng suất khíkhô là tương đối nhỏ

- Hệ thống tái sinh nhiệt thải (Regenerator Heat Removal System)

Hệ thống tái sinh nhiệt thải là tập hợp của hệ thống ống xoắn dẫn hơi nóng (steamcoils) và hệ thống không quá nhiệt (desuperheaters)

+ Thuyết minh công nghệ: