MỤC LỤC
Trang
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
LỜI MỞ ĐẦU
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…
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 2

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, trưởng
thành và những thành tựu to lớn đã đạt được của XNLD Vietsovpetro với chức
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 4
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
năng đảm bảo cơ sở khoa học, tính khả thi và hiệu quả cho mọi hoạt động tìm
kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí của XNLD Vietsovpetro. Có thể nói rằng 30
năm qua, với những công trình đạt được, Viện NCKH&TK đã thực sự trở thành
một trung tâm nghiên cứu khoa học và thiết kế mạnh, uy tín không những trong
phạm vi ngành dầu khí Việt Nam, trong khu vực và trên thế giới, góp phần quan
trọng, 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 xí
nghiệp 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 phẩm
Mioxen 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 thực
hiện 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 là
Viện NCKH & TK dầu khí biển thành phố Okha, Xakhalin, Viện dầu Liên Bang
VNINEFPT.
Tháng 7 năm 1989, tài liệu đầu tiên do Viện soạn thảo “Tính toán đánh giá
kinh 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
mỏ Bạch Hổ”.
Giai đoạn 1990-1996 – Hoàn thiện cơ cấu tổ chức và ứng dụng công
nghệ mới.
Viện đã được các cán Bộ chức năng chính thức công nhận là đơn vị thiết kế

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;
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 6
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
– 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 – Thủ
Đức”;
– 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 Bang
Nga. 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 mỏ
Rồng;
– Đánh giá kinh tế kỹ thuật xây dựng gian BK-15 ở khu vực Đông Bắc mỏ Bạch
Hổ;
– Cơ sở kinh tế kỹ thuật mua tàu khoan nửa nổi nửa chìm để thực hiện công việc
tại các lô triển vọng;
– Phân tích triển vọng của các giếng khai thác gaslift và các giải pháp khai thác tối
ưu;
1.4. Chức năng và nhiệm vụ
Viện NCKH & TK dầu khí biển (gọi tắt là Viện hoặc Viện NCKH & TK) là
đơn vị tổ chức nghiên cứu khoa học và thiết kế các dự án trực tiếp phục vụ cho
kế hoạch sản xuất kinh doanh ngắn hạn và trung hạn của LD Việt Nga
Vietsovpetro. Viện thực hiện các nghiên cứu và đưa ra cơ sở khoa học về mặt kỹ

+ Điểm chớp cháy cốc hở, cốc kín và nhiệt độ đông đặc;
+ Chỉ số axit, chỉ số kiềm tổng;
+ Hàm lượng vi nguyên tố.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 8
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
- 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 chuyển
dầu
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 9
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
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 tại
trong các lớp đất đá tại một số nơi trong vỏ Trái Đất. Dầu thô là một hỗn hợp
hóa chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là những hợp chất của
hydrocacbon, 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 cơ
rắn 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, chỉ
gồm hydro và cacbon (loại trừ olefin) đều có mặt trong dầu mỏ. Trong thành
phần của dầu thô chứa các hydrocacbon bốn nhóm sau: parafin, naphten, aromat

xuất của cyclopentan và cyclohexan). Trong dầu thô chứa các hydrocacbon
naphten một, hai, ba và bốn vòng. Sự phân bố của naphten trong các phân đoạn
rất khác nhau. Trong một số dầu hàm lượng naphten tăng khi phân đoạn nặng
dần, 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 ứng
dụng 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 độ
sôi của phân đoạn tăng. So với các hydrocacbon nhóm khác aromat có khả năng
hòa tan cao đối với các chất hữu cơ, nhưng hàm lượng của chúng trong một số
dung môi cần hạn chế vì lý do độc hại. Ngày nay, hydrocacbon thơm được ứng
dụng là thành phần của sản phẩm dầu, dung môi và sản xuất chất nổ và nguyên
liệu cho tổng hợp hóa dầu.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 11
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
d. Hỗn hợp naphten - thơm
Loại này rất phổ biến trong dầu, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôi
cao. Cấu trúc của chúng rất gần với cấu trúc trong các vật liệu hữu cơ ban đầu và
tạo thành dầu, nên dầu càng có độ biến chất thấp sẽ càng có nhiều các
hydrocacbon loại này.
2.2.2. Thành phần phi hydrocacbon trong dầu
Những hợp chất phi hidrocacbon thường gặp trong dầu là CO
2
, H
2
S, N
2

b. Nitơ và hợp chất nitơ
Hàm lượng nitơ trong dầu dao động khoảng 0.03 ÷ 0.52% k.l. Nitơ trong dầu
tồn tại dưới dạng hợp chất có tính kiềm, trung hòa hoặc axit. Hàm lượng nitơ
trong dầu tăng khi nhiệt độ sôi tăng. Phần lớn nitơ (2/3 – 3/4) nằm trong cặn
chưng 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 dầu
nhẹ, nhựa chứa ít nitơ.
Hợp chất nitơ được ứng dụng làm chất sát trùng, chất ức chế ăn mòn, phụ
gia cho dầu bôi trơn và bitum, chất chống oxy hóa … Bên cạnh những tác dụng
tích cực, những hợp chất của nitơ có những tính chất không mong muốn như
làm giảm hoạt độ xúc tác trong quá trình chế biến dầu, tạo nhựa và làm sẫm màu
sản 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 là
dẫn xuất của hydrocacbon naphten vòng hai, ba, bốn axit béo. Hàm lượng của
axit naphten trong dầu không cao. Trong các dầu giàu parafin và trong phân
đoạn của nó hàm lượng axit naphten thấp nhất, trong khi các dầu nhựa cao – cao
nhất.
– 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 KOH
dùng để trung hòa 1g chất trong dung dịch cồn – benzen với sự hiện diện của
phenolphtalein.
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 13
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
– Nhựa - asphant là phần không thể thiếu của các loại dầu. Chúng là phức của hợp
chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa S-N-O) và các hợp chất cơ kim, thành phần
chính hóa học của nhựa- asphant quyết định phương hướng chế biến dầu và
chọn quá trình công nghệ trong các nhà máy chế biến dầu. Một trong những chỉ

0
C
Hàm lượng trong dầu
thô, %
Parafin Naphten
Aroma
t
Parafin
rắn
Asphanten
1. Parafin
2. Parafin-naphten
3. Naphten
4. Parafin-naphten-
aromat
5. Parafin-aromat
6. Aromat
46÷61
42÷45
15÷26
27÷35
0÷8
−
23÷32
38÷39
61÷76
36÷47
57÷58
−
12÷25

Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 15
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Dầu naphten – aromat hàm lượng naphten và hydrocacbon thơm tăng nhanh
khi phân đoạn nặng dần lên. Parafin chỉ có trong phân đoạn nhẹ lượng parafin
rắn không quá 0.3% k.l.
Dầu aromat được đặc trưng là tất cả các phân đoạn có tỷ trọng cao và hàm
lượng 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 hàm
lượng lưu huỳnh trong dầu thô, sản phẩm dầu sáng, hiệu suất phân đoạn sôi đến
350
0
C, 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

240)
Trong
nhiên
liệu
diesel
(240÷
350
0
C)
So
với
dầu
thô
So với
mazut
(T
S
>3
50)
I ≤ 0,50 ≤ 0,15 ≤0,1 ≤0,2 T
1
≥45 M
1
≥25 ≥45 I
1
>85 P
1
≤1,50
II 0,51÷2
,0

4
20
) của phân
đoạn 250 ÷ 350
0
C của dầu trước và sau khi xử lý bằng axit sulfuric.
Bảng 2.3. Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 16
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
Loại dầu Tỷ trọng phân đoạn
Trước xử lý H
2
SO
4
Sau khi xử lý H
2
SO
4
1. Parafin
2. Parafin-naphten
3. Naphten
4. Parafin-naphten-aromat
5. Naphten-aromat
0.825 ÷ 0.835
0.839 ÷ 0.851
0.859 ÷ 0.869
0.817 ÷ 0.869
0.878 ÷ 0.890
0.800 ÷ 0.808
0.818 ÷ 0.828

