KHOA
D
XÂY D
LI U C A
D U CONDENSATE H I TH CH-M C TINH
BI N
VÀ HI U QU KINH T T I NHÀ MÁY L C D U
DUNG QU T
H
ng
XÂY D
D
LI U C A
D U CONDENSATE H I TH CH-M C TINH
BI N
VÀ HI U QU KINH T T I NHÀ MÁY L C D U
Chuyên ng
:
ng
L IC
V i tình c m chân thành và trân tr ng, tôi xin bày t lòng bi
gi ng viên Quý Th
Bách Khoa
ih
i h c Ph
u ki n cho tôi hoàn t
nghiên c u Lu
Tôi xin g i l i c
n Cán b
Lâm
ng d
c ti p và t n t
o Th c s
ng
n
ih c
Qu ng
ng, hoàn thành
ng d n khoa h c
tài Lu
Trân tr ng!
TÓM T T
-
Chuyên ngành:
8520301 Khóa: K35KHH.QNg
giá
o
;
;
,
Condensate
BUILD THE DATABASE CRUDE OIL ASSAY OF HAI THACH-MOC TINH
CONDENSATE OIL TO EVALUATE PROCESSING CAPACITY AND ECONOMIC
EFFICIENCY AT DUNG QUAT OIL REFINERY FACTORY
Abstract Condensate oils are being traded largly in the world oil market to provide the
additional, sublimental feeds for petrochemical plan and/or refineries to process, produce to the
petroleum products such as fuel engines (i.e gasoline or diesel oil) or solvents which are used in
chemical technology. Based on the favorable trading market movement such the demand of
gasoline of 95/92 increases, the price gap between gasoline and diesel oil is high, it is
demonstrated that Dung Quat Refinery has a great opportunity to improve the overall economic
efficiency when importing, processing condensate oils specially utilising the design margin of
CDU and Naphtha complex (NHT / ISOM / CCR) to improve the gasoline quality for blending
gasoline commercial products. Before processing the condensate oil at Dung Quat Refinery, it is
necessary to develop a database to evaluate the processing capability and economic efficiency.
Experimental implementation is carried out by distilling about 30 liters of crude oil samples via
distillation equipment (TBP) up to 400oC and on the) to, then collecting each distillation
fraction. Performing analysis of properties on each distillation fraction, collecting data and
rogram) model
simulation to compare the LP results with the actual operation datum and then evaluate the
processing capability and economic efficiency.
Key words Crude Assay; Distillation of Crude petroleum; ASTM D2892, LP Model tuning
procedure, Condensate
M CL C
L IC
L
TÓM T T
M CL C
DANH M C CÁC KÝ HI U, CÁC CH
VI T T T
DANH M C B NG
DANH M C HÌNH
M
U .........................................................................................................................1
tài ........................................................................................1
1. Tính c p thi t c
2. M c tiêu nghiên c u ............................................................................................. 2
ng và ph m vi nghiên c u ........................................................................2
u ......................................................................................2
c và th c ti n c
tài: ............................................................. 2
6. C u trúc c a lu
...........................................................................................2
- T NG QUAN V NHÀ MÁY L C D U DUNG QU T VÀ
NGU N NGUYÊN LI U CONDENSATE ................................................................ 3
1.1. T ng quan v Nhà máy L c d u Dung Qu t ............................................................ 3
1.2. T ng quan v Condensate .........................................................................................8
CH T C A CONDENSATE .....................................................................................13
2.1. Thi t b
t mô ph
m sôi th c TBP (ASTM D2892-18a) ...................13
2.2. Thi t b phân tích Tr s RON (ASTM D2699-19) ................................................13
2.3. Thi t b
t khí quy n (ASTM D86-18) ......................................................14
2.4. Thi t b
t chân không (ASTM D1160-18) ...............................................14
2.5. Thi t b
nh kh
ng riêng 15oC (ASTM D4052-18a) ........................... 15
2.6. Thi t b
tr ng nhi
cao DM45 (ASTM D4052-18a) ............................ 15
2.7. Thi t b
nh t t
nh t b ng tay (ASTM D445-19) ..................15
2.8. Thi t b ICP (ASTM D5708B-15) .........................................................................16
2.9. Thi t b
nh t ng (ASTM D4294-16e1) .................................................16
