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

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

LỜI MỞ ĐẦU

Trong những năm qua, ngành dầu khí đã có những đóng góp tích cực vào sựthúc đẩy tăng trưởng kinh tế không chỉ trên thế giới mà còn ở Việt Nam.Và ngàycàng khẳng định được vị thế là ngành kinh tế - kỹ thuật quan trọng trong tiếntrình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước ta

Trước đây, khi ngành công nghiệp chưa phát triển, nguồn năng lượng được

sử dụng phục vụ cho công nghiệp chủ yếu là than đá.Nhưng từ đầu thế kỷ 20,đặc biệt những năm gần đây, cùng với sự phát triển mạnh mẽ của khoa học – kỹthuật thì dầu mỏ trở thành nguồn nguyên liệu quan trọng, thiết yếu Do vậy,ngành công nghiệp dầu khí ngày càng phát triển mạnh mẽ và sản xuất ra nhiềusản phẩm từ dầu mỏ, không chỉ là nguyên liệu cho ngành công nghiệp hóa dầu

mà còn là nguồn nguyên liệu không thể thiếu cho các ngành công nghiệp hóahọc, công nghiệp mỹ phẩm, dệt may, phân bón, dược phẩm…

Hiệu quả sử dụng dầu mỏ phụ thuộc vào chất lượng của quá trình chế biến,quá trình kiểm tra chất lượng, trong đó các quá trình xúc tác, các quá trình sửdụng, tính toán công suất cho nhà máy lọc dầu, cách xác định giá trị dầu thô trênthị trường, việc xác định phân tích các chỉ tiêu của dầu và sản phẩm dầu là cầnthiết Việc kiểm tra chất lượng và đưa dầu mỏ qua các quá trình chế biến sẽ nângcao hiệu quả sử dụng dầu mỏ lên nhiều lần, và tiết kiệm được nguồn tài nguyênquý hiếm này

Dầu thô khi vừa khai thác ở mỏ lên, ngoài thành phần hydrocacbon, dầu cònchứa nhiều tạp chất, chúng lẫn trong dầu thô và phổ biến ở dạng nhũ tương nênkhó tách và sử dụng ở điều kiện bình thường Nếu không tách các hợp chất nàykèm với việc kiểm tra chất lượng, khi vận chuyển hay tồn chứa đặc biệt là khichưng cất chúng sẽ tạo cặn bùn và các hợp chất ăn mòn, phá hỏng thiết bị, làmgiảm công suất chế biến, ảnh hưởng đến chất lượng sản phẩm, sản phẩm bántrên thị trường sẽ không đảm bảo an toàn, sức khỏe, môi trường…

Vì thế việc xác định, đánh giá chất lượng để xử lý dầu thô trước khi đưa vàochế biến, và đánh giá sản phẩm dầu là quan trọng.

Sau quá trình thực tập tại Viện NCKH & TK dầu khí biển với sự hướng dẫntận tình của các anh, chị, em đã hiểu thêm về các chỉ tiêu đánh giá và phươngpháp xác định một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu để thựchiện bài báo cáo này Bài báo cáo bao gồm bốn chương:

Chương 1 Tổng quan về Viện NCKH & TK dầu khí biển

Chương 2 Giới thiệu về dầu thô

Chương 3 Một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu

Chương 4 Một số phương pháp xác định các chỉ tiêu đánh giá chất lượngdầu và sản phẩm dầu

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ VIỆN NCKH & TK DẦU KHÍ BIỂN 1.1 Vị trí địa lý

Viện NCKH & TK dầu khí biển địa chỉ: 105 Lê Lợi, Phường 6, Thành phốVũng Tàu, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu

Hình 1.1 Viện NCKH & TK dầu khí biển

1.2 Lịch sử hình thành, các giai đoạn hoạt động của Viện NCKH & TK

Tiền thân của viện NCKH và TK là Xưởng NCKH và TKTD, hình thànhnăm 1982 với biên chế nhỏ, gọn gồm chủ yếu các chuyên gia trong lĩnh vực địachất, địa vật lý Các công tác chính là khảo sát địa chấn thềm lục địa Nam ViệtNam, chủ yếu trong vùng trũng Cửu Long, nghiên cứu, phân tích, xử lý số liệuđịa chất và thiết kế, biện luận vị trí các giếng tìm kiếm thăm dò trên thềm lục địamiền Nam Việt Nam [1]

Thành công trong việc phát hiện cấu tạo Bạch Hổ, và sau đó là khoan cácgiếng tìm kiếm cho dòng dầu công nghiệp, cho thấy triển vọng phát triển mỏ và

sự cần thiết hình thành một đơn vị nghiên cứu và thiết kế đủ khả năng thực hiệncác dự án liên quan tới phát triển mỏ

Ngày 26 tháng 10 năm 1985, Viện chính thức được thành lập

Ba mươi năm xây dựng và phát triển của Viện gắn chặt với sự ra đời, trưởngthành và những thành tựu to lớn đã đạt được của XNLD Vietsovpetro với chức

năng đảm bảo cơ sở khoa học, tính khả thi và hiệu quả cho mọi hoạt động tìmkiếm, thăm dò và khai thác dầu khí của XNLD Vietsovpetro Có thể nói rằng 30năm qua, với những công trình đạt được, Viện NCKH&TK đã thực sự trở thànhmột trung tâm nghiên cứu khoa học và thiết kế mạnh, uy tín không những trongphạm vi ngành dầu khí Việt Nam, trong khu vực và trên thế giới, góp phần quantrọng, đắc lực cho nền kinh tế Quốc dân, cho khoa học Dầu khí thế giới.

Lịch sử phát triển của Viện NCKH & TK gắn liền với sự phát triển của xínghiệp và có thể chia ra làm các giai đoạn sau: 1985-1990, 1990-1996, 1996-

2000, 2000-2005 và 2005 đến nay

Giai đoạn 1985-1990−Hình thành Viện.

Viện được hình thành từ hai khối riêng biệt: khối khoa học và khối thiết kế

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào hoạt động năm 1986, khai thác dầu từ tầng sản phẩmMioxen dưới Tiếp theo, dầu trong móng granit của mỏ Bạch Hổ được phát hiện

và đối tượng đưa vào khai thác thử cuối năm 1988 Giai đoạn này Viện thựchiện các dự án thiết kế khai thác và xây dựng mỏ đầu tiên với sự trợ giúp hoặc

cố vấn của các Viện NCKH kinh nghiệm của LBCHXHCN Xô Viết, cụ thể làViện NCKH & TK dầu khí biển thành phố Okha, Xakhalin, Viện dầu Liên BangVNINEFPT

Tháng 7 năm 1989, tài liệu đầu tiên do Viện soạn thảo “Tính toán đánh giákinh tế kỹ thuật xây dựng vòm nam mỏ Bạch Hổ”

Năm 1990 “Thiết kế khai thác thử công nghiệp vỉa dầu móng vòm trung tâm

máy tính và phần mềm tính toán như mô phỏng quá trình khai thác, lập mô hìnhvỉa, mô hình địa chất, xử lý số liệu địa vật lý giếng khoan Viện tự thực hiện mộtloạt các thiết kế công nghệ có tính chiến lược trong phát triển khai thác ổn địnhcác mỏ của XNLD như “Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổthềm lục địa Nam Việt Nam” năm 1992, “Bổ sung Sơ đồ công nghệ khai thác vàxây dựng mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Nam Việt Nam” năm 1993.

Giai đoạn 1996-2000 – Biến đổi đột phá về chất của đội ngũ chuyên gia.

Các chuyên gia khoa học và thiết kế người Việt Nam trong Viện lớn mạnh

và đủ sức để đảm nhiệm các chức danh lãnh đạo và quản lý Năm 1996, Việntrưởng người Việt Nam được bổ nhiệm, đánh dấu sự lớn mạnh của đội ngũchuyên gia Việt Nam Một loạt vị trí lãnh đạo phòng ban chuyển giao chochuyên gia Việt Nam Các chuyên gia Việt Nam dần đảm nhiệm các chức danhchánh đồ án, chủ nhiệm đề tài nghiên cứu khoa học

Giai đoạn 2000-2005 – Mở rộng phạm vi hoạt động.

Hoạt động sản xuất của Viện được mở rộng ra ngoài phạm vi XNLD, hướngvào các công tác dịch vụ Các chuyên gia của Viện tham gia ngày càng nhiềuvào các hoạt động tư vấn và thẩm định thầu trong cơ cấu của Tổng công ty Việntham gia đấu thầu các dự án như thiết kế đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch

Hổ, dự án đường ống PM3 –Cà Mau …

Giai đoạn từ 2005 đến nay – Phát triển bền vững, nâng cao uy tín và vị thế của Viện trong nước và trên trường quốc tế.

Hoạt động sản xuất của Viện được thực hiện với phương châm 8 chữ vàng:

“Kỷ cương, khoa học, chất lượng và uy tín”, là giai đoạn mà các sản phẩm củaViện đã được các công ty dầu khí trong nước, khu vực và trên thế giới đánh giácao Vai trò và uy tín, cũng như thương hiệu “Viện NCKH & TK dầu khí biển”

đã từng bước khẳng định trên trường quốc tế

1.3 Các thành tựu chính

– Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ;

– Sơ đồ tổng thể xây dựng và phát triển mỏ Rồng;

– Thiết kế tổng thể đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ;

– Luận chứng KT – KT “Hệ thống thu gom và vận chuyển khí Bạch Hổ – ThủĐức”;

– Báo cáo sơ đồ tổng thể khai thác và xây dựng mỏ Rồng giai đoạn 1998-2020; – Dự án đường ống dẫn khí PM3 – Cà Mau;

– Đánh giá các điều kiện kinh tế – kỹ thuật khu vực Rustamov của Liên BangNga Biện luận điều kiện kinh tế – địa chất tham gia phát triển lô 15-1, 103, 107,16-2, B1 và B2 của Mianma đối với XNLD;

– Đánh giá kinh tế – kỹ thuật nhằm công bố phát hiện công nghiệp mỏ Thiên Ưng– Mãng Cầu và kế hoạch phát triển lô 04-3 và các lô lân cận;

– Thiết kế khai thác sớm mỏ Thiên Ưng – Mãng Cầu;

– Chính xác hóa sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng khu vực Đông Nam mỏRồng;

– Đánh giá kinh tế kỹ thuật xây dựng gian BK-15 ở khu vực Đông Bắc mỏ BạchHổ;

– Cơ sở kinh tế kỹ thuật mua tàu khoan nửa nổi nửa chìm để thực hiện công việctại các lô triển vọng;

– Phân tích triển vọng của các giếng khai thác gaslift và các giải pháp khai thác tốiưu;

“Vietsovpetro” các giải pháp công nghệ – kỹ thuật, các hồ sơ thiết kế – dự toán

ở tất cả các giai đoạn xây dựng, cải hoán và sửa chữa các công trình của LD ViệtNga và thực hiện giám sát tác quyền trong quá trình xây dựng, sửa chữa côngtrình.

Với chức năng đó, Viện NCKH & TK dầu khí biển có các nhiệm vụ chínhsau đây [2]:

– Soạn thảo, giám sát triển khai và đề xuất các giải pháp đảm bảo thực thi hiệuquả nhất các văn liệu thiết kế tìm kiếm, thăm dò, khai thác và quy hoạch xâydựng công nghiệp các mỏ dầu khí

– Nghiên cứu cấu trúc địa chất, xác định sự tồn tại dầu khí, quy mô và các đặctrưng của chúng phục vụ công tác thiết kế khai thác và xây dựng mỏ

– Nghiên cứu ứng dụng công nghệ kỹ thuật tiên tiến trong công tác khoan khaithác, thu gom, vận chuyển và tàng trữ dầu khí trong điều kiện xa bờ

– Làm dịch vụ khoa học, thiết kế xây dựng mỏ

– Nghiên cứu ứng dụng kỹ thuật và công nghệ tiên tiến trong thiết kế kỹ thuậtcông nghệ và thiết kế thi công, dự toán xây dựng các công trình biển

1.5 Phòng thí nghiệm phân tích dầu và các sản phẩm dầu

Các thí nghiệm và phân tích

- Phân tích nhanh các mẫu dầu mỏ

- Phân tích toàn diện các mẫu dầu mỏ trong điều kiện thường:

+ Độ nhớt dầu thô và sản phẩm dầu các loại;

