Put yoDầu mỏ

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Giếng bơm dầu gần Sarnia, Ontario (Canada)Dầu mỏ hay 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 mỏ là một hỗn hợp hóa chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là những hợp chất của hydrocarbon, thuộc gốc alkane, thành phần rất đa dạng. Hiện nay dầu mỏ chủ yếu dùng để sản xuất dầu hỏa, diezen và xăng nhiên liệu[1]. Ngoài ra, dầu thô cũng là nguồn nguyên liệu chủ yếu để sản xuất ra các sản phẩm của ngành hóa dầu như dung môi, phân bón hóa học, nhựa, thuốc trừ sâu, nhựa đường... Khoảng 88% dầu thô dùng để sản xuất nhiên liệu, 12% còn lại dùng cho hóa dầu. Do dầu thô là nguồn năng lượng không tái tạo nên nhiều người lo ngại về khả năng cạn kiệt dầu trong một tương lai không xa.

Mục lục [ẩn]

1 Quá trình hình thành dầu mỏ

1.1 Thuyết sinh vật học

1.2 Thuyết vô cơ

1.3 Thuyết hạt nhân

2 Lịch sử

3 Thành phần

4 Khai thác

5 Phân loại

6 Tầm quan trọng kinh tế của dầu mỏ

7 Ảnh hưởng dầu mỏ đến môi trường

8 Các nguồn năng lượng khác

9 Xem thêm

10 Tham khảo

11 Liên kết ngoài

[sửa] Quá trình hình thành dầu mỏ

Có nhiều lý thuyết giải thích việc hình thành dầu mỏ.

[sửa] Thuyết sinh vật học

Đa số các nhà địa chất coi dầu lửa giống như than và khí tự nhiên là sản phẩm của sự nén và nóng lên của các vật liệu hữu cơ trong các thời kỳ địa chất. Theo lý thuyết này, nó được tạo thành từ các vật liệu còn sót lại sau quá trình phân rã xác các động vật và tảo biển nhỏ thời tiền sử (các cây cối trên mặt đất thường có khuynh hướng hình thành than). Qua hàng thiên niên kỷ vật chất hữu cơ này trộn với bùn, và bị chôn sâu dưới các lớp trầm tích dày. Kết quả làm tăng nhiệt và áp suất khiến cho những thành phần này bị biến hoá, đầu tiên thành một loại vật liệu kiểu sáp được gọi là kerogen, và sau đó thành một hydrocarbons khí và lỏng trong một quá trình được gọi là catagenesis. Bởi vì hydrocarbons có mật độ nhỏ hơn đá xung quanh, chúng xâm nhập lên phía trên thông qua các lớp đá ngay sát đó cho tới khi chúng bị rơi vào bẫy bên dưới những tảng đá không thể ngấm qua, bên trong những lỗ xốp đá gọi là bể chứa. Sự tập trung hydrocarbons bên trong một bẫy hình thành nên một giếng dầu, từ đó dầu lỏng có thể được khai thác bằng cách khoan và bơm.

Các nhà địa chất cũng đề cập tới "cửa sổ dầu" (oil window). Đây là tầm nhiệt độ mà nếu thấp hơn thì dầu không thể hình thành, còn cao hơn thì lại hình thành khí tự nhiên. Dù nó tương thích với những độ sâu khác nhau ở những vị trí khác nhau trên thế giới, một độ sâu 'điển hình' cho cửa sổ dầu có thể là 4-6 km. Cần nhớ rằng dầu cũng có thể rơi vào các bẫy ở độ sâu thấp hơn, thậm chí nếu nó không được hình thành ở đó. Cần có ba điều kiện để hình thành nên bể dầu: có nhiều đá, mạch dẫn dầu xâm nhập, và một bẫy (kín) để tập trung hydrocarbons.

Các phản ứng tạo thành dầu mở và khí tự nhiên thường như những phản ứng phân rã giai đoạn đầu, khi kerogen phân rã thành dầu và khí tự nhiên thông qua nhiều phản ứng song song, và dầu cuối cùng phân rã thành khí tự nhiên thông qua một loạt phản ứng khác.