2.10. Thi t b
nh thành ph n Hydrocacbon (Detailed Hydrocarbon
Analysis DHA) (ASTM D6733-01(16)) ....................................................................17
2.11. Thi t b
nh t ng (ASTM D5453-19) [13] .............17
2.12. Thi t b
-18) .........................................................18
2.13. Thi t b
ng Mercaptan (ASTM D3227-16) .......................................18
2.14. Thi t b
s axit (ASTM D3242-11(2017)[15] và ASTM D664-18e2) ......18
2.15. Thi t b
m ch p cháy TAG (ASTM D56-16a) ..........................................19
2.16. Thi t b
2.17. Thi t b
2.18. Thi t b
m ch p cháy (PMCC) (ASTM D93-18) .......................................19
ng c n cacbon (ASTM D4530-15) .......................................20
m ch y (ASTM D97-17b) ............................................................ 20
2.19. Thi t b
ng (ASTM D130-19) ......................................................20
2.20. Thi t b phân tích thành ph n hydrocacbon (ASTM D1319-18) .........................21
- XÂY D
D LI U C A CONDENSATE H I
TH CH M C TINH ............................................................................................... 22
3.1. K t qu phân tích tính ch t c a condensate H i Th ch-M c Tinh .........................22
3.2. K t qu phân tích tính ch
n ............................................................. 23
3.3. K t qu phân tích dãy nhi
sôi phân tích trên thi t b s c ký khí nhi
cao
GC#9 .............................................................................................................................. 27
3.4. K t qu
t t i áp su t khí quy n theo ASTM D86 .....................................28
3.5. K t qu
t chân không c
n c n 370+theo ASTM D1160 .........28
3.6. K t qu phân tích tính ch t c a
n LPG.....................................................29
3.7. K t qu phân tích thành ph n c
n t C5-95oC, 95-145 oC, 145165oC ............................................................................................................................. 29
BI N VÀ HI U QU KINH T
CÁC LO I CONDENSATE TRONG NHÀ MÁY L C D U DUNG QU T .....41
4.1. Xây d ng mô hình mô ph ng quá trình ch bi n condensate ................................ 41
4.2. K t qu
bi n Condensate....................................................44
4.3.
p và t n ch a condensate ................................................................ 46
4.4.
u qu kinh t .......................................................................................47
4.5. Báo cáo k t qu
........................................................................................49
4.6. Phân tích k t qu
......................................................................................50
K T LU N VÀ KI N NGH .....................................................................................51
TÀI LI U THAM KH O........................................................................................... 52
PH L C
QUY
TÀI LU
B n sao)
DANH M C CÁC KÝ HI U, CÁC CH
VI T T T
NMLD
TBP
: True Boiling Point
LP
: Linear programming
HCAMS
: Haverly Crude Assay Management system
CDU
: Crude Distillation Unit
NHT
: Naphtha Hydrotreater Unit
ISOM
: Light Naphtha Isomerization Unit
CCR
: Continuous Catalytic Reforming
SPM
: Single point mooring
RVP
: Reid Vapor pressure
RON
: Research octane number
ASTM
: American Society for Testing and Materials
RFCC
: Residue fluidised catalytic cracking
TCVN
:
TAN
: Total Acide Number
LPG
API
: American Petroleum Institute
IBP
: Initial Boiling Point
FBP
: Final Boiling Point
BH
TGT
STD
CFR
: Cooperative Fuel Research
PRF
: primary reference fuel
ATM
: Standard Atmosphere
Simdis
: Simulated Distillation
KTU
: Kerosen Treated Unit
PP
:PolyPropylen
AET
: Atmospheric Equivalent Temperature
FRN
: Full Range Naphtha
DANH M C B NG
S hi u
b ng
Tên b ng
Trang
1.1.
Tính ch t chính c a m t s ngu n condensate
10
3.1.
Tính ch t c a condensate H i Th ch-M c Tinh:
22
3.2.
T ng h p k t qu
24
3.3.
K t qu Simdis c a d u Condensate H i Th ch- M c Tinh
27
3.4.
K t qu
28
3.5.
K t qu
3.6.
K t qu
3.7.
K t qu phân tích thành ph n c a c
3.8.
B ng t ng h p lo i hydrocacon theo s Cacbon trong phân
n C5-95oC
3.9.
K t qu phân tích thành ph n c a c
3.10.
B ng t ng h p lo i hydrocacon theo s Cacbon trong phân
n 95-145oC
3.11.
K t qu phân tích thành ph n c a c
3.12.