+ Hàm lượng parafin, nhựa, asphanten;

+ Hàm lượng nước, muối, lưu huỳnh, tro, cốc, tạp chất cơ học;

+ Nhiệt độ nóng chảy parafin;

+ Tỷ trọng, trọng lượng phân tử;

+ Chưng cất dầu và các sản phẩm dầu;

+ Điểm chớp cháy cốc hở, cốc kín và nhiệt độ đông đặc;

+ Chỉ số axit, chỉ số kiềm tổng;

+ Hàm lượng vi nguyên tố

- Phân tích đánh giá thành phần các chất lắng trong tàu dầu, bồn, bể chứa,đường ống;

- Phân tích chất lượng các loại dầu nhờn, dầu thủy lực;

- Các phân tích và hỗ trợ công nghệ khác cho khai thác và vận chuyểndầu

Chương 2 GIỚI THIỆU VỀ DẦU THÔ 2.1 Bản chất dầu thô

Dầu thô là một chất lỏng sánh đặc màu nâu hoặc ngả lục Dầu thô tồn tạitrong các lớp đất đá tại một số nơi trong vỏ Trái Đất Dầu thô là một hỗn hợphóa chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là những hợp chất củahydrocacbon, thuộc gốc alkane, thành phần rất đa dạng

Các nguyên tố cơ bản tham gia trong thành phần dầu thô là cacbon (82–87%k.l), hydro (11–15% k.l), lưu huỳnh (0.1– 0.7% k.l), nitơ (dưới 2.2% k.l), và oxy(dưới 1.5% k.l) Trong dầu có chứa V, Ni, Fe, Ca, Na, K, Cu, Cl, I, P, Si, As …Các tạp chất này tồn tại dưới dạng hợp chất lưu huỳnh, nitơ, hợp chất chứa oxy,hợp chất cơ kim Như vậy, về thành phần dầu thô là hỗn hợp các hợp chất hữu

cơ rất phức tạp, với các chất lỏng chiếm ưu thế, trong đó các hợp chất hữu cơrắn hòa tan (hoặc ở trạng thái keo) và các khí hydrocacbon (khí đồng hành) [3]

2.2 Thành phần dầu thô

2.2.1 Thành phần nhóm hydrocacbon của dầu thô

Các hydrocacbon, là thành phần chính của dầu thô, là hợp chất hữu cơ, chỉgồm hydro và cacbon (loại trừ olefin) đều có mặt trong dầu mỏ Trong thànhphần của dầu thô chứa các hydrocacbon bốn nhóm sau: parafin, naphten, aromat

và hỗn hợp naphten-aromat Hàm lượng tương đối của các hydrocacbon nàytrong các dầu thô khác nhau là khác nhau Nhóm hydrocacbon nào chiếm ưu thế

sẽ quyết định tính chất và phương hướng chế biến dầu Sau đây là những trìnhbày sơ lược về các loại hydrocacbon phổ biến nhất trong thành phần dầu

a. Hydrocacbon parafin (alkan)

Hydrocacbon parafin là loại hydrocacbon phổ biến nhất Các parafin thấp –metan, etan, propan, butan ở thể khí Các parafin từ pentan trở lên trong điềukiện thông thường ở thể lỏng Với cùng số nguyên tử cacbon trong phân tửhydrocacbon cấu trúc nhánh có tỷ trọng, nhiệt độ đông đặc và nhiệt độ sôi thấphơn parafin mạch thẳng Các isoparafin cho xăng chất lượng tốt hơn, trong khi

parafin mạch thẳng có tác dụng tiêu cực lên tính chất của nhiên liệu động cơ đốttrong Parafin mạch thẳng có giá trị không vượt quá giá trị xác định nào đó làthành phần tốt cho nhiên liệu phản lực, diesel và dầu nhờn.

Các parafin từ C17 trở lên ở điều kiện thường tồn tại ở thể rắn có nhiệt độnóng chảy tăng khi phân tử lượng tăng Hydrocacbon rắn là thành phần củaparafin và serezin Parafin có cấu trúc tinh thể dạng phẳng hoặc dạng sợi, nhiệt

độ nóng chảy dao động từ 40 ÷ 700C, số nguyên tử cacbon trong khoảng từ 21 ÷

32, phân tử lượng từ 300 ÷ 450 Parafin rắn tồn tại chủ yếu trong phân đoạn dầubôi trơn có nhiệt độ sôi từ 350 ÷ 5000C

b Hydrocacbon naphten

Naphten là một trong số hydrocacbon phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ.Naphten thường ở dạng 5, 6 vòng (trong các phân đoạn nhẹ của dầu mỏ là dẫnxuất của cyclopentan và cyclohexan) Trong dầu thô chứa các hydrocacbonnaphten một, hai, ba và bốn vòng Sự phân bố của naphten trong các phân đoạnrất khác nhau Trong một số dầu hàm lượng naphten tăng khi phân đoạn nặngdần, trong các dầu khác hàm lượng của chúng lại không đổi hoặc giảm Naphten

là thành phần quan trọng của nhiên liệu động cơ và dầu nhờn Naphten được ứngdụng chính làm nguyên liệu để sản xuất hydrocacbon thơm: benzen, toluen,xylen [4]

c Hydrocacbon thơm

Hydrocacbon thường gặp là loại một vòng và đồng đẳng của chúng (benzen,toluen, xylen ) Chúng phân bố khác nhau trong các phân đoạn Về nguyên tắc,trong các dầu nặng hàm lượng của hydrocacbon thơm tăng mạnh khi nhiệt độsôi của phân đoạn tăng So với các hydrocacbon nhóm khác aromat có khả nănghòa tan cao đối với các chất hữu cơ, nhưng hàm lượng của chúng trong một sốdung môi cần hạn chế vì lý do độc hại Ngày nay, hydrocacbon thơm được ứngdụng là thành phần của sản phẩm dầu, dung môi và sản xuất chất nổ và nguyênliệu cho tổng hợp hóa dầu

d Hỗn hợp naphten - thơm

Loại này rất phổ biến trong dầu, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôicao Cấu trúc của chúng rất gần với cấu trúc trong các vật liệu hữu cơ ban đầu vàtạo thành dầu, nên dầu càng có độ biến chất thấp sẽ càng có nhiều cáchydrocacbon loại này

