Tìm hiểu hệ thống bồn bể chứa dầu thô của nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất

Lời nói đầu Bước vào thế kỉ 21,Việt Nam đang dần khẳng định vị thế của mình trong khu vực Đông Nam Á và trên thế giới . Nước ta đã đạt được nhiều thành tựu trên các mặt : kinh tế, chính trị, văn hóa, giáo dục, khoa học kĩ thuật…Trong đó phải kể đến những thành tích và sự đóng góp to lớn của ngành dầu khí vào công cuộc phát triển kinh tế, xã hội, xây dựng và bảo vệ Tổ quốc . Dầu khí là tiền đề và là nguồn năng lượng, nguyên liệu chủ yếu và quan trọng để nước ta phát triển thêm nhiều ngành công nghiệp mới với công nghệ tiên tiến, hiện đại. Có thể nói, sau gần 50 năm xây dựng và phát triển, ngành dầu khí Việt Nam đã có những bước tiến vượt bậc, trở thành ngành công nghiệp quan trọng trong sự nghiệp cộng nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước, đưa nước ta vào danh sách các nước sản xuất dầu khí trên thế giới và đứng thứ ba ở Đông Nam Á về khai thác dầu thô. Kể từ năm 1986 - thời điểm tấn dầu thô đầu tiên được khai thác từ mỏ Bạch Hổ đến nay, hàng năm ngành dầu khí đã đóng góp khoảng 20% vào GDP và 30% vào tổng thu ngân sách của đất nước, kim ngạch xuất khẩu của Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam chiếm khoảng 20% tổng kim ngạch xuất khẩu của cả nước. Năm 2008, Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam ( PVN ) đã hoàn thành vượt mức kế hoạch được giao, cụ thể : doanh thu đạt 280,05 nghìn tỷ đồng, bẳng 149,6% kế hoạch năm, tăng 31,2% so với năm 2007 (lần đầu tiên đạt mức trên 250 nghìn tỷ đồng), chiếm trên 20% GDP cả nước. Nộp ngân sách Nhà nước đạt 121,80 nghìn tỷ đồng, bằng 181,4% kế hoạch năm 2008, tăng 41,7% so với năm 2007 (lần đầu tiên đạt mức trên 100 nghìn tỷ đồng), chiếm trên 31% tổng thu ngân sách Nhà nước. Kim ngạch xuất khẩu đạt 11,15 tỷ USD, bằng 146,7% kế hoạch năm 2008, tăng 26,7% so với năm 2007 (lần đầu tiên đạt mức trên 10 tỷ đồng), chiếm trên 18% tổng kim ngạch xuất khẩu cả nước . Trong công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí, PVN tiếp tục đẩy mạnh các hoạt động không chỉ trong nước mà còn vươn ra nước ngoài với việc phát hiện và đưa vào khai thác 1 số mỏ mới ( trong đó có 1 ở nước ngoài ) : Cá Ngừ Vàng, Phương Đông, Bunga Orkid, Sư tử vàng . Cùng với thăm dò và khai thác dầu khí, PVN rất chú trọng đến các hoạt động sau khai thác, như đảm bảo vận hành an toàn các đường ống dẫn khí, tăng cường sản xuất, chế biến và kinh doanh phân phối các sản phẩm dầu và hóa dầu. Ví dụ, hệ thống đường ống dẫn khí từ các mỏ ngoài khơi đã cung cấp 5,2 tỷ m3 khí khô, 50 nghìn tấn Condensate và 189 nghìn tấn LPG. Nhà máy Đạm Phú Mỹ thuộc PVN đã sản xuất trên nửa triệu tấn Urê, phục vụ đắc lực cho nông nghiệp nước nhà . Bên cạnh đó , các dự án xây dựng nhà máy lọc dầu , khu liên hợp lọc hóa dầu cũng đã và đang dần trở thành hiện thực với 2 dự án lớn là nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất ( Quảng Ngãi ) và khu liên hợp lọc hóa dầu Nghi Sơn ( Thanh Hóa ) . Ngày 22/2/2009, Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam tổ chức lễ đón nhận dòng dầu đầu tiên được sản xuất tại nhà máy lọc dầu Dung Quất . Đây là dòng sản phẩm xăng dầu thương mại đầu tiên, được sản xuất, chế biến từ nguồn dầu thô của nước ta, đây cũng là dòng sản phẩm xăng dầu đầu tiên được sản xuất, chế biến từ một nhà máy lọc dầu đầu tiên của Việt Nam, một nhà máy có công nghệ hiện đại do Việt Nam chúng ta tự đầu tư, quản lý, tiếp nhận và vận hành - Một bước khởi đầu quan trọng cho ngành lọc hóa dầu Việt Nam, dấu ấn một công trình trọng điểm quốc gia có ý nghĩa quan trọng về nhiều mặt cả về chính trị, kinh tế, xã hội, quốc phòng-an ninh trong tiến trình CNH-HĐH của nước ta, của tỉnh Quảng Ngãi, cả khu vực miền Trung. Đối với riêng cá nhân em , một sinh viên chuyên ngành Lọc hóa dầu của trường đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội , sự ra đời nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất không chỉ mở ra một cơ hội việc làm đúng chuyên môn mà đây còn là cơ hội để bản thân em có thể thu thập thêm những kiến thức thực tế bên cạnh những kiến thức đã được học trong năm năm qua về qui mô và hoạt động của một nhà máy lọc dầu . Vì vậy , được sự đồng ý của Ban chủ nhiệm Khoa Dầu khí trường đại học Mỏ - Địa Chất Hà Nội và bộ môn Lọc Hóa Dầu, em đã tìm hiểu, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án tốt nghiệp với đề tài “ Tìm hiểu hệ thống bồn bể chứa dầu thô của nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất “ . Là một sinh viên thực tập mặc dù rất cố gắng nhưng do nhận thức và kinh nghiệm còn nhiều hạn chế nên không thể tránh được những thiếu sót trong quá trình thực tập và làm đồ án . Vì vậy em rất mong nhận được sự chỉ bảo của các thầy cô , ý kiến đóng góp của các bạn trong lớp, những người đã luôn tận tình giúp đỡ em trong thời gian thực tập để đồ án của em hoàn thành tốt hơn . Qua đây em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến các thầy cô trường đại học Mỏ - Địa chất, các thầy cô trong bộ môn Lọc Hóa Dầu khoa Dầu khí, đặc biệt là giáo viên hướng dẫn – TS Nguyễn Thị Bình đã tận tình giúp đỡ em tiến hành thực hiện và thu thập số liệu cần thiết để em hoàn thành bản đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn ! Hà Nội , ngày tháng năm 2009 Sinh viên thực hiện Hoàng Quỳnh Nga Chương I : Tổng quan về dầu mỏ 1.1 Khái niệm về dầu mỏ Dầu mỏ là những hỗn hợp phức tạp có thành phần định tính định lượng rất khác nhau tùy theo nguồn gốc của nó. Dầu mỏ là hỗn hợp lỏng của các chất hữu cơ tích tụ thành các túi ( mỏ ) trong vỏ trái đất, giữa các lớp đất đá. Hợp phần chính của nó là hydro cacbon lỏng, trong đó có hòa tan, phân tán các hydro cacbon khí, hydro cacbon rắn và nhiều hợp chất dị nguyên tố. Các hợp chất dị nguyên tố có ảnh hưởng rất lớn đến tính chất cũng như các phương pháp xử lý, chế biến dầu mỏ. Ngoài ra trong dầu mỏ luôn có một lượng đáng kể nước khoáng hóa chủ yếu là Na+, Ca2+ , Cl-, SO42-, HCO3-… nước trong dầu mỏ chủ yếu ở dạng nhũ tương, bên cạnh đó còn có các tạp chất vô cơ khác, các tạp chất chủ yếu ở dạng huyền phù. Như vậy dầu mỏ là hỗn hợp rất phức tạp, chứa hàng nghìn hợp chất, nó vừa là nhũ tương vừa là huyền phù với môi trường phân tán lỏng hữu cơ lại còn vừa là dung dịch. 1.2 Nguồn gốc dầu mỏ Trong thực tế có hai trường phái lý thuyết trái ngược nhau về nguồn gốc của dầu mỏ. Lý thuyết được sự đồng tình của nhiều nhà khoa học cho rằng dầu mỏ đã được hình thành từ hàng triệu năm trước do cây cỏ, động vật tích tụ tạo thành. Lômônôxốp cách đây khoảng 250 năm trong một công trình khoa học công bố của mình cho rằng dầu mỏ có nguồn gốc hữu cơ, được hình thành rất chậm do những phần cơ thể của động thực vật tích tụ dưới sâu trong lòng đất, trong điều kiện áp suất và nhiệt độ rất cao.  Bên cạnh đó trường phái khác lại đưa ra lý thuyết dầu mỏ được hình thành không phải từ nguồn gốc hữu cơ mà do có sự kết hợp của các chất vô cơ ở rất sâu trong lòng đất trong điều kiện áp suất cực kỳ lớn. Các nhà khoa học của Ucraina và LB Nga trong những năm 50, 60 của thế kỷ XX đã tiến hành những nghiên cứu khá bài bản nhằm kiểm chứng tính đúng đắn của lý thuyết dầu mỏ có nguồn gốc vô cơ. Họ đã tiến hành khoan thăm dò ở vùng biển Caspi, vùng Đnhep-Đônhex. Những người ủng hộ lý thuyết dầu mỏ có nguồn gốc vô cơ cho rằng khó có khả năng tồn tại những khối tích tụ các phần cơ thể của động thực vật lớn đến mức hình thành được những mỏ dầu có trữ lượng khổng lồ như đã biết.  Không chỉ có các nhà khoa học ở Ucraina và LB Nga quan tâm nghiên cứu lý thuyết dầu mỏ có nguồn gốc vô cơ. Ở phương tây cũng có nhiều nhà khoa học quan tâm nghiên cứu vấn đề này. Nhà thiên văn học Thomas Gold, ĐH Cornell cho rằng trong quá trình hình thành của trái đất có một lượng lớn hydrô và cacbon bị chôn vùi dưới sâu trong lòng đất trong một số điều kiện đặc biệt tạo ra dầu mỏ và chui qua những tầng đất đá lên các tầng ở phía trên gần mặt đất hơn. Theo Thomas Gold thì những dấu vết có nguồn gốc hữu cơ tìm thấy trong dầu mỏ có thể do những vi khuẩn hoạt động tại vùng biên của những mỏ dầu trong quá trình trao đổi chất tạo ra. Theo ý kiến của Thomas Gold, cơ quan năng lượng của Thuỵ Điển đã tiến hành khoan thăm dò tìm dấu vết của dầu mỏ tại khu vực núi đá mà từ xa xưa đã từng bị các mảnh thiên thạch rơi làm nứt vỡ trên một diện tích rộng lớn. Đây là khu vực núi đá hoàn toàn không có dấu vết của sự tồn tại những khối tích tụ hữu cơ có nguồn gốc là phần cơ thể của động thực vật. Kết quả khoan thăm dò đã cho kết quả tốt và tìm ra dấu vết của dầu mỏ tuy nhiên với lượng nhỏ không thể dùng để khai thác công nghiệp. Các nhà bác học Ucraina và LB Nga lại tiến hành những thí nghiệm theo một hướng khác nhằm chứng minh cho việc ở những điều kiện đặc biệt có thể tạo ra được dầu mỏ bằng con đường nhân tạo. Nhóm nghiên cứu thuộc Viện Hàn lâm LB Nga phối hợp với hãng dầu mỏ Huston đã thử nghiệm tổng hợp dầu mỏ từ các dạng hợp chất cacbuahyđrô. Theo những kết quả công bố của nhóm này thì trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao có thể tạo ra được êtan và ốctan từ khí mêtan, như vậy cũng có khả năng tạo ra được dầu mỏ là hỗn hợp của những cacbuahydro bậc cao hơn với nhiệt độ và áp suất lớn hơn. Điều này cũng tương tự như có thể chế tạo được kim cương nhân tạo từ than chì - graphit ở điều kiện áp suất cực lớn. Theo lập luận của các nhà bác học Ucraina và LB Nga thì những hợp chất có nguồn gốc hữu cơ như đường chẳng hạn khi bị phân huỷ chỉ có thể tạo ra được các dạng đơn giản nhất của cacbuahydro như mêtan. Còn các hợp chất hữu cơ hình thành do tích tụ những phần cơ thể của động thực vật, đã bị ôxy hoá mạnh qua hàng triệu năm chắc chắn khi phân huỷ không thể tạo ra những cacbuahydro nhóm chức cao như trong thành phần của dầu mỏ. Do vậy có thể ở độ sâu khoảng 100km dưới lòng đất dầu mỏ đã được hình thành từ các hợp chất vô cơ, chúng di chuyển lên các lớp phía trên và tích tụ lại thành những mỏ dầu như hiện nay. Cuộc tranh luận giữa hai trường phái lý thuyết dầu mỏ có nguồn gốc hữu cơ hay vô cơ vẫn chưa đến hồi kết bởi mỗi lý thuyết đều có những chứng minh có lý tuy chưa hoàn toàn thuyết phục. Song nếu quả thực dầu mỏ có nguồn gốc vô cơ thì đây sẽ là tin mừng cho tất cả mọi người vì như vậy cũng có nghĩa là trữ lượng của dầu mỏ không chỉ còn khoảng 140 tỷ tấn như công bố. Mặc dù đây là một cuộc tranh luận khoa học song nó đã thu hút được sự quan tâm rất lớn của cả thế giới. 1.3 Phân loại dầu mỏ Dầu mỏ là hỗn hợp rất phức tạp, bao gồm nhiều chất khác nhau. Do đó việc phân loại dầu mỏ gặp rất nhiều khó khăn. Vì thành phần định tính, định lượng của dầu mỏ ít cho thấy tính hệ thống, tính quy luật. Không có cách phân loại nào là tổng quát, tiện lợi vượt trội, mọi cách phân loại đều dựa trên thành phần hóa học của dầu mỏ. Sau đây chúng ta xét một số cách phân loại phổ biến. 1.3.1 Phân loại theo tỷ trọng Một trong những biện pháp phổ biến nhất, hay được dùng nhất là phương pháp phân loại theo tỷ trọng. Theo cách phân loại này người ta chia dầu mỏ ra làm các loại thể hiện ở bảng sau : Bảng 1.1 : Phân loại dầu mỏ theo tỷ trọng của dầu thô Loại dầu  Tỷ trọng d415   Dầu rất nhẹ  <0,830   Dầu nhẹ vừa  0,831-0,850   Dầu hơi nặng  0,851-0,865   Dầu nặng  0,866-0,905   Dầu rất nặng  >0,905   1.3.2 Phân loại theo họ hợp chất hữu cơ Vì hợp phần chính của dầu mỏ là các hydro cacbon, theo phương pháp phân loại này người ta dựa vào sự chiếm ưu thế của một nhóm hydro cacbon nào đó, có thể chia thành 3 nhóm như bảng sau : Bảng 1.2 : Phân loại dầu mỏ theo họ hợp chất hữu cơ (%) Nhóm dầu Họ chất  Dầu parafin  Dầu naphten  Dầu asphaten   Parafin  >40  12  5   Naphten  48  >75  15   Aromatic  10  10  20   Asphaten  2  3  >60   Phương pháp theo viện dầu mỏ Grozny lại đưa vào hàm lượng parafin, aromatic, naphten trong phân đoạn 250-300oC và hàm lượng parafin rắn, asphaten trong dầu thô để chia thành 5 nhóm dầu được thể hiện ở bảng sau : Bảng 1.3 : Phân loại của viện dầu mỏ Grozny (Nga) Nhóm  Hàm lượng hydrocacbon (%) trong phân đoạn 250 ÷ 300o C  Hàm lượng (%) trong dầu thô    p  N  A  Parafin rắn  Asphaten   Dầu Parafin P  46-61  23-32  15-25  1,1-10  0-6   Dầu P-N  42-45  38-39  16-20  1-6  0-6   Dầu Naphten N  15-26  61-67  8-13  Rất ít  0-6   Dầu P-N-A  27-35  36-47  26-33  0,5-1  0-10   Dầu N-A  0-8  57-58  20-25  0-0.5  0-20   1.3.3 Phân loại theo hàm lượng lưu huỳnh Hàm lượng lưu huỳnh có ảnh hưởng rất lớn đến tính chất, thành phần của dầu mỏ, lưu huỳnh có trong dầu mỏ quyết định quy trình công nghệ chế biến. Do đó người ta dựa theo hàm lượng lưu huỳnh để phân loại. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu ít lưu huỳnh là 0-0,5%. Trong dầu lưu huỳnh trung bình là 0,5-1%.Trong dầu lưu huỳnh 1 ÷ 2% và trong dầu nhiều lưu huỳnh là >2%. 1.3.4 Một số cách phân loại khác 1.3.4.1 Phân loại theo hệ số đặc trưng (k) Nếu K = 10 : dầu Aromatic K =10,5 ÷ 11,45 : dầu Naphten K =11,5 ÷ 12,10 : dầu N-P K =12,15 ÷ 13 : dầu Parafin Trong đó K được xác định bằng công thức : K =  ( 1.1 ) T : Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính bằng độ Reomuya ( 1oR = 1,25oC) d : Tỷ trọng của dầu thô ở 60oF so với nước ở cùng nhiệt độ. 1.3.4.2 Phân loại dầu theo thể tích phân đoạn Theo phương pháp này người ta sử dụng lượng phân đoạn nhẹ có nhiệt độ sôi dưới 350oC. Dầu được chia thành nhóm : Dầu ít sáng có phân đoạn nhẹ nhỏ hơn 25% Dầu sáng trung bình có phân đoạn nhẹ 25-50% Dầu sáng 50-75% Dầu rất sáng >75% 1.4 Thành phần hóa học của dầu mỏ Theo thành phần nguyên tố của các chất hữu cơ có trong dầu mỏ thì cacbon chiếm 84-87% (% về khối lượng) hydro chiếm 11-14%, lưu huỳnh chiếm khoảng 3%, oxy chiếm 1% và nước chiếm 1%. Ngoài ra dầu mỏ còn chứa các hợp chất hữu cơ của nhiều nguyên tố khác như hợp chất hữu cơ của kim loại mà nhiều nhất là hợp chất của Niken, Vanadi, Sắt, Kẽm…lượng các kim loại đó thường không nhiều, chiếm khoảng 1 phần triệu ppm. Những tạp chất vô cơ có trong dầu mỏ không nhiều chỉ chiếm một lượng rất bé nhưng có tác động không nhỏ đến tính chất, chất lượng của dầu mỏ. Bằng nhiều phương pháp khoa học mà hầu hết là các phương pháp đã được tiêu chuẩn hóa, các nhà khoa học đã tìm ra được thành phần chủ yếu của dầu mỏ, cụ thể bao gồm các hợp chất sau : 1.4.1 Hydrocacbon : Hydro cacbon là hợp phần chính của dầu mỏ, chủ yếu là các hydro cacbon thuộc 3 họ: parafin, naphten, aromatic. Thành phần của các hydro cacbon có thể chiếm từ 60-90% khối lượng dầu thô. 1.4.1.1 Hydrocacbon họ Parafin Parafin được hiểu là các ankan mạch thẳng với công thức tổng quát CnH2n+2 bao gồm tất cả những ankan mạch thẳng có nhánh và không có nhánh…cho đến nay người ta phân lập và tìm thấy trên 600 parafin. Trong đó các ankan có số cacbon bé hầu như đã tìm thấy. Trong dầu Parafin là họ hydro cacbon có nhiều thứ 2, chỉ kém họ Naphten, nó thường chiếm 20-30% khối lượng dầu thô nếu không kể các hợp chất C4- còn nếu kể cả C4- thì có thể đạt đến bốn, năm chục phần trăm. Mặt khác trong các hợp chất hữu cơ họ Naphten, Aromatic thường mang nhóm ankyl, nên tính parafin trong dầu mỏ thường cao hơn nhiều. Trong thành phần hóa học của dầu mỏ, hydro cacbon họ parafin có nhiệt độ nóng chảy cao hơn so với các họ hydro cacbon khác vì vậy dầu mỏ có nhiều parafin có nhiệt độ nóng chảy cao, có thể đông đặc ở nhiệt độ thường. Đây là vấn đề quan trọng trong quá trình vận chuyển dầu bằng đường ống, sẽ rất khó khăn nếu như dầu có thể hóa rắn ở nhiệt độ thường… Sự phân bố cũng như hàm lượng của các hydro cacbon họ parafin và iso- parafin là tùy thuộc vào bản chất của dầu mỏ. 1.4.1.2 Hydro cacbon họ Naphten Các hợp chất hữu cơ chứa hydro cacbon họ Naphten chiếm nhiều nhất trong dầu mỏ. Naphten là các cyclo ankan dạng tồn tại chủ yếu là các dẫn xuất của Cyclopentan, Cycloheptan, loại vòng chứa nhiều nguyên tử cacbon hơn chiếm rất ít. Trong công nghiệp dầu khí loại Naphten một vòng chứa nhiều nhất trong dầu mỏ và được nghiên cứu kĩ nhất, loại Naphten một vòng chỉ có một nhóm thế dài, các nhóm thế còn lại thường ngắn, chủ yếu là nhóm metyl( CH3-) cho đến nay người ta đã phát hiện trên 80 Naphten từ C5 –C12. Ngoài ra còn có Naphten có hai nhánh liền kề, Naphten đa vòng ở dạng cầu và dạng ngưng tụ. Dưới đây ta xét một số loại Naphten có trong dầu mỏ: +> Loại một vòng :

+> Loại hai vòng :
+> Loại đa vòng ngưng tụ :
Lượng hydro cacbon họ naphten có trong dầu mỏ đánh giá được chất lượng của dầu mỏ đó, dầu mỏ chứa càng nhiều hydro cacbon họ Naphten thì chất lượng tốt hơn, dễ sử dụng để biến đổi thành sản phẩm có giá trị vì hydro cacbon họ naphten có phẩm chất cao nhất trong dầu mỏ. 1.4.1.3 Hydro cacbon họ Aromatic Trong các hydro cacbon có trong dầu mỏ thì hydro cacbon họ aromatic chiếm hàm lượng ít nhất, thường chỉ chiếm có 15%, tuy cũng có nơi trên thế giới có nhiều loại dầu chứa nhiều aromatic hơn như dầu Chusava (Nga) có tới 35% aromatic. Thực tế cho thấy trong dầu mỏ hydro cacbon họ aromatic thường được nghiên cứu kĩ hơn so với Hydro cacbon họ parafin và naphten bởi vì nhờ các hoạt tính hóa lý đặc thù, việc tách aromatic ra khỏi dầu mỏ dễ dàng hơn nhiều so với parafin và naphten. Hydro cacbon họ aromatic trong dầu mỏ có hàm lượng chủ yếu là loại aromatic đơn vòng, trong đó chất đồng phân mang nhiều nhánh thường có nhiều hơn. Loại aromatic đơn vòng có trong dầu mỏ như Toluen, Etylbenzen, Butylbenzen…Cùng với các aromatic đơn vòng đó, dầu mỏ luôn chứa các aromatic đa vòng với hàm lượng bé như phearntacen… Trong công nghiệp dầu khí hydro cacbon thơm đơn vòng là những cấu tử tốt cho nhiên liệu xăng, được sử dụng nhiều cho công nghiệp hóa dầu, làm cấu tử trong dầu bôi trơn. Vì chúng đồng thời có được chỉ số độ nhớt cao, nhiệt độ đông đặc thấp và những tính chất cần có của dầu bôi trơn. Hydro cacbon thơm đa vòng ngưng tụ là những cấu tử không mong muốn trong dầu mỏ, nó làm giảm phẩm chất dầu vì chúng dễ gây ngộ độc chất xúc tác, khi cháy cho nhiều muội than. 1.4.2 Các hợp chất dị nguyên tố Ngoài thành phần chính của dầu mỏ là các hydro cacbon thì trong dầu mỏ thường chứa các hợp chất dị nguyên tố. Hàm lượng của các hợp chất dị nguyên tố trong dầu mỏ là rất nhỏ, đáng kể nhất về mặt hàm lượng là hợp chất của lưu huỳnh, ni tơ, oxy trong đó lưu huỳnh là nguyên tố ảnh hưởng lớn đến phẩm chất của dầu mỏ. Như vậy trong dầu mỏ, hợp chất dị nguyên tố càng nhiều thì dầu mỏ càng xấu, càng khó chế biến. Vì vậy trước khi chế biến dầu mỏ người ta thường loại tối đa các hợp chất dị nguyên tố, đặc biệt là lưu huỳnh, ni tơ… 1.4.2.1 Hợp chất của lưu huỳnh Lưu huỳnh là dị nguyên tố quan trọng nhất, gây tác hại lớn trong dầu mỏ, mặc dù thành phần nguyên tố của lưu huỳnh chỉ vào khoảng 0,05-5%. Sự có mặt của lưu huỳnh trong dầu mỏ không được xử lý đến độ cho phép sẽ gây khó khăn trong công nghiệp dầu khí. Trong dầu mỏ hợp chất của lưu huỳnh tồn tại ở 3 nhóm bao gồm : +> Các mercaptan : là các hợp chất có nhóm SH liên kết trực tiếp với gốc hydro cacbon, chúng không bền nhiệt và dễ bị phân hủy ở nhiệt độ cao. Các chất mercaptan thường có mặt ở phần có nhiệt độ sôi thấp( ở phân đoạn xăng, với nhiệt độ sôi dưới 200oC) gốc hydro cacbon thường từ C1-C8. Một số mercaptan có mặt trong dầu mỏ : - C2H5SH, (C2H5)CH3SH; - C6H11SH +> Các hợp chất sunfua và disunfua Các hợp chất này thường có ở phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình và cao. Gốc hydro cacbon có thể là mạch thẳng, vòng no hoặc vòng thơm. Đặc biệt ở phần có nhiệt độ sôi cao thường thấy nhiều lưu huỳnh dạng disunfua; có thể là chất mercaptan bị phân hủy hoặc dễ dàng oxy hóa để tạo ra disunfua theo phản ứng sau : 2 RSH + ½ O2 R – S – S – R + H2O 1.4.2.2 Hợp chất của ni tơ : Các chất chứa ni tơ thường có rất ít trong dầu mỏ ( 0,01-1% trọng lượng), chúng nằm ở phần có nhiệt độ sôi cao; thường có 1, 2 hoặc 3 nguyên tử N. Những hợp chất có 1 nguyên tử ni tơ thường có tính bazo và là loại chính; còn các chất chứa từ 2 nguyên tử ni tơ trở lên thường rất ít. Cũng có loại chứa tới 4 nguyên tử ni tơ. Những chất này thường có xu hướng tạo phức với kim loại như V, Ni ( ở dạng porfirin).
1.4.2.3 Hợp chất chứa oxy Các chất chứa oxy trong dầu mỏ thường tồn tại dưới dạng axit, xeton, phenol, ete, este… trong đó các axit và phenol là quan trọng hơn cả, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao. Các axit thường có 1 chức và nhiều nhất ở phần nhiệt độ sôi trung bình, còn ở nhiệt độ cao hơn, hàm lượng axit giảm. Các phenol thường gặp :
1.4.2.4 Các chất nhựa, asphalten Các chất nhựa, asphalten có trong dầu mỏ là những hợp chất có cấu trúc rất phức tạp chứa đồng thời các nguyên tố C, H, O, S, N; có phân tử lượng rất lớn, rất kém tan hoặc không tan, tồn tại chủ yếu ở dạng huyền phù. Các chất nhựa và asphaten thường có nhiều ở phần nặng, nhất là trong cặn sau khi chưng cất, chúng đều làm xấu đi chất lượng của dầu mỏ. Sự có mặt của chúng trong nhiên liệu sẽ làm cho sản phẩm bị sẫm màu; khi cháy không hết tạo cặn, tạo tàn. Trong quá trình chế biến, chúng dễ gây ngộ độc xúc tác. Tuy nhiên, dầu mỏ nào chứa nhiều nhựa và asphaten sẽ là nguồn nguyên liệu tốt để sản xuất nhựa đường. Nhựa và asphaten ở các loại dầu mỏ khác nhau vẫn có thành phần nguyên tố gần giống nhau. Nhựa dễ chuyển thành asphaten khi bị oxy hóa, do đó có thể coi rằng, asphaten là sản phẩm chuyển hóa tiếp theo của nhựa. Vì vậy mà phân tử lượng của asphaten bao giờ cũng cao hơn của nhựa. 1.4.3 Các chất vô cơ Dầu mỏ trong lòng đất hay khi khai thác lên đều chứa rất nhiều nước. Dầu đó được đưa vào thiết bị tách 3 pha để tách sơ bộ nước, dầu và khí. Ngoài lượng nước đáng kể có trong dầu mỏ thì dầu mỏ còn chứa nhiều chất vô cơ khác có hàm lượng ít hơn nhiều. Những chất vô cơ tan một ít hoặc ở dạng phân tán cao. Các chất vô cơ có trong dầu mỏ gây tác hại rất lớn đối với quá trình chế biến dầu khí như : Sự thủy phân muối của kim loại yếu ở nhiệt độ cao, tạo ra những sản phẩm gây ăn mòn, khí H2S gây ăn mòn thiết bị và ô nhiễm môi trường. Vì vậy, việc loại tối đa các chất vô cơ trong dầu mỏ là việc làm đầu tiên trước khi đem dầu mỏ vào chế biến. 1.5 Một số tính chất hóa lý quan trọng của dầu mỏ 1.5.1 Áp suất hơi bão hòa Áp suất hơi bão hòa là áp suất hơi riêng phần lớn nhất tại đó có cân bằng lỏng-hơi, áp suất hơi bão hòa của hydro cacbon lỏng tăng nhanh theo sự tăng của nhiệt độ, giảm nhiều khi phân tử lượng tăng. Áp suất hơi bão hòa là một trong những chỉ tiêu quan trọng nhất của dầu mỏ cũng như các sản phẩm của nó. Biết áp suất hơi bão hòa có thể đánh giá sơ bộ chất lượng và thành phần của chất có trong dầu mỏ và các phân đoạn của nó để hoạch định quy trình công nghệ chế biến, để biết cách bảo quản và sử dụng một cách hiệu quả sản phẩm của nó. 1.5.2 Tỷ trọng Tỷ trọng là tỷ số giữa trọng lượng riêng của một vật ở một nhiệt độ nhất định và trọng lượng riêng của một vật khác được chọn là chuẩn, xác định ở cùng vị trí. Đối với các loại sản phẩm dầu lỏng đều lấy nước cất ở nhiệt độ 4oC và áp suất 760mmHg làm chuẩn. Tỷ trọng của dầu mỏ, hoặc một phân đoạn của dầu mỏ ở nhiệt độ t trên trọng lượng riêng của nước ở 4oC, ta có thể ghi dt4 biểu thị bằng g/cm3. Tỷ trọng và trọng lượng riêng quyết định các thông số trong quá trình chưng cất, tỷ trọng của dầu càng cao thì nhiệt độ chưng cất càng lớn. Dựa vào tỷ trọng có thể đánh giá sơ bộ dầu mỏ thuộc loại nặng hay nhẹ, mức độ biến chất thấp hay cao. Dầu thô càng nhẹ, hiệu suất và chất lượng các “sản phẩm trắng” thu được khi chưng cất càng cao; dầu càng chứa ít S, càng mang nhiều đặc tính parafin hoặc trung gian parafin – naphten. Dầu càng nặng thì chứa càng nhiều các chất dị nguyên tố, các chất nhựa và asphaten, không thuận lợi để sản xuất các sản phẩm nhiên liệu dầu nhờn, nhưng lại là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum nhựa đường và cốc. 1.5.3 Độ nhớt Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức cản trở giữa hai lớp chất lỏng khi chúng chuyển động trượt lên nhau. Dựa vào độ nhớt của