B ng t ng h p lo i hydrocacon theo s Cacbon trong phân
n 145-165oC
38
3.13.
B ng hi u su
39
4.1.
Công su t ch bi
4.2.
K t qu mô ph ng kh
M c Tinh:
4.3.
Giá d u thô và condensate
4.4.
Giá s n ph m theo m c ph
4.5.
Tính toán hi u qu ch bi n H i Th ch
49
4.6.
Hi u qu kinh t th
50
xây d
d li u
t D86 c a t
n
n 370+
28
n LPG
29
n t C5-95oC:
n t 95-145oC
n t 145-165oC
tt
n
ng
29
31
31
34
35
44
bi n condensate H i Th ch
45
48
n Quý 4/2018
c khi ch bi n
49
DANH M C HÌNH
Tên hình
S hi u
hình
Trang
1.1.
t ng th v trí Nhà máy L c d u Dung Qu t
3
1.2.
t
ng chính trong Nhà máy
8
m sôi th c
40
3.1.
4.1.
t mô ph
Hi u qu kinh t (USD/thùng) so sánh v i d u B ch H
50
1
M
U
1. Tính c p thi t c
tài
c giao d ch khá ph bi n trên
Hi n nay ngu n nguyên li u Con
th
ng d u m th gi i và khu v c Châu Á nh m cung c p nguyên li u b sung cho
ch bi n/ph i tr n s n xu
c
các nhà máy L c hóa d
làm nguyên li
s n xu
ùng trong công ngh hóa h c.
Condensate Vi t Nam hi n t
condensate này có thành ph n ch y
tr RON th p (ví d RON c
ng, s
ng khá l n và
n naphtha v i
nh,
giá
ng 57). Hi n t i,
n phân tách thành các
c m t s nhà máy có c
condensate Vi
ph i tr n vào s n ph
n gia công này v
n
c giá tr c
m ph n
ch t l
RON) c a naphtha. Vì v y, hi u qu kinh t
n
t giá tr c
n naphtha này.
i v i NMLD Dung Qu
ng c i ti
t d u thô (Crude Distillation Unit CDU), v n
ng x lý naphtha (Naphtha Hydrotreater Unit
ng
n naphtha nh (Light Naphtha Isomerization Unit ISOM) v i
công su t
t thi t k . Hi n t i, công su
ng nâng cao ch s
RON c
n naphtha n ng (Continuous Catalytic Reforming kh
n hành lên trên 100% công su t thi t k
ng ti
r t t t, t o
i cho Nhà máy có th nghiên c
c nh p và ch bi n phân
n
nâng cao hi u qu kinh t c a Nhà máy.
Qua vi c xem xét tính ch t các ngu
c hi n có, nh n th y
h u h t condensate có ch a ph
n n ng nên không th
c ti p vào c m
ng công ngh nâng ch
ng s n ph m (c
c mà
ph
n phù
h p.
Xu t phát t tình hình hi n t
t h p v i nh ng y u t thu n l i v th
uc
l ch giá c
i d u diesel
n th y, NMLD Dung Qu
il
nâng hi u qu kinh t t ng
th
khi nh
ng công ngh
ch bi n/c i thi n ch
ph i tr n vào
s n ph m
i pháp này không nh ng mang l i hi u qu kinh t cho NMLD
2
Dung Qu
giá r
c gi m/d ng vi c xu t kh u condensate thô v i
c ngoài, mang l i thêm l i ích kinh t cho qu c gia.
2. M c tiêu nghiên c u
- Xây d
d li u trên d u Condensate H i Th ch- M c Tinh t i Phòng
thí nghi m- Nhà máy l c d u Dung Qu t;
-
bi n và hi u qu kinh t c a d u thô
Condensate H i Th ch- M c Tinh d a trên c u hình hi n t i c a nhà máy l c
d u Dung Qu t.
3.
-
ng và ph m vi nghiên c u
D u Condensate H i Th ch- M c tinh;
Các tính ch t c a d u condensate và các s n ph
4.
t;
u
Nghiên c u lý thuy t;
Th c nghi m t i phòng LAB-Nhà máy l c d u Dung Qu t.
T
ng ph n m m mô ph ng LP.
5.
c và th c ti n c
c: tìm hi
-
tài:
n thi t c a d
c cách th c xây d ng
d li u c a d u thô ng d ng
công ngh
t
cd u
-
doanh.