2.2.2 Thành phần phi hydrocacbon trong dầu

Những hợp chất phi hidrocacbon thường gặp trong dầu là CO2, H2S, N2, Ar (trong khí thiên nhiên) và các hợp chất của lưu huỳnh, nitơ, oxy, các chất nhựa,asphanten và kim loại trong dầu mỏ

a Hợp chất lưu huỳnh

Lưu huỳnh thường có mặt trong tất cả các dầu thô Sự phân bố lưu huỳnhtrong các phân đoạn phụ thuộc vào bản chất của dầu thô và loại hợp chất lưuhuỳnh Thông thường, hàm lượng lưu huỳnh tăng từ phân đoạn nhiệt độ sôi thấpđến cao và đạt cực đại trong đoạn chưng cất chân không

Trong dầu thô có các loại hợp chất lưu huỳnh khác nhau Trong một số dầuchứa lưu huỳnh tự do, trong thời gian tồn trữ dài chúng lắng trong bồn chứadưới dạng cặn vô định hình Trong các trường hợp khác, lưu huỳnh tồn tại dướidạng hợp chất như hydrosunfua và hợp chất lưu huỳnh hữu cơ (mercaptan,sulfua, disunfua, thiophan)

Các hợp chất lưu huỳnh được chia thành 3 nhóm [3]:

– Nhóm thứ nhất gồm hydrosunfua và mercaptan, có tính axit và do đó có tính ănmòn cao nhất, theo hàm lượng dầu thô được chia thành 3 nhóm:

• Ít lưu huỳnh – dưới 0.5% k.l;

• Dầu lưu huỳnh – từ 0.5 đến 2% k.l;

• Dầu thô lưu huỳnh cao – trên 2% k.l

– Nhóm thứ hai gồm các sunfua và disunfua ít bền vững Ở nhiệt độ 130 ÷ 1600Cchúng bắt đầu phân hủy thành hydrosunfua và mercaptan

– Nhóm thứ ba bao gồm các hợp chất vòng ít bền vững như thiophen và thiophan

Các hợp chất lưu huỳnh làm giảm độ bền hóa học và khả năng gây cháyhoàn toàn của nhiên liệu động cơ và làm cho chúng có mùi hôi, gây ăn mònđộng cơ Trong xăng, ngoài các vấn đề trên chúng còn làm giảm tính chống kích

nổ và làm tăng lượng phụ gia

b Nitơ và hợp chất nitơ

Hàm lượng nitơ trong dầu dao động khoảng 0.03 ÷ 0.52% k.l Nitơ trong dầutồn tại dưới dạng hợp chất có tính kiềm, trung hòa hoặc axit Hàm lượng nitơtrong dầu tăng khi nhiệt độ sôi tăng Phần lớn nitơ (2/3 – 3/4) nằm trong cặnchưng cất Giữa hàm lượng nitơ, lưu huỳnh và nhựa trong dầu có mối quan hệ:trong các dầu nặng, nhựa chứa nhiều hợp chất nitơ và lưu huỳnh ;còn trong dầunhẹ, nhựa chứa ít nitơ

Hợp chất nitơ được ứng dụng làm chất sát trùng, chất ức chế ăn mòn, phụgia cho dầu bôi trơn và bitum, chất chống oxy hóa … Bên cạnh những tác dụngtích cực, những hợp chất của nitơ có những tính chất không mong muốn nhưlàm giảm hoạt độ xúc tác trong quá trình chế biến dầu, tạo nhựa và làm sẫm màusản phẩm

c Hợp chất chứa oxy

Trong các dầu thô chứa rất ít oxy dưới dạng hợp chất như axit naphten,phenol, nhựa asphanten Axit naphten là axit cacboni cấu trúc vòng, chủ yếu làdẫn xuất của hydrocacbon naphten vòng hai, ba, bốn axit béo Hàm lượng củaaxit naphten trong dầu không cao Trong các dầu giàu parafin và trong phânđoạn của nó hàm lượng axit naphten thấp nhất, trong khi các dầu nhựa cao – caonhất

– Axit naphten là chất lỏng ít bay hơi, đặc, tỷ trọng 0.96 − 1.0, có mùi rất hôi.Chúng không hòa tan trong nước nhưng tan trong sản phẩm dầu, benzene, rượu,ete Hàm lượng axit naphten trong dầu đặc trưng bằng trị số axit, số mg KOHdùng để trung hòa 1g chất trong dung dịch cồn – benzen với sự hiện diện củaphenolphtalein

– Nhựa - asphant là phần không thể thiếu của các loại dầu Chúng là phức của hợpchất đa vòng, dị vòng (vòng chứa S-N-O) và các hợp chất cơ kim, thành phầnchính hóa học của nhựa- asphant quyết định phương hướng chế biến dầu vàchọn quá trình công nghệ trong các nhà máy chế biến dầu Một trong những chỉ

số chính về chất lượng của sản phẩm dầu là hàm lượng nhựa - asphant Hàmlượng nhựa - asphant trong dầu nhẹ thường không vượt quá 4 ÷ 5% k.l, trongdầu nặng là 20% k.l hoặc cao hơn

– Các chất nhựa - asphant được chia thành 4 nhóm:

• Nhựa trung hòa

Từ đó mới xác định được giá trên thị trường và hiệu quả thu được các sản phẩmkhi chế biến

2.3.1 Phân loại dầu mỏ theo bản chất hóa học

Phân loại theo bản chất hóa học có nghĩa là dựa vào thành phần của các loạihydrocacbon có trong dầu Nếu trong dầu, họ hydrocacbon nào chiếm phần chủyếu thì dầu mỏ sẽ mang tên loại đó

Có nhiều phương pháp khác nhau để phân loại theo bản chất hóa học:

a. Phân loại theo Viện nghiên cứu chế biến dầu Groznii (Nga)

Theo cách phân loại của Groznii có 6 loại dầu khác nhau [3]:

- Parafin-Naphten - Parafin-aromatic

Bảng 2.1 Phân loại dầu thôtheo Groznii

Loại dầu

Hàm lượng hydrocacbontrong phân đoạn 250 − 3500C

Hàm lượng trong dầu

thô, %Parafin Naphten Aroma

t

Parafinrắn Asphanten

0÷8

−

23÷3238÷3961÷7636÷47

57÷58

−

12÷2516÷208÷1326÷33

20÷25

−

1.15÷101÷6Vết0.5÷1

0÷0.5

−

0÷60÷60÷60÷10

0÷20–

Trong dầu parafin phân đoạn xăng chứa không ít hơn 50% k.l parafin, phânđoạn dầu nhờn có hàm lượng parafin rắn có thể đạt tới 20% k.l (trung bình 10%k.l).Hàm lượng parafin rắn trong dầu loại này dao động trong khoảng 2÷10%,còn lượng naphten và nhựa trung hòa rất ít

Dầu parafin – naphten chứa lượng đáng kể naphten và lượng nhỏhydrocacbon thơm Parafin rắn trong loại dầu này tương tự như trong dầuparafin, asphanten và nhựa rất ít

Trong dầu naphten tất cả các phân đoạn đều có hàm lượng naphten cao, đạttới 60% k.l và đôi khi cao hơn.Dầu naphten chứa lượng parafin rắn thấp vàlượng nhỏ nhựa trung hòa và asphanten

Dầu parafin – naphten – aromat có hàm lượng hydrocacbon các nhóm nàyxấp xỉ bằng nhau.Hàm lượng parafin rắn trong dầu loại này thấp hơn 1÷1.5% k.l,hàm lượng nhựa và asphanten khá cao

Dầu naphten – aromat hàm lượng naphten và hydrocacbon thơm tăng nhanhkhi phân đoạn nặng dần lên Parafin chỉ có trong phân đoạn nhẹ lượng parafinrắn không quá 0.3% k.l.

Dầu aromat được đặc trưng là tất cả các phân đoạn có tỷ trọng cao và hàmlượng hydrocacbon thơm cao

b. Phân loại dầu theo công nghệ (GOST 912-66 của Liên Xô (cũ)) [3]

Sự phân loại dầu thô theo GOST 912-66 của Liên Xô (cũ) dựa vào hàmlượng lưu huỳnh trong dầu thô, sản phẩm dầu sáng, hiệu suất phân đoạn sôi đến

3500C, chỉ số độ nhớt của dầu nhờn gốc và hàm lượng parafin trong dầu thô

Bảng 2.2 Phân loại dầu thô theo GOST 912−66

Lớp Theo hàm lượng lưu huỳnh Dạng Hiệu

suất phân đoạn đến

350 0

C

Nhóm Hàm lượng

dầu nhờn gốc, %k.l

Phân nhóm

Chỉ

số độ nhớt của dầu nhờn gốc

Loại hình

Hàm lượng parafin trong dầu thô

%k.l Trong

dầu

thô

Trong xăng (T SC =2

00 0 C)

Trong nhiên liệu phản lực (120÷

240)

Trong nhiên liệu diesel (240÷

350 0 C)

So với dầu thô

So với mazut (T S >3 50)

c. Phân loại theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)Viện dầu mỏ Pháp (IFP) phân loại dầu thô dựa vào tỷ trọng (d420) của phânđoạn 250 ÷ 3500C của dầu trước và sau khi xử lý bằng axit sulfuric

Bảng 2.3 Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)

Loại dầu Tỷ trọng phân đoạn

Trước xử lý H2SO4 Sau khi xử lý H2SO4

0.800 ÷ 0.8080.818 ÷ 0.8280.847 ÷ 0.8630.813 ÷ 0.8410.844 ÷ 0.866

d. Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Hoa Kỳ

Ở Hoa Kỳ phân loại dầu thô dựa trên cơ sở kết hợp giữa tỷ trọng và

thành phần hóa học

Theo phân loại này dầu được chia thành hai phân đoạn:

– Phân đoạn I có nhiệt độ sôi trong khoảng 250 ÷ 2750C ở áp suất khí quyển.– Phân đoạn II sôi trong khoảng 275 ÷ 3000C ở áp suất dư 400 mmHg

Phương pháp phân đoạn này dầu được chia thành 7 loại:

• Parafin

• Parafin – trung gian

• Trung gian – parafin

• Trung gian

• Trung gian – naphten

• Naphten – trung gian

1- Parafin

2- Parafin − trung gian

3- Trung gian – parafin

4- Trung gian

5- Trung gian − naphten

6- Naphten − trung gian

7- Naphten

<0.8251

<0.82510.8256 ÷ 0.85970.8256 ÷ 0.85970.8256 ÷ 0.8597

>0.85020.8602

< 0.87620.9762 ÷ 0.9334

< 0.87620.9762 ÷ 0.9334

>0.93400.9762 ÷ 0.9334

>0.9340

e. Phân loại theo phương pháp Nelson, Watson và Murphy

Watson và Murphy đã đề xuất thừa số đặc trưng K được xác định theophương trình sau:

3 , 15,6 15.6

1, 216 T S tr b K

d

=Trong đó:

,

S tr b

T - nhiệt độ sôi trung bình mol, K

15,6 15.6

d - tỷ trọng tương đối ở 15.60C, với sai số không lớn có thể sửdụng d420 cho d15.615,6

Nhiệt độ sôi trung bình của hỗn hợp được tính theo công thức:

a. Theo tỷ trọng

Dầu thô được chia thành dầu nhẹ (d1515< 0.828), tương đối nặng (d1515= 0.828

÷ 0.884) và dầu nặng (d1515> 0.885) [3]

b. Theo chỉ số 0API

Chỉ số 0API có thể thay thế cho tỷ trọng dầu trong phân loại dầu thô Quan

hệ giữa chỉ số 0API và d1515 như sau:

0

15 15

c. Theo chỉ số tương quan

Smith đưa ra chỉ số tương quan để phân loại dầu thô Chỉ số tương quanđược xác định theo phương trình sau:

15,6 15,6

2.4 Vai trò của dầu mỏ

Dầu mỏ được xem là “vàng đen”, đóng vai trò quan trọng trong đời sốngkinh tế toàn cầu Đây cùng là một trong những nguyên liệu quan trọng của đờisống hiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu cho tất cả các phươngtiện giao thông vận tải.Hơn nữa, dầu mỏ cũng được sản xuất trong công nghiệphóa dầu để sản xuất các chất dẻo và nhiều sản phẩm khác [5]

Dầu mỏ giữ vai trò quan trọng nhất so với các dạng năng lượng khác, chiếmđến 90% tổng tiêu thụ năng lượng toàn cầu

Dầu mỏ có ý nghĩa quan trọng trong thời kỳ đẩy mạnh công nghiệp hóa,hiện đại hóa không chỉ đơn thuần là vấn đề thu nhập kinh tế, trong những nămqua dầu mỏ đã góp phần đáng kể vào ngân sách Quốc gia, làm cân đối cán cânxuất nhập khẩu thương mại Quốc tế, góp phần tạo nên sự phát triển ổn địnhtrong những năm đổi mới.