[sửa] Thuyết vô cơ

Cuối thế kỷ 19 nhà hóa học người Nga Dmitri Ivanovich Mendeleev đã đưa ra lý thuyết vô cơ giải thích sự hình thành của dầu mỏ. Theo lý thuyết này dầu mỏ phát sinh từ phản ứng hóa học giữa cacbua kim loại với nước tại nhiệt độ cao ở sâu trong lòng trái đất tạo thành các hiđrocacbon và sau đó bị đẩy lên trên. Các vi sinh vật sống trong lòng đất qua hàng tỷ năm đã chuyển chúng thành các hỗn hợp hiđrôcacbon khác nhau. Lý thuyết này là một đề tài gây nhiều tranh cãi trong giới khoa học, tạo thành trường phái Nga - Ukraina trong việc giải thích nguồn gốc dầu mỏ.

[sửa] Thuyết hạt nhân

Lý thuyết thứ ba, được giải thích trong nguyệt san khoa học Scientific American vào năm 2003, cho rằng các hợp chất hyđrocacbon được tạo ra bởi những phản ứng hạt nhân trong lòng Trái Đất.

[sửa] Lịch sử

Do nhẹ hơn nước nên dầu xuất hiện lộ thiên ở nhiều nơi, vì thế loài người đã tìm thấy dầu hằng ngàn năm trước Công Nguyên. Thời đó dầu thường được sử dụng trong chiến tranh. Còn rất nhiều dấu tích của việc khai thác dầu mỏ được tìm thấy ở Trung Quốc khi dân cư bản địa khai thác dầu mỏ để sử dụng trong việc sản xuất muối ăn như các ống dẫn dầu bằng tre được tìm thấy có niên đại vào khoảng thế kỷ 4. Khi đó người ta sử dụng dầu mỏ để đốt làm bay hơi nước biển trong các ruộng muối.

Mãi đến thế kỷ 19 người ta mới bắt đầu khai thác dầu theo mô hình công nghiệp, xuất phát từ việc tìm kiếm một chất đốt cho đèn vì dầu cá voi quá đắt tiền chỉ những người giàu mới có khả năng dùng trong khi nến làm bằng mỡ thì lại có mùi khó ngửi. Vì thế giữa thế kỷ thứ 19 một số nhà khoa học đã phát triển nhiều phương pháp để khai thác dầu một cách thương mại. Năm 1852 một nhà bác sĩ và địa chất người Canada tên là Abraham Gessner đã đăng ký một bằng sáng chế sản xuất một chất đốt rẻ tiền và đốt tương đối sạch. Năm 1855 nhà hóa học người Mỹ Benjamin Silliman đề nghị dùng axit sunfuric làm sạch dầu mỏ dùng để làm chất đốt.

Người ta cũng bắt đầu đi tìm những mỏ dầu lớn. Những cuộc khoan dầu đầu tiên được tiến hành trong thời gian từ 1857 đến 1859. Lần khoan dầu đầu tiên có lẽ diễn ra ở Wietze, Đức, nhưng cuộc khoan dầu được toàn thế giới biết đến là của Edwin L. Drake vào ngày 27 tháng 8 năm 1859 ở Oil Creek, Pennsylvania. Drake khoan dầu theo lời yêu cầu của nhà công nghiệp người Mỹ George H. Bissel và đã tìm thấy mỏ dầu lớn đầu tiên chỉ ở độ sâu 21,2 m.

[sửa] Thành phần

Các thành phần hóa học của dầu mỏ được chia tách bằng phương pháp chưng cất phân đoạn. Các sản phẩm thu được từ việc lọc dầu có thể kể đến là dầu hỏa, benzen, xăng, sáp parafin, nhựa đường v.v.

Một cách chính xác thì dầu mỏ là hỗn hợp của các hiđrôcacbon, là hợp chất của hiđrô và cacbon.

Trong điều kiện thông thường, bốn alkan nhẹ nhất - CH4 (mêtan), C2H6 (êtan), C3H8 (prôpan) và C4H10 (butan) - ở dạng khí, sôi ở nhiệt độ -161.6 °C, -88.6 °C, -42 °C, và -0.5 °C tương ứng (-258.9°, -127.5°, -43.6°, và +31.1 °F).

Các chuỗi trong khoảng C5-7 là các sản phẩm dầu mỏ nhẹ, dễ bay hơi. Chúng được sử dụng làm dung môi, chất làm sạch bề mặt và các sản phẩm làm khô nhanh khác. Các chuỗi từ C6H14 đến C12H26 bị pha trộn lẫn với nhau được sử dụng trong đời sống với tên gọi là xăng. Dầu hỏa là hỗn hợp của các chuỗi từ C10 đến C15, tiếp theo là dầu điêzen/dầu sưởi (C10 đến C20) và các nhiên liệu nặng hơn được sử dụng cho động cơ tàu thủy. Tất cả các sản phẩm từ dầu mỏ này trong điều kiện nhiệt độ phòng là chất lỏng.