dầu mỏ có thể tính toán được các quá trình bơm vận chuyển. Dầu có độ nhớt càng cao thì càng khó vận chuyển bằng đường ống. Với dầu nhờn, độ nhớt là một chỉ tiêu gần như quan trọng nhất nhằm đảm bảo cho quá trình bôi trơn được tốt. Sự thay đổi độ nhớt theo nhiệt độ phản ánh tính nhớt - nhiệt của một loại dầu. Độ nhớt phụ thuộc nhiều yếu tố như bản chất dầu mỏ, nồng độ, áp suất, vì thế các giá trị của độ nhớt thường không chính xác. 1.5.4 Nhiệt độ đông đặc Nhiệt độ đông đặc phản ánh tính linh động của dầu ở nhiệt độ thấp. Nếu nhiệt độ đông đặc của một loại dầu nào đó cao thì sẽ rất khó khăn cho quá trình vận chuyển, bơm rót, phải tiến hành các biện pháp để giảm nhẹ nhiệt độ đông đặc như: gia nhiệt, dùng phụ gia gây tốn kém về kinh tế. Điều này gây ảnh hưởng đến giá thành dầu thô. Có hai nguyên nhân dẫn đến tăng điểm đông đặc, đó là: dầu có độ nhớt lớn và dầu có nhiều n- paraffin rắn. Trong đó nguyên nhân thứ hai là chủ yếu. 1.5.5 Nhiệt độ chớp cháy Nhiệt độ chớp cháy là nhiệt độ tại đó, khi phân đoạn dầu mỏ được đốt nóng, hơi hydrocacbon sẽ thoát ra tạo với không khí xung quanh một hỗn hợp mà nếu đưa ngọn lửa đến gần chúng sẽ bùng cháy rồi phụt tắt như một tia chớp. Nhiệt độ chớp cháy có liên quan đến hàm lượng các sản phẩm nhẹ có trong phân đoạn. Dầu càng có nhiều cấu tử nhẹ, nhiệt độ chớp cháy càng thấp. Xác định nhiệt độ chớp cháy có ý nghĩa rất quan trọng trong việc tồn chứa và bảo quản nhiên liệu. Nếu nhiệt độ chớp cháy của nhiên liệu thấp, khi bảo quản trong bể chứa ngoài trời nắng nóng phải đề phòng có tia lửa điện ở gần để tránh cháy nổ. 1.6 Tiềm năng dầu mỏ ở Việt Nam Kể từ thời điểm tấn dầu thô đầu tiên được khai thác năm 1986 ,đến nay Việt Nam đã có sáu mỏ dầu đang khai thác: Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby, Đại Hùng, Bunga và Kekwa. Thêm nữa, một giếng dầu mới, Sư Tử Trắng, đã có kế hoạch khai thác vào năm 2008. Hầu hết việc thăm dò và các hoạt động sản xuất dầu mỏ thực hiện ngoài khơi tại Bể Cửu Long và Nam Côn Sơn. Tháng Mười năm 2004 Petro Việt Nam công bố phát hiện dầu mỏ đầu tiên ngoài khơi miền Bắc Việt Nam. Phát hiện này thuộc Mỏ Yên Tử ở phía đông Hải Phòng và trữ lượng ban đầu của mỏ dự đoán là 700-800 triệu thùng. Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Ma lay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây... đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ m3 dầu và từ 2.100 đến 2.800 tỷ m3 khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m3 khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang được khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m3. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 đến 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2010. Về dầu mỏ, Việt Nam có 600 triệu thùng trữ lượng dầu đã được phát hiện. Tuy nhiên, việc thăm dò ở Việt nam tiếp tục đem lại những phát hiện mới và trữ lượng có thể lên tới 4,5 tỷ thùng. Việt Nam là một trong số ít các quốc gia trên thế giới được thiên nhiên ban tặng tiềm năng về dầu mỏ. Xuất khẩu dầu mỏ đã mang về nguồn thu ngoại tệ quý giá cho công cuộc xây dựng, phát triển của đất nước. Nhưng Việt Nam vẫn phải nhập khẩu hoàn toàn các sản phẩm lọc dầu  phục vụ nhu cầu trong nước từ những nước có nền công nghiệp hoá dầu trong khu vực như: Singapo, Trung Quốc… Vì vậy Việt Nam cần thiết phải xây dựng các nhà máy lọc-hóa dầu để chủ động nhu cầu trong nước và xuất khẩu. Sự ra đời nhà máy lọc dầu Dung Quất và tương lai là tổ hợp lọc hóa dầu Nghi Sơn đã mở ra những triển vọng phát triển cho ngành công nghiệp dầu khí của đất nước. Chương II : Giới thiệu chung về nhà máy lọc dầu Dung Quất 2.1 Khái quát về khu kinh tế Dung Quất 2.1.1 Vị trí địa lý Dung Quất nằm trên địa bàn huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi; phía Tây Bắc giáp sân bay Chu Lai, phía Tây giáp quốc lộ 1A, phía Đông và Đông Bắc giáp Biển Đông. Phía Tây Nam giáp Thành phố Quảng Ngãi. - Cách Hà Nội : 880 km - Cách Tp Hồ Chí Minh : 870 km - Cách Tp Quy Nhơn: 185 km - Cách Tp Đà Nẵng: 100 km - Cách Tp Quảng Ngãi: 25-40 km - Cách sân bay Chu Lai: 13 km - Cách đường hàng hải nội địa: 30 km - Cách đường hàng hải quốc tế: 190 km - Cách các Trung tâm kinh tế lớn nhất của khu vực như: Hồng Kông, Singapore, BangKok khoảng 2000 km. - Toạ độ địa lý: 1080,47’ độ kinh Đông, 150,23’  độ vĩ Bắc. 2.1.2 Điều kiện tự nhiên 2.1.2.1 Địa hình - Khu kinh tế Dung Quất nằm trong vùng địa hình đồng bằng của tỉnh Quảng Ngãi, xem kẽ đồi núi thấp và có cả cồn cát ven biển. - Cao độ cao nhất: +20m. - Cao độ trung bình từ: 4 ÷ 10m. - Cao độ thấp nhất ven sông Trà Bồng và sông Cà Ninh (một nhánh của sông Trà Bồng) từ 0,1 ÷ + 3,0m. Địa hình có hướng dốc từ Tây sang Đông và từ Nam ra Bắc với độ dốc trung bình từ 0,4 ÷ 8%. 2.1.2.2 Khí hậu Tỉnh Quảng Ngãi nói chung và Khu kinh tế Dung Quất nói riêng nằm trong vùng khí hậu miền Trung Trung Bộ. Có 2 mùa:- Mùa đông: Ít lạnh, nhiệt độ trung bình mùa đông 190C, nhiệt độ cực tiểu tuyệt đối không xuống dưới 120C. - Mùa hè: Mùa hè điều kiện nhiệt độ cáo khá đồng đều, trên toàn vùng có 4 tháng nhiệt độ trung bình vượt quá 280C. 2.1.2.3 Nhiệt độ - Nhiệt độ cao nhất: 41,40C - Nhiệt độ trung bình năm: 21,7o C 2.1.2.4 Mưa - Mùa mưa bắt đầu từ tháng 8, kết thúc tháng 01 năm sau. Hai tháng mưa lớn nhất là tháng 9 và tháng 10 có lượng mưa vào cỡ 500 ÷ 600 mm/tháng. Hai tháng cuối mùa mưa lượng mưa ít hẳn chỉ khoảng 100 ÷ 150 mm/tháng. - Lượng mưa trung bình năm 2.195 mm. 2.1.2.5 Độ ẩm - Đây cũng là một trong những vùng có độ ẩm không khí cao.- Độ ẩm không khí trung bình năm 85%. - Độ ẩm tối đa cao trung bình 87 ÷ 90%. - Độ ẩm thấp tuyệt đối 34% 2.1.2.6 Các yếu tố khác - Nắng: Tỉnh Quảng Ngãi có số giờ nắng từ 1.800 ÷ 2000h/năm. - Gió: Tỉnh Quảng Ngãi có gió Tây khô nóng trong mùa hè, nhưng không khốc liệt như vùng đồng bằng Bắc Trung Bộ. Hiện tượng nắng nóng kéo dài nhiều ngày, kèm với gió Tây Nam mạnh cũng gây ra khô hạn trong vùng. Gió mùa Đông Bắc: Thường gây ra gió giật, các cơn lốc và thường gây ra mưa to, ẩm ướt, đồng thời nhiệt độ giảm mạnh.