Dầu mỏ giúp chuyển đổi chủ động trong việc thu hút vốn đầu tư trực tiếpnước ngoài, tiếp thu công nghệ hiện đại Dầu mỏ có thể chủ động đảm bảo cungcấp nhiên liệu cho các ngành kinh tế Quốc dân cung cấp nhiên liệu cho cácngành công nghiệp khác

Để xác định giá trị dầu thô trên thị trường, đồng thời định hướng cho cácquá trình sử dụng, chế biến, tính toán công suất thiết bị cho nhà máy lọc dầu,việc phân tích, xác định các chỉ tiêu của dầu thô rất quan trọng Sau đây là một

số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu và sản phẩm dầu:

3.1 Hàm lượng nước trong dầu thô

3.1.1 Khái quát

Trong dầu mỏ bao giờ cũng chứa một lượng nước nhất định, chúng tồn tại ởdạng nhũ tương Sự có mặt của nước trong dầu là do: Nước có từ khi hình thànhnên dầu khí do có sự lún chìm các vật liệu hữu cơ dưới đáy biển và trong quátrình khai thác dầu thường có kèm theo nước ngầm, gọi là nước giếng khoan.Hàm lượng nước trong dầu có thể lên đến 90%

Nước trong dầu thô chứa nhiều muối khoáng khác nhau và một số kim loạihòa tan Các cation thường gặp trong nước là Na+, Ca2+, Mg2+ và một lượng Fe2+

và K+ ít hơn Các anion thường gặp là Cl− và HCO3−, còn SO42– và SO32– vớihàm lượng thấp hơn Ngoài ra, còn một số oxyt không phân ly ở dạng keo như

Al2O3, Fe2O3, SiO2 [3]

3.1.2 Vai trò của việc xác định hàm lượng nước

Nước là chất có hại trong dầu và sản phẩm của dầu: gây khó khăn trong quátrình vận chuyển, gây ăn mòn thiết bị và đường ống dẫn dầu, làm giảm chấtlượng của dầu và các sản phẩm của dầu Vì thế, việc xác định hàm lượng nướctrong dầu có ý nghĩa trong việc đánh giá chất lượng dầu và các sản phẩm củadầu, vận chuyển, chế biến và mua bán dầu

Một trong số các phương pháp xác định nước trong dầu [6]:

– Phương pháp xác định nước trong dầu bằng chưng cất;

– Phương pháp xác định nước trong dầu bằng ly tâm

Muối trong dầu tồn tại ở dạng hòa tan trong nước hoặc không hòa tan trongnước, có tính chất khác nhau Natri clorua hầu như không thủy phân Canxiclorua trong điều kiện tương ứng có thể thủy phân đến 10% và tạo HCl Magieclorua thủy phân 90% và thủy phân diễn ra ở cả nhiệt độ thấp [3].

Trong các dầu, hàm lượng muối rất khác nhau, đồng thời trong cùng mộtdầu hàm lượng muối cũng có thể thay đổi trong thời gian khai thác

Muối có thể tồn tại ở dạng hòa tan trong nước vỉa, thành phần của nó thayđổi tùy thuộc vào vị trí mỏ dầu và chiều sâu giếng khoan

3.2.2 Vai trò của việc xác định hảm lượng muối trong dầu

Muối gây ăn mòn ống dẫn dầu, tích lũy lại trong các sản phẩm dầu làm giảmchất lượng của chúng Vì thế, việc xác định hàm lượng muối trong dầu có ýnghĩa quan trọng trong việc đánh giá chất lượng và phương pháp chế biến cácsản phẩm của dầu, mua bán và trao đổi dầu

Muối trong dầu thô có thể được xác định bằng phương pháp điện cực

3.3 Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu

3.3.2 Vai trò của việc xác định hàm lượng hàm lượng lưu huỳnh

Lưu huỳnh là chất gây nhiều tác hại: khi đốt cháy tạo SO2, SO3, gây độc hại

và ăn mòn đường ống thiết bị Khi đưa dầu thô đi chế biến, lưu huỳnh là nguyênnhân gây ngộ độc xúc tác, làm giảm hiệu suất và chất lượng sản phẩm Vì vậy,việc xác định hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô có ý nghĩa quan trọng trong

Hàm lượng lưu huỳnh có thể được xác định bằng phương pháp: Năng lượngphổ phát xạ, tia X− quang không khuếch tán.

3.4 Hàm lượng tro

3.4.1 Khái quát

Giá trị tro xỉ liên quan đến chất vô cơ trong dầu nhiên liệu Mức độ tro trongcác nhiên liệu chưng cất là không đáng kể Nhiên liệu dư có mức độ tro caohơn.Những muối này có thể là hợp chất của natri, vanađi, canxi, magiê, silic,sắt, nhôm, niken … Thông thường giá trị tro nằm trong khoảng 0.03 ÷ 0.07%[7]

3.4.2 Vai trò của việc xác định hàm lượng tro

Tro dư trong nhiên liệu lỏng có thể gây ra cặn bám trên thiết bị đốt Tro gâynên hiệu ứng ăn mòn ở các đầu đốt, gây hư hỏng các vật liệu chịu lửa ở nhiệt độcao và tắc nghẽn thiết bị Xác định hàm lượng tro để đánh giá chất lượng củasản phẩm dầu, và phương pháp chế biến

3.5 Hàm lượng cốc conradson (cặn cacbon, độ cốc hóa)

3.5.1 Khái quát

Độ cốc hóa conradson là đại lượng đặc trưng cho khả năng tạo cốc của phầncặn dầu mỏ, đại lượng này càng cao thì hiệu suất cốc thu được càng cao Mặtkhác, hàm lượng cốc conradson cao còn có nghĩa là hàm lượng nhựa vàasphanten trong dầu mỏ sẽ cao, và có thể sử dụng cặn dầu mỏ loại này để sảnxuất bitum nhựa đường với hiệu suất và chất lượng tốt [4]

3.5.2 Vai trò của việc xác định hàm lượng cốc

Giá trị hàm lượng cốc của nhiên liệu đốt như là một phần cho biết xu hướngtạo kết tủa của nhiên liệu trong các bộ đốt dạng bình và dạng ống bọc.Tương tự,với điều kiện các nitrat không có (hoặc nếu có, miễn là sự thử nghiệm được thực

Hàm lượng cốc được xác định bằng cách cho bốc hơi sau đó nhiệt phân dầu.