Phân đoạn I Phân đoạn II
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 17
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu
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
<0.8251
0.8256 ÷ 0.8597
0.8256 ÷ 0.8597
0.8256 ÷ 0.8597
>0.8502
0.8602
< 0.8762
0.9762 ÷ 0.9334
< 0.8762
0.9762 ÷ 0.9334
>0.9340
0.9762 ÷ 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 theo
phương trình sau:
3
, .
15,6

n n
S tr b
n
t m t m t m
T
m m m
+ + +
=
+ + +
Đối với phân đoạn hẹp có thể sử dụng nhiệt độ cất 50% thay cho nhiệt độ
sôi trung bình. Theo số liệu của Nelson, dầu parafin có thừa số K trong khoảng
12.15 ÷ 12.9; dầu naphten: K = 10.5 ÷ 11.45; dầu trung gian K = 11.5 ÷ 12.1.
2.3.2. Phân loại theo phương pháp vật lý
a. Theo tỷ trọng
Dầu thô được chia thành dầu nhẹ (
15
15
d
< 0.828), tương đối nặng (
15
15
d
= 0.828
÷ 0.884) và dầu nặng (
15
15
d
> 0.885) [3].
Khoa Hóa học và Công nghệ thực phẩm Trang 18
Báo cáo thực tập chuyên ngành – Khóa 2011 Trường ĐH Bà Rịa – Vũng Tàu

=1).
Theo chỉ số
0
API, dầu thô được phân loại thành: dầu nặng (
0
API < 28.4), dầu
nhẹ (
0
API > 39.4).
Giá dầu thô thường lấy giá của dầu có 36
0
API (
15
15
d
=0.8638) làm gốc, nếu
dầu thô có
0
API trên 36 mà hàm lượng lưu huỳnh bình thường, giá dầu sẽ tăng.
c. Theo chỉ số tương quan
Smith đưa ra chỉ số tương quan để phân loại dầu thô. Chỉ số tương quan
được xác định theo phương trình sau:
15,6
15,6
.
48640
473.7 456.8
tr b
CI d
T

3.1.1. Khái quát
Trong dầu mỏ bao giờ cũng chứa một lượng nước nhất định, chúng tồn tại ở
dạng nhũ tương. Sự có mặt của nước trong dầu là do: Nước có từ khi hình thành
nên dầu khí do có sự lún chìm các vật liệu hữu cơ dưới đáy biển và trong quá
trình 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 loại
hòa tan. Các cation thường gặp trong nước là Na
+
, Ca
2+
, Mg
2+
và một lượng Fe
2+
và K
+
ít hơn. Các anion thường gặp là Cl
−
và HCO
3
−
, còn SO
4
2–
và SO
3
2–
với
hàm lượng thấp hơn Ngoài ra, còn một số oxyt không phân ly ở dạng keo như

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 giảm
chất lượng của chúng. Vì thế, việc xác định hàm lượng muối trong dầu có ý
nghĩa quan trọng trong việc đánh giá chất lượng và phương pháp chế biến các
sản 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
3.3.1. Khái quát
Lưu huỳnh là tạp chất chủ yếu có trong dầu thô.Chúng tồn tại ở nhiều dạng:
mercaptan, sunfua, disunfua, H
2
S, S [4].
Dầu mỏ chứa nhiều lưu huỳnh thì khi chế biến thành các sản phẩm nhiên
liệu hoặc phi nhiên liệu, hàm lượng của nó cũng nhiều lên tương ứng.
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 SO
2
, SO
3
, gây độc hại
và ăn mòn đường ống thiết bị. Khi đưa dầu thô đi chế biến, lưu huỳnh là nguyên
nhân 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
việc đánh giá chất lượng dầu, chế biến và mua bán, và tùy thuộc vào yêu cầu mà
cần khống chế sao cho hàm lượng lưu huỳnh trong giới hạn cho phép.
Hàm lượng lưu huỳnh có thể được xác định bằng phương pháp: Năng lượng
phổ 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 trong

Nhựa – asphanten là thành phần không thể thiếu của các loại dầu. Chúng là
phức 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, dầu
nhờn, cặn) càng có nhiều chất đó.
3.6.2. Vai trò của việc xác định hàm lượng các chất nhựa và asphanten tron dầu
Nếu trong sản phẩm nhiên liệu có nhựa và asphanten thì khả năng cháy sẽ
không 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 dầu
mỏ.
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
t
2
so với nước ở nhiệt độ t
1
.
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.
Dầu thô càng nhẹ hiệu suất và chất lượng các “sản phẩm trắng” thu được
khi chưng cất càng cao; dầu càng chứa ít lưu huỳnh, càng mang nhiều đặc tính
parafinic hoặc trung gian napheteno – parafinic.
Dầu càng nặng thì chứa càng nhiều chất dị nguyên tố, các chất nhựa và
asphanten, 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. Nhiệt độ đông đặc