+ Vận tốc gió trung bình: 2,9m/s. + Vận tốc gió cực đại: 40m/s. + Gió chủ đạo: mùa Đông - gió Đông Bắc, mùa hè - gió Tây Nam, gió Tây. - Bão: Quảng Ngãi cũng như các tỉnh ven biển miền Trung hàng năm chịu ảnh hưởng của bão. Trung bình hàng năm có 01 cơn bão hoặc áp thấp nhiệt đới ảnh hưởng trực tiếp đến tỉnh Quảng Ngãi gây mưa to và gió rất mạnh từ cấp 6 trở lên. Ngoài ra cũng có những năm có đến 3-4 cơn bão thường gây ra mưa to và gió rất mạnh, có khi kèm theo hiện tượng nước biển dâng. 2.1.3 Mục tiêu phát triển chủ yếu của khu kinh tế Dung Quất Dung Quất được chính phủ Việt Nam quy hoạch là khu kinh tế tổng hợp, nơi tập trung nhiều nhà máy công nghiệp nặng quy mô lớn. Đây là điểm động lực trong chiến lược phát triển vùng kinh tế trọng điểm miền Trung và là khu kinh tế lớn thứ 3 của Việt Nam. Những ngành, lĩnh vực được tập trung đầu tư phát triển tại Dung Quất gồm: hoàn thành xây dựng và đưa Nhà máy lọc dầu Dung Quất vào hoạt động sản xuất năm 2009; đồng thời triển khai xây dựng một số nhà máy hóa dầu, hóa chất, hình thành cụm liên hợp lọc - hóa dầu, hóa chất; xây dựng một số nhà máy công nghiệp nặng có qui mô lớn, gắn với cảng biển nước sâu Dung Quất như nhà máy đóng và sửa chữa tàu biển giai đoạn 2, nhà máy luyện cán thép... 2.2 Nhà máy lọc dầu Dung Quất 2.2.1 Tầm quan trọng của việc xây dựng nhà máy lọc dầu Dung Quất Trong những năm qua thế giới đã chứng kiến những biến động lớn trong thị trường dầu mỏ và các sản phẩm lọc dầu. Bất ổn tại những khu vực cung cấp dầu mỏ chính và sự gia tăng của nhu cầu do nền kinh tế thế giới tăng trưởng nhanh đã góp phần đẩy giá dầu lên mức kỉ lục. Năm 2008, thị trường dầu thô thế giới liên tục biến động bất thường. Vào thời điểm giữa tháng 7, giá dầu thô leo thang đến mức kỷ lục, đạt ngưỡng gần 150 USD/thùng, sau đó lại sụt giảm đến mức chóng mặt, có lúc xuống dưới 45 USD/thùng. Biến động giá dầu thô đã tác động tiêu cực tới nhiều nền kinh tế, kéo theo nhiều hệ lụy, ảnh hưởng tới tốc độ tăng trưởng của nhiều quốc gia, trong đó có nước ta. Để giảm bớt những tác động tiêu cực của sự biến động giá dầu, và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, Việt Nam cần chủ động trong việc đáp ứng nhu cầu trong nước. Xây dựng nhà máy lọc dầu sẽ tạo tiền đề cho ngành công nghiệp hoá chất phát triển. Các sản phẩm lọc dầu là nguyên liệu chủ yếu của quá trính sản xuất polime, các phụ gia bôi trơn, một số loại mĩ phẩm…Hiện nay, hơn 99% lượng dầu mỏ xuất khẩu, 50% lượng sản phẩm dầu nhập khẩu do phương tiện nước ngoài chuyên trở. Việc sản xuất và tiêu thụ dầu trong nước sử dụng các phương tiện của Việt Nam làm cho ngành hàng hải, công nghiệp đóng tàu phát triển nhanh chóng. Đây là hai ngành quan trọng, có khả năng tạo ra giá trị gia tăng lớn mà chúng ta có nhiều tiềm năng để phát triển. Việt Nam đã quyết định đầu tư xây dựng nhà máy lọc dầu đầu tiên tại Dung Quất – Quảng Ngãi. Dung Quất nằm trên địa bàn tỉnh Quảng Ngãi, thuộc khu vực trung bộ của Việt Nam là nơi có tăng trưởng kinh tế thuộc loại thấp nhất cả nước. Bản thân nhà máy lọc dầu đặt ở đây không trực tiếp tạo ra nhiều công ăn việc làm hay đóng góp cho ngân sách địa phương. Nhưng với sự phát triển cơ sở hạ tầng bao gồm cảng nước sâu, giao thông đường bộ, điện, mạng lưới viễn thông… phục vụ nhà máy lọc dầu (mà nếu không có nhà máy thì không có những đầu tư này) cùng với chính sách thông thoáng cởi mở sẽ thu hút được các dự án đầu tư trong và ngoài nước vào khu kinh tế Dung Quất nói riêng và của khu vực miền trung. Dung Quất có những lợi thế so sánh hấp dẫn: nằm ở vị trí trung điểm của Việt Nam và khu vực; có sân bay quốc tế Chu Lai, cảng biển nước sâu; có thành phố mới với đầy đủ hạ tầng tiện ích và dịch vụ chất lượng cao; được hưởng những ưu đãi cao nhất Việt Nam và được áp dụng thể chế, cơ chế quản lý thông thoáng, phù hợp với thông lệ quốc tế và thích ứng với tính chất toàn cầu hoá kinh tế hiện nay… 2.2.2 Nguyên liệu cung cấp cho nhà máy lọc dầu Dung Quất Nhà máy lọc dầu Dung Quất được xây dựng trên địa bàn 2 xã Bình Trị và Bình Thuận trong khu kinh tế Dung Quất, huyện Bình Sơn , tỉnh Quảng Ngãi. Nhà máy có tổng vốn đầu tư trên 3 tỉ USD, công suất thiết kế là 6,5 triệu tấn dầu thô / năm. Hợp đồng chính xây dựng NMLD Dung Quất đã được Petrovietnam ký với tổ hợp nhà thầu Technip gồm các nhà thầu: Technip (Pháp), Technip (Malaysia), JGC (Nhật Bản) và Tecnicas Reunidas (Tây Ban Nha). Tổng diện tích phần đất và phần mặt biển của nhà máy là 816,03ha trong đó : - Nhà máy chính: 110 ha. - Khu bể chứa dầu thô, sản phẩm: 85,83 ha. - Tuyến ống dẫn dầu thô, sản phẩm, cấp và xả nước biển: 94,46 ha.  - Bến cảng xây dựng, khu cảng xuất sản phẩm, hệ thống phao rót dầu không bến (SPM), đường ống ngầm dưới biển và khu vực vòng quay tàu: 486,04 ha đất và mặt biển. Đường vào Nhà máy lọc dầu, khu nhà ở cho cán bộ, công nhân viên tại Vạn Tường: 39,7 ha. Dầu thô dùng làm nguyên liệu cho nhà máy là dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và dầu nhập khẩu. Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở vị trí Đông Nam, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 145km. Đây là mỏ cung cấp dầu mỏ chủ yếu cho Việt Nam hiện nay. Từ mỏ này có đường ống dẫn khí đồng hành vào bờ cung cấp cho nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa và trung tâm điện lực Phú Mỹ cách Vũng Tàu 40km. Mỏ Bạch Hổ hiện nay đang khai thác bằng chế độ tự phun, góp phần không nhỏ cho nền kinh tế nước nhà. Dầu thô được khai thác từ mỏ Bạch hổ là loại dầu có phẩm chất tốt, là dầu ngọt, nhẹ và hàm lượng tạp chất thấp. Mỏ dầu Bạch Hổ có trữ lượng khoảng 300 triệu tấn và được khai thác thương mại từ giữa năm 1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất Việt Nam và hiện nay đã đạt công suất khai thác tối đa. Mỗi ngày khai thác được từ mỏ này 38000 tấn dầu thô chiếm 80% sản lượng dầu thô Việt Nam. Theo thiết kế, nhà máy lọc dầu Dung Quất sẽ sử dụng 100% dầu thô từ mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1 và trong giai đoạn 2 sẽ chế biến dầu thô hỗn hợp ( 85% dầu thô Bạch hổ và 15% dầu chua Dubai ) khi đã nâng cấp, mở rộng phân xưởng xử lý lưu huỳnh. 