Để đánh giá khả năng tạo cặn cacbon người ta dùng đại lượng “chiều caongọn lửa không khói” [3], đó là chiều cao tối đa của ngọn lửa không khói tínhbằng mm, khi đốt nhiên liệu trong đèn dầu tiêu chuẩn.Chiều cao ngọn lửa khôngkhói càng cao chứng tỏ nhiên liệu cháy càng hoàn toàn.Chiều cao càng thấp khảnăng tạo cặn cacbon càng lớn

3.6 Hàm lượng các chất nhựa và asphanten

3.6.1 Khái quát

Nhựa – asphanten là thành phần không thể thiếu của các loại dầu Chúng làphức của hợp chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa S, -N, -O) và hợp chất cơ kim.Dầu mỏ có nhiều nhựa và asphanten thì trong sản phẩm (nhất là điêzen, dầunhờn, cặn) càng có nhiều chất đó

3.6.2 Vai trò của việc xác định hàm lượng các chất nhựa và asphanten tron dầuNếu trong sản phẩm nhiên liệu có nhựa và asphanten thì khả năng cháy sẽkhông hoàn toàn, tạo cặn và tạo tàn, làm tắt vòi phun của động cơ.Nhựa thường

là những chất dễ bị oxy hóa, sẽ làm giảm tính ổn định của các sản phẩm dầumỏ

Dầu thô chứa nhiều nhựa và asphanten thì cặn gudron sẽ là nguyên liệu tốt

để sản xuất bitum, sản xuất cốc

3.7 Tỷ trọng

3.7.1 Khái quát

Tỷ trọng là tỷ số giữa trọng lượng riêng của dầu và sản phẩm dầu ở nhiệt độ

t2 so với nước ở nhiệt độ t1

3.7.2 Vai trò của việc xác định tỷ trọng

Dựa vào tỷ trọng có thể đánh giá sơ bộ dầu mỏ thuộc loại nặng hay nhẹ,mức độ biến chất cao hay thấp

parafinic hoặc trung gian napheteno – parafinic.

Dầu càng nặng thì chứa càng nhiều chất dị nguyên tố, các chất nhựa vàasphanten, không thuận lợi để sản xuất các sản phẩm nhiên liệu và dầu nhờn,nhưng là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum, nhựa đường và cốc

Tỷ trọng có thể được xác định dựa vào phù kế, picnomet…

3.8.2 Vai trò của việc xác định nhiệt độ đông đặc

Xác định nhiệt độ đông đặc để xác định khả năng vận chuyển và khả năng

sử dụng của dầu thô và sản phẩm dầu

3.9 Thành phần chưng cất phân đoạn

3.9.1 Khái quát

Thành phần chưng cất dùng để biểu diễn phần trăm bay hơi theo nhiệt độ(hoặc nhiệt độ theo phần trăm thu được) khi tiến hành chưng cất mẫu trong thiết

bị chuẩn theo điều kiện xác định

Nhiệt độ sôi từ 10% đến 30% có ý nghĩa quyết định khả năng khởi động củađộng cơ.Khoảng nhiệt độ càng thấp, động cơ càng dễ khởi động khi máynguội.Tuy nhiên, nếu thấp quá dễ tạo nút hơi trong hệ thống cấp nhiên liệu, gâyhao tổn nhiên liệu.Nên nhiệt độ sôi 10% không nên vượt quá 700C

Nhiệt độ cất 50% có ý nghĩa quyết định khả năng tăng tốc của động cơ (khảnăng nhanh chóng đạt được tốc độ cần thiết khi mở van tiết lưu) và quá trình đốtnóng động cơ Nếu nhiệt độ cất 50% quá cao (ít hydrocacbon nhẹ) khi thay đổi

vòng quay của động cơ lên mức tối đa trong thời gian ngắn nhất Tuy vậy, nếuthấp quá dễ tạo nút hơi và gây thất thoát nhiên liệu (vì vậy không nên vượt quá

1400C)

Nhiệt độ cất 90% có ý nghĩa về mặt kinh tế.Nếu nhiệt độ cất 90% cao, xăngkhông bốc hơi hoàn toàn trong buồng đốt Xăng ở trạng thái lỏng theo xylanhlọt qua xecmăng đi vào cacte chứa dầu, làm loãng dầu nhờn, làm giảm khả năngbôi trơn và gây mài mòn động cơ Nhiệt độ sôi này không vượt quá 1900C.Nhiệt độ cất cuối đánh giá mức độ bay hơi hoàn toàn và làm giảm dầu nhờn.Nếu nhiệt độ sôi cuối cao thì dầu nhờn sẽ bị rửa trôi trên thành xylanh, mài mònpiston, vì thế nhiệt độ sôi cuối không nên quá 2050C

3.9.2 Vai trò của việc xác định thành phần cất phân đoạn

Dựa vào nhiệt độ sôi của các phân đoạn xác định được sản phẩm thu được

và đánh giá được thành phần hóa học của sản phẩm dầu, xác định được nhiệt độsôi đặc trưng của các sản phẩm dầu

3.10 Nhiệt độ chớp cháy

3.10.1 Khái quát

Nhiệt độ chớp cháy là nhiệt độ tại đó sản phẩm dầu được gia nhiệt trongđiều kiện tiêu chuẩn, sinh ra một lượng hơi, tạo thành với không khí xung quanhmột hỗn hợp nhiên liệu, sẽ chớp cháy khi đưa ngọn lửa đến gần rồi phụt tắt(trong 5s)

Nhiệt độ chớp cháy của sản phẩm dầu có quan hệ chặt chẽ với nhiệt độ sôi,nghĩa là với khả năng bay hơi.Theo nhiệt độ chớp cháy có thể biết khả năng tạohỗn hợp nổ của hơi sản phẩm dầu trong không khí

Có hai phương pháp xác định nhiệt độ chớp cháy: phương pháp cốc kín vàphương pháp cốc hở

lan truyền một cách nhanh chóng trên bề mặt mẫu Phương pháp cốc kínthường áp dụng đối với các sản phẩm dễ bay hơi như: xăng, kerosene vàhầu như cả diesel.