6. C u trúc c a lu
T ng quan v Nhà máy l c d u Dung Qu t và ngu n nguyên li u
Condensate
2
h giá các tính ch t c a
Condensate
: Xây d
d li u c a condensate H i Th ch-M c Tinh
bi n và hi u qu kinh t
- K t lu n và Ki n ngh
3
- T NG QUAN V NHÀ MÁY L C D U DUNG QU T VÀ
NGU N NGUYÊN LI U CONDENSATE
1.1. T ng quan v Nhà máy L c d u Dung Qu t
u tiên c a Vi
c
Nhà máy l c d u Dung Qu t là nhà máy l c d
xây d ng t
a bàn hai xã Bình Tr và Bình Thu n, huy
nh Qu ng Ngãi
trong quy ho ch c a Khu kinh t Dung Qu t
c trình bày trên hình 1.1. Nhà
c xây d ng v i t ng di n tích s d ng trên 800 ha, trong
máy l c d u Dung Qu
t và 471 ha m t bi n. Công su t ch bi n c a Nhà máy 6,5 tri u
t nd
M t b ng nhà máy có 4 khu v c chính g
ng công ngh và ph
tr , khu b ch a s n ph m, c ng xu t s n ph m và phao rót d u không b n, h th ng
c bi n.
l y và x
Hình 1.1. S
t ng th v trí Nhà máy L c d u Dung Qu t
Nhà máy chính (toàn b
ng công ngh , ph tr và khu v c ngo i
vi): 110 ha. Khu b ch a d u thô: 42 ha. Khu b ch a s n ph m: 44 ha. Tuy n ng l y
c bi n và x
c th i: 4 ha. Hành lang an toàn cho tuy n ng d n s n ph m: 40
ha. C ng xu t s n ph m: 135 ha (m
t và m t bi n). H th ng phao rót d u không
b
ng ng ng
i bi n và khu v c vòng quay tàu: 336 ha (m t bi n).
4
Nhà máy L c d u Dung Qu
t
c thi t k có công su t ch t bi n là 6,5 tri u
i hai ngu n nguyên li u là 100% d u
thô B ch H ho c d u thô h n h p gi a 85% d u thô B ch H và 15% Dubai.
ng công ngh
ng PolyPropylen n m ngoài
Nhà máy có các
khu v c c
c mô t hình 1.2:
t khí quy n CDU (Crude Distillation Unit: U-011): Phân
t d u thô
c thi t k
t d u thô nh m
c các
n có nhi
sôi, t tr ng và các tính ch t hóa lý thích h p cho các quá
trình ch bi n ti p theo trong Nhà máy. Công su t thi t k : 148.000 thùng/ngày,
6,5 tri u t n d
Nguyên li u chính cho
ng có
th ch bi n là 100% D u thô B ch H , D u thô h n h p: 85% B ch H + 15%
Dubai. Tuy nhiên, hi n nay t i nhà máy l c d
y thành công các lo i d u
sau:
Vi t Nam: B ch H , R
-
c ngoài: có 11 lo i d u thô nh p kh
c ch bi n t i nhà máy:
Azeri (Azerbaijan); Champion, SLEB (Brunei); Kikeh, Miri, Labuan,
Kimanis (Malaysia); Kaji Semoga (Indonesia); Amna (Lybia); NKossa
(Congo) và ESPO (Nga).
D
-
-
i Hùng, Tê giác tr
c gia nhi
n nhi
n:
thích h p s
t
Off gas: (C1, C2,
m x lý khí (Gas Plant) c a phân
ng Cracking xúc tác t ng sôi (Unit 015-R
x lý ti p.
n c m x lý khí c
ng Cracking xúc
tác t ng sôi (Unit 015
x lý ti p.
o
Naphtha t
C): làm nguyên li u cho phân
ng x lý Naphtha b ng hydro (Unit 012-NHT).
o
Kerosene (165o
lý, làm s ch (lo i b
Mercaptan, Axit Naphthenic) t
ng 014-KTU. Kerosene thành ph m
c sang b ch
s n xu
nd u
Diesel (DO).
o
Light Gas Oil (LGO) (205o
c tr c ti
n DO /
FO. Khi c n, m t ph n c
ng x lý LCO
b ng Hydro (024-LCO HDT).