Các dầu bôi trơn và mỡ (dầu nhờn) (kể cả Vadơlin®) nằm trong khoảng từ C16 đến C20.

Các chuỗi trên C20 tạo thành các chất rắn, bắt đầu là sáp parafin, sau đó là hắc ín và nhựa đường bitum.

Khoảng nhiệt độ sôi của các sản phẩm dầu mỏ trong chưng cất phân đoạn trong điều kiện áp suất khí quyển tính theo độ C là:

Xăng ête: 40-70 °C (được sử dụng như là dung môi)

Xăng nhẹ: 60-100 °C (nhiên liệu cho ô tô)

Xăng nặng: 100-150 °C (nhiên liệu cho ô tô)

Dầu hỏa nhẹ: 120-150 °C (nhiên liệu và dung môi trong gia đình)

Dầu hỏa: 150-300 °C (nhiên liệu )

Dầu điêzen: 250-350 °C (nhiên liệu cho động cơ điêzen/dầu sưởi)

Dầu bôi trơn: > 300 °C (dầu bôi trơn động cơ)

Các thành phần khác: hắc ín, nhựa đường, các nhiên liệu khác

[sửa] Khai thác

Muốn khai thác dầu, người ta khoan những lỗ khoan gọi là giếng dầu. Khi khoan trúng lớp dầu lỏng, dầu sẽ tự phun lên do áp suất cao của khí dầu mỏ. Khi lượng dầu giảm thì áp suất khí cũng giảm, người ta phải dùng bơm hút dầu lên hoặc bơm nước xuống để đẩy dầu lên.

[sửa] Phân loại

Ngành công nghiệp dầu mỏ phân chia "dầu thô" theo khu vực mà nó xuất phát (ví dụ "West Texas Intermediate" (WTI) hay "Brent") thông thường theo tỷ trọng và độ nhớt tương đối của nó ("nhẹ", "trung bình" hay "nặng"); các nhà hóa dầu còn nói đến chúng như là "ngọt", nếu nó chứa ít lưu huỳnh, hoặc là "chua", nếu nó chứa đáng kể lưu huỳnh và phải mất nhiều công đoạn hơn để có thể sản xuất nó theo các thông số hiện hành.

Các thùng (barrel) tiêu chuẩn trên thế giới là:

Hỗn hợp Brent, bao gồm 15 loại dầu mỏ từ các mỏ thuộc hệ thống mỏ Brent và Ninian trong khu vực lòng chảo Đông Shetland trên biển Bắc. Dầu mỏ được đưa vào bờ thông qua trạm Sullom Voe ở Shetlands. Dầu mỏ sản xuất ở châu Âu, châu Phi và dầu mỏ khai thác ở phía tây của khu vực Trung Cận Đông được đánh giá theo giá của dầu này, nó tạo thành một chuẩn (benchmark) đánh giá dầu.

West Texas Intermediate (WTI) cho dầu mỏ Bắc Mỹ.

Dubai được sử dụng làm chuẩn cho khu vực châu Á - Thái Bình Dương của dầu mỏ Trung Cận Đông.

Tapis (từ Malaysia, được sử dụng làm tham chiếu cho dầu mỏ nhẹ Viễn Đông).

Minas (từ Indonesia, được sử dụng làm tham chiếu cho dầu mỏ nặng Viễn Đông).

Giỏ OPEC bao gồm:

Arab Light Ả Rập Saudi

Bonny Light Nigeria

Fateh Dubai

Isthmus Mexico (không OPEC)

Minas Indonesia

Saharan Blend Algérie

Tia Juana Light Venezuela

OPEC cố gắng giữ giá của giỏ Opec giữa các giới hạn trên và dưới, bằng cách tăng hoặc giảm sản xuất. Điều này rất quan trọng trong phân tích thị trường. Giỏ OPEC, bao gồm hỗn hợp của dầu thô nặng và nhẹ là nặng hơn cả Brent và WTI.

Xem thêm Các dạng dầu mỏ.

[sửa] Tầm quan trọng kinh tế của dầu mỏ

Dầu mỏ là một trong những nhiên liệu quan trọng nhất của xã hội hiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu của tất cả các phương tiện giao thông vận tải. Hơn nữa, dầu cũng được sử dụng trong công nghiệp hóa dầu để sản xuất các chất dẻo (plastic) và nhiều sản phẩm khác. Vì thế dầu thường được ví như là "vàng đen".