– Phương pháp cốc hở: nếu thiết bị đo cốc hở thì gọi là chớp cháy cốc hở.Phương pháp cốc hở áp dụng đối với các sản phẩm khó bay hơi

3.10.2 Vai trò của việc xác định nhiệt độ chớp cháy

Nhiệt độ chớp cháy phản ánh hàm lượng các hydrocacbon nhẹ có trong dầu,dầu càng có nhiều cấu tử nhẹ càng quan trọng trong việc tồn chứa và bảo quảnnhiên liệu.Cho biết tính nguy hiểm, nếu nhiệt độ chớp cháy của nhiên liệu thấpcàng gần với nhiệt độ môi trường thì càng phải thận trọng trong việc vậnchuyển, bảo quản.Phải có biện pháp phòng để giảm tối đa hiện tượng cháy nổ

–Độ nhớt động lực học (μ): là đại lượng đặc trưng cho trở lực do ma sátnội tại sinh ra giữa các phân tử khi chúng có sự chuyển động trượt lênnhau

–Độ nhớt động học (v): là tỷ số giữa độ nhớt động lực học và tỷ trọng của

nó (cùng nhiệt độ và áp suất)

– Độ nhớt tương đối (BY): là tỷ số giữa độ nhớt của chất lỏng đó trên độ nhớt củanước cất xác định trong cùng điều kiện nhiệt độ là 200C, (độ nhớt động học củanước cất ở nhiệt độ 200C là 1 cSt)

cao thì độ nhớt càng cao Độ nhớt cao nhất là ở cặn chưng cất dầu và nhựa−asphanten Trong các nhóm hydrocacbon, alkan có độ nhớt thấp nhất,cycloalkan cao nhất, aromatic chiếm vị trí trung gian.

Dầu càng nặng càng khó vận chuyển bằng đường ống.Đối với phân đoạndầu mỏ, chẳng hạn như điêzen, độ nhớt phải có giá trị đảm bảo cho quá trìnhbơm phun nhiên liệu trong động cơ được thuận tiện.Với dầu nhờn, độ nhớt gầnnhư là một chỉ tiêu quan trọng nhất nhằm đảm bảo cho quá trình bôi trơn đượctốt

3.11.2 Vai trò của việc xác định độ nhớt

Dựa vào độ nhớt của dầu và các sản phẩm của dầu có thể tính được các quátrình bơm và vận chuyển Rất nhiều sản phẩm dầu, và một số chất lỏng không cónguồn gốc dầu mỏ, được sử dụng như là chất bôi trơn, và vì thế việc vận hànhchính xác của thiết bị phụ thuộc nhiều vào độ nhớt thích hợp của chất lỏng đó.Thêm vào đó, việc xác định chính xác độ nhớt của rất nhiều nhiên liệu dầu mỏcũng quan trọng nhằm đánh giá điều kiện tồn trữ, bảo quản và sử dụng tối ưu

Do vậy, việc xác định chính xác chỉ tiêu độ nhớt là đặc biệt quan trọng trong cácyêu cầu phân loại sản phẩm

4.1 Phương pháp phân tích xác định hàm lượng nước trong dầu thô

−chưng cất (ASTM D95) [6]

4.1.1 Tóm tắt phương pháp

Mẫu lấy được đem đun nóng với dung môi không hòa tan nước, trong điềukiện có hồi lưu và nước trong mẫu được lôi cuốn ra Dung môi và nước đượcngưng tụ lại và phân ly liên tục trong ống thu, nước lắng xuống trong phần chia

độ của ống thu còn dung môi quay trở lại bình cất

4.1.2 Dụng cụ và thiết bị

Thiết bị như hình 4.1 gồm có bình cất bằng thủy tinh, sinh hàn, ống thu thủytinh có chia độ và bếp điện

Bình cất – 100 ml đáy tròn, bằng thủy tinh với khớp nối có độ côn 24/40.

Bình cất nối với ống thu nước có độ chia với một vạch chia 0.05 ml Ống thuđược nối với một sinh hàn dài 400 mm Một ống khô đổ đầy chất hút ẩm đượcđặt trên đỉnh sinh hàn để ngăn hơi ẩm của không khí xâm nhập

Bếp đun – Bếp được sử dụng ở đây sao cho phân phối nhiệt đồng đều tới

toàn bộ nửa dưới của bình nên có thể sử dụng bếp điện hay bếp gas Tốt nhất là

sử dụng loại bếp điện có áo bọc ngoài sẽ rất an toàn

Hình 4.1 Thiết bị chưng cất

rót 400 ml dung môi vào bình cất và phân tích Mẫu trắng sẽ được xác định hàmlượng nước chính xác đến 0.025 ml và dùng để hiệu chỉnh lượng nước trong ốngthu.

4.1.4 Cách lấy mẫu

Việc lấy mẫu thử được xem là bước quan trọng được quy định để thu đượcmột lượng chất đặc trưng nhất của mọi thùng chứa, bể chứa hoặc bất cứ một hệthống nào khác và được chứa vào đồ chứa mẫu để phân tích trong phòng thínghiệm

Lượng mẫu được lấy dựa trên hàm lượng nước dự đoán như đã chỉ rõ dướiđây:

Bảng 4.1 Lượng mẫu thử dựa trên hàm lượng nước

Thứ tự Hàm lượng nước dự đoán

(% thể tích hoặc khối lượng)

Lượng mẫu xấp xỉ(g hoặc ml)

từ vào ống đong để tránh tạo bọt khí và điều chỉnh mức chất lỏng một cách từ từđến vạch chia thích hợp Rót cẩn thận mẫu đã đong vào bình cất, rửa ống đong