5
-
Heavy Gas Oil (HGO) (330o
o
c tr c ti
FO. Khi c n, m t ph n c
-
n DO /
ng x lý LCO
b ng Hydro (024-LCO HDT).
t (Residue) (>370oC): làm nguyên li
ng
C
Cracking xúc tác t ng sôi (015cho ra các s n ph m có giá tr cao
012
t p ch
ng x lý naphta b ng Hydro NHT (Naphtha Hydrotreating Unit : Ung s d ng thi t b ph n ng m t t ng xúc tác c
kh các
ng (FRN)
ng phân hóa
ng CDU, nh m chu n b nguyên li
t
(ISOM: U-023) và
ng Reforming xúc tác liên t c (CCR: U-013). Công
su t thi t k 23.500 thùng/ngày. Nguyên li u c
ng này là Naphtha
ng CDU, và Hydro t
ng CCR. S n ph m c a
t ng (FRN) t
ng này là:
- Naphtha nh
ng phân hóa (Unit 023-ISOM).
-
Naphtha n
013-CCR).
ng Refoming xúc tác liên t c (Unit
lý c m x lý khí c
ng Reforming xúc tác liên t c
ng RFCC
CCR (Continuous Catalytic
Reforming): Phâ
ng s d ng thi t b ph n ng ch a xúc tác chuy
ng,
chuy n hóa các Parafin /Naphthene trong nguyên li u naphtha n ng t phân
ng 012-NHT thành h p ch
(Aromatic) có ch s octane cao làm ph i
li u pha tr
ng liên t c theo chu trình khép kín t thi t
b ph n ng sang thi t b tái sinh xúc tác nh
t tính c
c duy
trì. Công su t thi t k 21.100 thùng/ngày. Nguyên li u c
ng này là
Naphtha n ng (HN) (C7 -C11) t
ng NHT. S n ph m c a p
ng
này là:
- Reformate: có ch s Octane cao, là c u t pha tr
- LPG: pha tr n v i các ngu
ch a;
- Hydro: t o thành t
ng toàn b nhu
c u Hydro trong nhà máy
ng x lý Kerosene KTU (Kerosene Treating Unit)
c
thi t k s d ng ki
trích ly, làm gi
ng Mercaptan, axit
nt
ng th i tách lo i
toàn b
b ch a. Công su t thi t k
10.000 thùng/ngày. Nguyên li
ng này là Kerosene: t phân
6
ng CDU và ki m: NaOH 5 oBe (3.36%KL). S n ph m c
ng này
lý, tho mãn các tiêu chu n cho nhiên li u ph n l c Jet A1.
Ngoài ra m t ph n Kerosene thành ph
cs d
pha tr n d u Diesel
(DO).
ng cracking xúc tác t ng sôi c n khí quy n
RFCC (Residue Fluidized
c thi t k
b gãy các
t thành nhi u dòng s n
t thi t k : 69.700
c u t m ch dài trong nguyên li u n ng là c
ph m nh có giá tr
thùng/ngày. Thi t b chính g m có m t thi t b ph n ng và thi t b tái sinh xúc
tác hai t ng (R2R). Xúc tác trong trong h th ng luôn trong tr ng thái t ng sôi
(gi l ng). Ngoài ra còn có C m phân tách s n ph m và C m x lý khí; các c m
thu h i nhi t t khói th i: CO Boiler/Waste Heat Boiler /Economizer. Nguyên
ng này là c
t: t
ng CDU. Ngoài ra, phân
li
ng RFCC còn ti p nh n dòng off-gas và LPG t CDU và off-gas t
x lý c m x lý khí. S n ph m c
ng này g m:
-
Fuel gas: s d ng làm khí nhiên li u trong nhà máy;
H n h p C3 /C4: làm nguyên li
sang
ng thu h i Propylene
ng PRU;
lý
ch
-
pha tr
nb
;
lý
ng LCO HDT,
n b ch a trung gi
pha tr n d u Diesel;
- Decant Oil (DCO): làm d u nhiên li u cho Nhà máy ho c làm nguyên li
pha tr n d u FO.
ng x lý LPG LTU
c
thi t k s d ng ki
trích ly, làm gi
ng Mercaptan, H2S, COS,
n t c m x lý khí c
ng Cracking xúc tác
t ng sôi. Công su t thi t k : 21.000 thùng/ngày. Nguyên li
ng
này là LPG t C m x lý khí c
ng RFCC; Ki m: NaOH 20 oBe
(14.4%KL). S n ph m c
ng l
ng thu h i Propylene (PRU).
ng x lý naphta c
ng RFCC NTU (Naphtha Treating
c thi t k s d ng ki
trích ly, làm gi m hàm
ng Mercaptan, H2S, phenol trong dòng Naphth
nt
ng RFCC.