Tùy theo nguồn tính toán, trữ lượng dầu mỏ thế giới nằm trong khoảng từ 1.148 tỉ thùng (barrel) (theo BP Statistical Review 2004) đến 1.260 tỉ thùng (theo Oeldorado 2004 của ExxonMobil). Trữ lượng dầu mỏ tìm thấy và có khả năng khai thác mang lại hiệu quả kinh tế với kỹ thuật hiện tại đã tăng lên trong những năm gần đây và đạt mức cao nhất vào năm 2003. Người ta dự đoán rằng trữ lượng dầu mỏ sẽ đủ dùng cho 50 năm nữa. Năm 2003 trữ lượng dầu mỏ nhiều nhất là ở Ả Rập Saudi (262,7 tỉ thùng), Iran (130,7 tỉ thùng) và ở Iraq (115,0 tỉ thùng) kế đến là ở Các Tiểu Vương quốc Ả Rập Thống nhất, Kuwait và Venezuela. Nước khai thác dầu nhiều nhất thế giới trong năm 2003 là Ả Rập Saudi (496,8 triệu tấn), Nga (420 triệu tấn), Mỹ (349,4 triệu tấn), Mexico (187,8 triệu tấn) và Iran (181,7 triệu tấn). Việt Nam được xếp vào các nước xuất khẩu dầu mỏ từ năm 1991 khi sản lượng xuất được vài ba triệu tấn. Đến nay, sản lượng dầu khí khai thác và xuất khẩu hàng năm đạt vào khoảng 20 triệu tấn/năm.

Vì tầm quan trọng kinh tế, dầu mỏ cũng là lý do cho những mâu thuẫn chính trị. Tổ chức các nước xuất khẩu dầu mỏ (OPEC) đã sử dụng dầu mỏ như vũ khí trong cuộc xung đột Trung Đông và tạo ra cuộc khủng hoảng dầu mỏ vào năm 1973 và 1979.

[sửa] Ảnh hưởng dầu mỏ đến môi trường

Dâu mỏ bị tràn ra biển gây ô nhiễm môi trường , ảnh hưởng đời sống sinh vật biển . Dầu mỏ đem đốt cũng gây ra ô nhiễm vì sinh ra nhiều khí như SO2 , CO2 . Xe cộ , máy móc ... chạy bằng xăng góp phần làm Trái Đất nóng lên .

[sửa] Các nguồn năng lượng khác

Do trữ lượng dầu mỏ có hạn nên các nguồn nhiên liệu tái sinh như năng lượng mặt trời, năng lượng gió đang được tìm cách sử dụng với một hiệu quả kinh tế đáng kể. Tế bào nhiên liệu (fuel cell), sử dụng hiđrô làm nguyên liệu, cũng là một ngành công nghệ mới có nhiều triển vọng để thay thế cho dầu mỏ trong tương lai.

[sửa] Xem thêm

Đá phiến dầu

[sửa] Tham khảo

^ Thống kê nguồn năng lượng chính của IEA

[sửa] Liên kết ngoài

Wikimedia Commons có thêm hình ảnh và tài liệu về:

Dầu mỏ

Công nghệ chế biến dầu mỏ và khí thiên nhiên

Thông tin dầu khí Việt Nam

Cập nhật giá xăng, dầu tại Việt Nam

[ẩn]x • t • s Công nghiệp dầu khí

Khai thác

Kỹ thuật dầu khí (Mô phỏng vĩa · Địa chấn mô phỏng) · Địa chất dầu khí · Địa vật lý · Địa chấn (Địa chấn đảo ngược) · Thạch học vật lý · Lấy mẫu lõi

Khoan giếng

Kỹ thuật khoan · Ổn định thành giếng khoan · Khoan định hướng · (Đo đạc trong khi khoan · Định vị trong khi khoan) · Dung dịch khoan · Kiểm tra thành hệ?