2.2.3 Hệ thống phân xưởng và các hạng mục phụ trợ trong nhà máy lọc dầu Dung Quất Theo hồ sơ thiết kế kỹ thuật tổng thể được duyệt cho giai đoạn chế biến dầu ngọt, bao gồm các phân xưởng chính sau:           - Phân xưởng chưng cất dầu thô ở áp suất khí quyển (CDU);           - Phân xưởng xử lý naphtha bằng hyđro (NHT);           - Phân xưởng reforming xúc tác liên tục;           - Phân xưởng xử lý LPG (LTU);           - Phân xưởng thu hồi propylene (PRU);           - Phân xưởng xử lý kerosene (KTU);           - Phân xưởng xử lý naphta từ RFCC (NTU);           - Phân xưởng xử lý nước chua;           - Phân xưởng nước chua (SWS);           - Phân xưởng tái sinh amin (ARU);           - Phân xưởng trung hòa kiềm (CNU);           - Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (SRU);           - Phân xưởng isomer hóa (ISOM); Phân xưởng xử lý LCO bằng hyđro (LCO-HDT). * Khu bồn bể chứa : - Bể chứa dầu thô gồm 6 bể có tổng dung tích 390.000 m3 - Bể chứa trung gian - Bể chứa sản phẩm * Các hạng mục phụ trợ của nhà máy : Công suất các hạng mục phụ trợ và ngoại vi như nhà máy điện, hệ thống cung cấp hơi, khí trơ, nhiên liệu, khí nén, xử lý nước thải, nhà hành chính, xưởng bảo dưỡng sửa chữa,... được thiết kế phù hợp với nhu cầu công nghệ và yêu cầu vận hành của Nhà máy. * Các công trình biển:           - Hệ thống phao rót dầu không bến nhập dầu thô tại vịnh Việt Thanh được thiết kế để tiếp nhận tàu dầu có trọng tải 80.000 – 110.000 DWT.           - Công suất 6 bến xuất sản phẩm của cảng kín bố trí tại vịnh Dung Quất như sau:           + Bến số 1 và 2 cho tàu có trọng tải tới 50.000 DWT;           + Bến số 3, 4 và 5 cho tàu có trọng tải tới 30.000 DWT;           + Bến số 6 cho tàu có trọng tải tới 30.000 DWT.           - Đê chắn sóng được thiết kế bảo đảm việc xuất sản phẩm tại cảng kín liên tục và an toàn.           - Bến phục vụ cho giai đoạn xây dựng và phục vụ cho công tác bảo dưỡng các công trình biển sau này. * Ngoài ra còn các cơ sở hạ tầng khác như : Hệ thống cung cấp điện cho giai đoạn xây dựng từ trạm biến áp Dung Quất đến mặt bằng Nhà máy, khu cảng và hệ thống cung cấp điện dự phòng từ mạng lưới điện quốc gia cho vận hành Nhà máy lọc dầu (nguồn 2).           - Hai đoạn đường nối Nhà máy với đường cao tốc và một đoạn đường nối khu bể chứa sản phẩm với đường cao tốc (tổng cộng dài 2,5km).           - Nhà ở và cơ sở dịch vụ cho cán bộ, công nhân viên vận hành Nhà máy (khu đê quai bao Sông Trà và khu nhà ở và cơ sở dịch vụ tại Vạn Tường). 2.2.4 Sản phẩm của nhà máy lọc dầu Dung Quất - Chủng loại sản phẩm: propylen, khí hóa lỏng (LPG), xăng ô tô không pha chì (xăng A-90/92/95 RON), nhiên liệu phản lực/dầu hỏa dân dụng, nhiên liệu diezel ô tô (DO) và dầu nhiên liệu (FO).          - Chất lượng sản phẩm: đối với các sản phẩm tiêu thụ trong nước tuân theo các tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm của Việt Nam. Đối với các sản phẩm xuất khẩu phải đáp ứng các yêu cầu chất lượng xuất khẩu. - Khi vận hành công suất ở mức 100% (dự kiến vào tháng 8-2009), mỗi tháng NMLD Dung Quất sẽ sản xuất gần 150.000 tấn xăng, 240.000 tấn dầu diesel, khoảng 23.000 tấn LPG và các sản phẩm khác như propylene (trên 8.000 tấn), xăng máy bay Jet-A1 (khoảng 30.000 tấn) và dầu F.O (khoảng 25.000 tấn). NMLD Dung Quất sẽ đáp ứng khoảng 30% nhu cầu sử dụng xăng dầu trong nước, từng bước bảo đảm về an ninh năng lượng. 2.2.5 Nguồn nhân lực cho nhà máy : Nguồn nhân lực cho vận hành nhà máy được chủ đầu tư quan tâm hàng đầu. Sau khi tuyển chọn nguồn nhân lực, ban quản lý dự án và nhà thầu đã phối hợp đưa đi đào tạo trong nước và nước ngoài. Đến nay có hơn 1.046 người tham gia vận hành nhà máy gồm các kỹ sư và công nhân ở khối kỹ thuật, công nghệ lọc hóa dầu, điện - điện tử, tự động hóa, cơ khí, công nghệ thông tin..., trong đó có 510 kỹ sư, công nhân kỹ thuật là người Quảng Ngãi. Hầu hết cán bộ kỹ sư, công nhân ở đây đều rất trẻ, trên dưới 30 tuổi, đảm đương được các phần việc từ quản lý đến vận hành sản xuất cho ra sản phẩm Chương III : Tổng quan về thiết bị tồn chứa trong nhà máy lọc dầu 3.1 Giới thiệu Các thiết bị tồn chứa đóng vai trò quan trọng trong công nghiệp hóa chất nói chung và trong công nghiệp dầu khí nói riêng. Trong công nghiệp hóa dầu, tất cả các hoạt động sản xuất, buôn bán, tồn trữ đều liên quan đến khâu bồn bể chứa. Bồn bể chứa tiếp nhận nguyên liệu trước khi đưa vào sản xuất và tồn trữ sau sản xuất. Bồn, bể chứa có vai trò rất quan trọng, nó có nhiệm vụ : tồn trữ nguyên liệu và sản phẩm giúp ta nhận biết được số lượng tồn trữ. Tại đây các hoạt động kiểm tra số lượng, chất lượng, phân tích các chỉ tiêu trước khi xuất hàng đều được thực hiện. Nó được hỗ trợ bởi các hệ thống thiết bị phụ trợ : van thở, nền móng, thiết bị chống tĩnh điện, mái che… 3.2 Phân loại bồn chứa Có nhiều cách phân loại các thiết bị tồn chứa. Dựa vào công dụng, sự vận hành, hình dạng thiết bị ta phân loại các thiết bị tồn chứa theo các loại sau: Phân theo chiều cao xây dựng: Bể ngầm : được đặt bên dưới mặt đất, thường dùng trong các cửa hàng bán lẻ. Bể nổi : được xây dựng trên mặt đất sử dụng ở các kho lớn. Bể nửa ngầm : Loại bể có ½ chiều cao bể nhô lên mặt đất, hiện nay rất ít sử dụng. Bể ngoài khơi : được thiết kế nổi trên mặt nước , có thể di chuyển từ nơi này đến nơi khác một cách dễ dàng. Phân loại theo áp suất làm việc : Bể cao áp : Áp suất chịu đựng trong bể > 200mmHg Bể áp lực trung bình : áp suất chịu đựng trong bể từ 20-200 mmHg, thường dùng bể chứa KO, DO Bể áp thường : áp suất =20mmHg áp dụng cho bể dầu nhờn, FO, bể mái phao Phân loại theo vật liệu xây dựng Vật liệu chế tạo bể dầu là loại không cháy, cá biệt có thể dùng bê tông cốt thép nhưng chủ yếu là thép. Bể kim loại : làm bằng thép, áp dụng cho hầu hết các bể lớn hiện nay. Bể phi kim : làm bằng vật liệu như gỗ, composite… nhưng chỉ áp dụng cho các bể nhỏ Phân loại theo hình dáng bồn chứa Bể trụ đứng