Công su t thi t k 45.000 thùng/ngày. Nguyên li
ng này là
RFCC Naphtha: t
ng RFCC và Ki m: NaOH 20 oBe (14.4%KL). S n
7
ph m cho nguyên li
n b ch a trung
pha tr n
ng thu h i Propylene PRU (Propylene Recovery Unit)
ng
c thi t k
phân tách và thu h
nt
ng LTU. Propylene s n ph
t ph m c p Propylene dùng cho hóa
t ng h p (99,6 % wt). Công su t thi t k 21.000 thùng/ ngày (77.240 kg/h).
ng này là LPG t
ng x lý LPG (Unit 016
Nguyên li
ng này là:
LTU) S n ph m c
- Propylene chuy
ng PP;
-
n b ch a s n ph m (Unit 052);
H nh
n b ch a tr
ng isome hóa ISOM
chuy n hóa dòng naphtha nh t
thi t k
naphtha có ch s
pha tr
pha tr
c
ng NHT thành dòng
ch th ng
c chuy n thành hydrocarbon m ch nhánh. Công su t thi t k 6.500
thùng/ngày. Nguyên li
ng này là Naphtha nh (C5, C6 ) t phân
ng NHT và H2 t
ng CCR. S n ph m c
ng này là
n b ch
pha tr
n h th ng
khí nhiên li u.
ng x lý LCO b ng hydro LCO HDT (LCO Hydro Treating): Phân
ng LCO HDT s d
làm s ch các t p ch
hu
ng th i no hoá các h p ch t olefin trong nguyên
li u LCO; Công su t thi t k 29.000 thùng/ngày. Nguyên li
ng
này là LCO t
c x lý phân
ng này n u c n và H2 t
ng CCR. S n ph m c
ng bao
g m:
- HDT LCO chuy
n b ch
pha tr n d u Diesel
- Naphtha chuy
x lý;
- Off gas chuy
n h th ng khí nhiên li u.
ng thu h
nh SRU1 & 2 (Sulphur Recovery Unit): Các phân
ng thu h
nh SRU1&2
c thi t k
chuy n các h p ch
hu nh trong các dòng khí axit t
ng ARU và
ng SWS thành
nh nguyên t
ng th
t b dòng khí off-gas giàu NH3 t phân
ng SWS và off-gas t p
ng CNU. Công su t thi t k c
ng
SRU1 là 5 t n l
nh s n ph m / ngày và SRU2 l p m i b
hu nh s n ph m / ngày. Nguyên li u cho các
ng này là:
8
-
Nguyên li u cho C m thu h
giàu H2S t
-
nh (SRU): Off-gas t ARU và Off-gas
ng SWS.
Nguyên li
t: Off-gas giàu NH3 t SWS và Off-gas t CNU
nh th l ng / r n.
S n ph m c
ng Polypropylen
ng PP có nhi m v s n xu t ra h t
nh a polypropylene t ngu n Propylene t
ng thu h i propylene (021PRU) c a nhà máy l c d u Dung Qu t. Công su t: 150.000 t n s n ph
Hình 1.2.
t
ng chính trong Nhà máy
Sau khi d
c nh p vào các b ch a t i Nhà máy l c d u qua phao rót
d u không b n (SPM), s ti n hành ph i tr n t ng lo i d u khác nhau và n p li u vào
c các s n ph m trung gian và là nguyên li
u vào cho các
CDU, t
t o ra s n ph m mong mu n có giá tr
i.
us n
ph m c a Nhà máy g m các lo
LPG,
, E5 RON92, Nhiên li u
ph n l c Jet A1, D u h a, Diesel D
t (FO)
nh, H t nh a Polypropylene.
1.2. T ng quan v Condensate
Condensate là m t h n h
ng th
d ng l
c t ngu n khí m
n c a condensate ch y u là
hydrocarbon no, t tr ng c a condensate kho ng 0,56-0,78 (50-120oAPI) bao g m các
hydrocarbon có s nguyên t C là 1 và 2 (C1, C2), khí hoá l ng (LPG) bao g m C3,
C4,
ct
khí m
ng, trong m t s
9
gi ng d u t n t i c d
m t pha cân b
ng hành). Gi a hai pha d u thô và khí t n t i
t ph n khí b hoà tan vào trong d
tan này ph thu c vào nhi
và áp su
ng khí hoà tan càng l
su
khai thác lên, nó kéo theo các c u t n
i các gi ng d u. Nhi
cl
ng khí hoà
càng th p, áp
c
u t n ng
c tách ra
d ng l ng, có tính ch t g n gi
cg
cs d
b sung vào các s n ph
nhiên (natural
bi n t ph n nh c a d
c khai thác t các m khí thiên nhiên (không có d
c thu h i, s d
ng h
c ch
n thân khí
u t n ng
ng
c x p chung là các s n ph m l ng thu h i t
n
và ngu n g c c a condensate có s khác bi t so v
sâu khai
c các m khí - condensate (gas-condensate fields) n m r
i
t, nhi
và áp su t trong m
t cao [1]
t quá áp su t (nhi
)
t i h n c a h n h p thì cân b ng hai pha
trên tr thành cân b ng m t
ocarbon n
n t i tr ng thái quá t i h n
(supercritical), là d ng trung gian gi a pha khí và pha l
c
c phân tách thành hai pha khí và l ng và pha l
c g i là
condensate.
Tùy theo ngu n g c, thành ph
n c a condensate có th
i
trong kho ng r ng, có th ch a
nn
d
condensate H i Th ch - M c Tinh (Vi t Nam), ho c có thành ph n
n n ng
o
th
m sôi cu i th
C, ch bao g
n naphtha và diesel)
các condensate có thành ph n nh nhi
ng trong kho ng 6-10 psi, có lo i condensate có RVP có th t i
n ph i
ng kh
n ch a trong tank ch a
m c 11phù h p.
Ngoài thành ph n nh
trong condensate c n ph i xem xét
b t l i c a các c u t này n quá
và Mercaptane trong m t vài lo
n t p ch t quan tr ng khác
ng H2S và Mercaptane do
ng
n ch a và ch bi n. H
ng H2S
nh trong d u thô B ch H .
Hi n t i, ngoài ngu n condensate khai thác
c, còn có c ngu n nh p
kh u. th m l
a phía Nam Vi t Nam có ba b tr m tích có kh
u
i là b C u Long, b
Malay Th Chu v i t ng tr
10
c tính kho ng 21 tri u t n [1] t p trung
các m
c ab C
- B C u Long bao g m các m B ch H và m R ng;
C u Long bao g m các m Lan
-B
Tây, H i Th ch và M c Tinh;
- B Malay-Th Chu bao g m các m Cá Voi, Kim Long, Ác Qu .
t s ngu n condensate ti
xem xét nh p kh
Bên c
Thành ph n, tính ch t condensate [1]:
thu th p d li u ph c v cho quá trình nghiên c
tài nghiên c u
n hành tìm ki m và thu th p thành ph n, tính ch t quan tr ng c a m t s ngu n
c ti
bi
c t i Nhà máy l c d u Dung
ti
a ch n ngu n nguyên li u condensate thích h p
x lý
Qu
t i Nhà máy.
Thành ph n, các tính ch t quan tr ng c n thi t cho quá trình nghiên c
giá các ngu n condensate ti
bi n t i BSR có trên th
c nghiên c u và t ng h p trong b ng 1.1:
B ng 1.1. Tính ch t chính c a m t s ngu n condensate [1]
Condensate
Xu t x
Nam Côn
n
H i Th ch-
R
M c Tinh
Vi t Nam Vi t Nam
SG (60/60F)
ng
Terengganu
Vi t Nam
Malaysia
0.7428
0.7697
0.8382
0.6942
0.012
0.006
0.040
0.002
Mercaptan Sulfur, ppm
21
-
-
1
Nitrogen, ppm
25
100
87
3
-
-
-
-
TAN, mgKOH/g
0.02
0.05
0.07
<0.05
Flash point, degC
-
-20
-8
25
Viscosity at 20degC (Cst)
-
0.858
5.536
1.804
Pour point, degC
-70
-30
9
<-60
RVP, psi
10
12
3
12
-
-
11.7
13.8
-
-
0.1
0.0
Nickel, ppm
-
-
<1
<1
Vanadium, ppm
-
-
<1
<1
Sulfur, % kh
ng
H2S, ppm
UOP K
MCRT, % kh
ng
- Xem thêm -
.PDF 
150 
46 
78 