Bể trụ nằm ngang
Bể hình cầu, hình giọt nước
Phân loại theo sự vận hành Bể tồn trữ dầu thô Bể chứa trung gian (các loại bồn chứa sử dụng trong các phân đoạn chế biến trong nhà máy lọc hóa dầu) Bồn chứa hỗn hợp và sản phẩm cuối. 3.3 Cấu tạo và nguyên tắc hoạt động Cấu tạo của một thiết bị tồn chứa sử dụng trong công nghiệp dầu khí nói chung thường gồm ba bộ phận chính sau : Thân thiết bị Đáy, nắp thiết bị Các thiết bị phụ trợ 3.3.1 Thân thiết bị Thân của các thiết bị tồn chứa thường là hình trụ hoặc hình cầu, chúng được chế tạo bằng phương pháp cuốn, dập, vê, hàn nhiều tấm thép lại với nhau. Độ dày của tấm thép tùy thuộc vào kích thước của bồn chứa. Dung tích của bồn chứa có thể lớn hay nhỏ phụ thuộc vào đối tượng sử dụng. Nếu đối tượng sử dụng là các đơn vị kinh doanh các sản phẩm thương phẩm thì thể tích bồn chứa thường vào khoảng 10-30 m3 . Nếu là kho cấp 1, 2, 3 trong các nhà máy lọc dầu thì thể tích bồn chứa thường từ 100-500 m3 . Thân bồn chứa hình trụ thường được sử dụng nhiều hơn thân bồn chứa dạng hình cầu do dễ chế tạo, lắp đặt các thiết bị phụ trợ. Tuy nhiên đối với các dạng chất lỏng hoặc khí ( tồn chứa LPG) đòi hỏi thiết bị tồn chứa chịu áp lực cao và tính thẩm mỹ người ta lại thường sử dụng bồn hình cầu do ứng suất được phân bố đều trong thành bồn. 3.3.2 Đáy và nắp bồn chứa Đáy và nắp là 2 chi tiết cùng với thân tạo thành thiết bị, hình dạng đáy và nắp của thiết bị phụ thuộc vào nhiệm vụ của nó, vào áp suất làm việc và phương pháp chế tạo. Đáy và nắp có thể được hàn , đúc liền với thân hoặc được lắp ghép với thân bằng mối ghép bích. Trong các thiết bị tồn chứa thường hay dùng các loại đáy , nắp có hình : elip, chỏm cầu, nón (côn ) hoặc phẳng. Với các thiết bị làm việc ở áp suất thường, nên dùng đáy nắp phẳng( tròn hoặc hình chữ nhật ) vì chế tạo đơn giản, rẻ tiền. Đáy và nắp hình cầu, hình elip được dùng trong thiết bị làm việc với áp suất lớn. Đáy nón được dùng với các mục đích sau : + Để tháo sản phẩm rời hoặc chất lỏng có hàm lượng pha rắn cao. + Để phân phối tốt chất khí hoặc lỏng theo tất cả tiết diện thiết bị. + Để khuyếch tán làm thay đổi từ từ tốc độ chất lỏng hoặc chất khí nhằm mục đích giảm bớt sức cản thủy lực. 3.3.3 Các thiết bị phụ trợ Các thiết bị phụ trợ được sử dụng trong hệ thống tồn chứa nhằm đảm bảo cho thao tác xuất nhập tại bồn chứa xăng dầu được thuận tiện và đảm bảo an toàn trong việc chứa xăng dầu trong bể. Dưới đây là một số thiết bị phụ trợ thường được sử dụng trong các bể chứa xăng dầu : Cầu thang : để phục vụ cho việc đi lại lên xuống bồn chứa xăng dầu trong quá trình thao tác tại bồn của công nhân giao nhận. Lỗ ánh sáng : Được đặt trên nắp bể trụ đứng, có tác dụng để thông gió trước khi lau chùi bồn, sửa chữa và kiểm tra bên trong bể. Cửa người : Có tác dụng để đi vào trong bồn khi tiến hành lau chùi, sửa chữa, bảo dưỡng bên trong bể. Lỗ đo lường lấy mẫu : Có tác dụng để thả các thiết bị đo , thiết bị lấy mẫu trong trường hợp xác định độ cao mức nhiên liệu và lấy mẫu nhiên liệu. Lỗ đo lường, lấy mẫu nhiên liệu được lắp đặt trên mái bể trụ đứng. Ống thông hơi : chỉ dùng trên các bể trụ đứng, để chứa dầu nhờn và DO, FO, ống này có tác dụng điều hòa không gian hơi nhiên liệu của bể với áp suất khí quyển. Ống tiếp nhận cấp phát : dùng để đấu nối với đường ống công nghệ tiếp nhận cấp phát nhưng ống này được đặt ngay ở tầng thép thứ nhất của bể thép trụ đứng. Van hô hấp và van an toàn : + Van hô hấp : van hô hấp kiểu cơ khí dùng để điều hòa áp suất dư và chân không trong bể chứa . + Van hô hấp được lắp kết hợp với van ngăn tia lửa có tác dụng điều chỉnh bên trong bể chứa trong giới hạn 2 atm đến 20 atm và ngăn tia lửa tử bên ngoài vào trong bể. + Van an toàn kiểu thủy lực : có tác dụng điều hòa áp suất dư hoặc chân không trong bể chứa khi van hô hấp không làm việc. Dưới áp suất dư từ 5,5 – 6 atm và chân không từ 3,5 – 4 atm. Hộp ngăn tia lửa : được lắp trên bể chứa phía dưới van hô hấp loại không kết hợp tác dụng ngăn chặn sự phát sinh ngọn lửa hoặc tia lửa bên trong bể. Van bảo vệ : Có tác dụng hạn chế tổn thất mất mát nhiên liệu trong trường hợp đường ống bị vỡ hoặc khi van 2 chiều chính của bể chứa bị hỏng hóc. Van bảo vệ được lắp đặt ở đầu cuối ống tiếp nhận cấp phát quay vào phía trong bể chứa. Bộ điều khiển của van bảo vệ : được lắp phía trên của ống tiếp nhận – cấp phát có tác dụng để mở van bảo vệ, giữ nó ở tư thế mở và đóng van bảo vệ lại. Van xi phông : có tác dụng định kỳ xả nước lắng lẫn trong bồn chứa. Thiết bị đo mức nhiên liệu trong bể chứa : với mục đích tiết kiệm thời gian đo mức nhiên liệu trong bể chứa. Đồng thời đảm bảo kiểm tra dễ dàng được mức nhiên liệu. Thiết bị cứu hỏa : phụ thuộc vào thể tích của bể chứa người ta có thể lắp đặt trên bể đến 6 bình bọt cứu hỏa hỗn hợp và các bình bọt cố định, có tác dụng để đẩy bọt khí cơ học vào bể khi trong bể xảy ra sự cố cháy. Hệ thống tiếp địa : để tránh hiện tượng sét đánh vào bể. Trên bồn chứa thường được hàn từ 3 – 6 cột thu lôi. Hệ thống tưới mát : dùng để làm mát bể khi trời nắng to để giảm hao hụt xăng dầu do bay hơi. Hệ thống thoát nước. 3.4 Các công tác kiểm tra trước khi đưa vào vận hành 3.4.1 Kiểm tra độ kín 3.4.1.1 Kiểm tra độ kín đáy bể Có thể tiến hành bằng hai cách : Phương pháp chân không Phương pháp thuốc thử Phương pháp chân không Người ta dùng thiết bị gọi là rùa thử chân không, đó là một hình hộp một mặt trống, mặt đối diện có kính và các ống nối đến máy hút chân không và đến áp kế. Người ta đặt thiết bị lên một đoạn đường hàn cần thử, trát matit xung quanh, dùng bơm chân không hút không khí trong hộp để tạo độ chân không trong hộp. Nếu đường hàn không kín thì xà phòng bôi trên đường hàn sẽ có bong bóng, ta phải đánh dấu lại, tuy vậy cũng có thể đổ nước khi thủng sẽ có tăm khí nổi lên.