Phát triển năng lượng

Hoàn thiện giếng (Squeeze job) · Đo log giếng · Vận chuyển đường ống · Tracers

Khai thác dầu khí

Nâng nhân tạo (Pumpjack · ESP · Gas lift) · EOR (Bơn hơi nước · Bơm khí) · Bơm nước · Can thiệp vào giếng

Yêu cầu kỹ thuật

Differential sticking, Drilling fluid invasion, Blowouts, Lost circulation

Thỏa thuận dầu và khí

Thỏa thuận phân chia sản phẩm, Chuyển nhượng, Thỏa thuận dịch vụ, Thỏa thuận rủi ro

Dữ liệu theo quốc gia

Tổng năng lượng ( Tiêu thụ theo đầu người · Mức độ năng lượng) · Khí thiên nhiên (Tiêu thụ · Sản xuất · dự trữ · nhập khẩu · xuất khẩu) · Dầu mỏ (tiêu thụ · sản xuất · dự trữ · nhập khẩu · xuất khẩu)

Siêu công ty ExxonMobil · Royal Dutch Shell · BP · Chevron Corporation · ConocoPhillips · Total S.A. (xem them: Các công ty dầu khí Quốc gia)

Các khu vực sản xuất dầu Biển Bắc · Tây Texas · Vịnh Persian · Dầu trong cát Athabasca · Vịnh Mexico · Venezuela · Châu thổ Niger · Nga

Các chủ đề liên quan OPEC · Đỉnh dầu · Giá dầu tăng năm 2003 · Giá dầu mỏ · Hiệp hội Kỹ sư dầu khí (SPE)

ur story text here...Bitum

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

BitumBitum là một loại chất lỏng hữu cơ có độ nhớt cao, màu đen, nhớp nháp và hòa tan hoàn toàn trong cacbon đisulfua (CS2). Nhựa đường và hắc ín là hai dạng phổ biến nhất của bitum.

Trong tiếng Anh-Anh, 'bitum' thông thường được sử dụng với cả nghĩa như là 'nhựa đường' và 'hắc ín'. Trong tiếng Anh-Mỹ, 'bitum' chủ yếu được sử dụng như là một thuật ngữ nghề nghiệp để chỉ một cách rõ ràng các vật liệu gốc nhựa đường và gốc hắc ín. Trong tiếng Anh-Úc, 'bitum' được sử dụng như là thuật ngữ gốc cho mặt đường rải nhựa.

Bitum trong dạng nhựa đường thu được từ chưng cất phân đoạn dầu thô. Bitum là phần nặng nhất và được phân đoạn với điểm sôi cao nhất.

Bitum trong dạng hắc ín thu được từ chưng cất phá hủy các chất hữu cơ, thông thường từ than.

Bitum chủ yếu được sử dụng để rải đường. Nó cũng có thể được tinh luyện để trở thành các sản phẩm nhẹ hơn của dầu mỏ, tuy nhiên, phương thức công nghệ với giá thành hợp lý vẫn chưa được tìm ra.

Trong quá khứ, bitum được sử dụng để chống thấm nước cho tàu thuyền cũng như để làm lớp sơn phủ cho các công trình xây dựng; rất có khả năng là thành phố cổ Carthage đã dễ dàng bị cháy do sử dụng quá nhiều bitum trong xây dựng.

Phần lớn các nhà địa chất cho rằng các mỏ trầm tích tự nhiên chứa bitum được tạo ra từ những phần còn lại của các loại vi tảo cổ và các sinh vật khác đã từng tồn tại trên Trái Đất. Các sinh vật này chết đi và phần còn lại của chúng đã bị trầm tích hóa trong bùn ở đáy đại dương hay các hồ mà chúng đã sinh sống. Dưới tác động của nhiệt và áp suất ở độ sâu chúng bị trầm tích hóa thì các phần còn lại của các sinh vật này bị chuyển hóa thành các chất như bitum, dầu mỏ hay kerogen.

Một số ít các nhà địa chất, những người theo thuyết nguồn gốc phi sinh vật của dầu mỏ thì cho rằng bitum và các hydrocacbon nặng hơn mêtan khác có nguồn gốc từ các độ sâu bên trong lớp phủ của Trái Đất thay vì có nguồn gốc từ các mảnh vụn sinh học.

Mục lục [ẩn]

1 Thành phần

2 Sản xuất

2.1 Nguồn tự nhiên

2.2 Sản xuất nhân tạo

3 Xem thêm

[sửa] Thành phần

Theo Petroleum Handbook (1966), bitum có thể coi là một hệ chất keo của các phần tử vòng thơm mật độ cao trong dầu với các phân tử dạng vòng. Từ phát biểu này, một điều rõ ràng là bitum có thể coi là một hỗn hợp rất phức tạp chủ yếu của các hydrocacbon có điểm sôi cao. Thành phần của nó dao động theo vị trí địa lý của khu vực chứa dầu mỏ cũng như công nghệ sử dụng trong sản xuất. Nói chung thành phần của bitum chứa khoảng:

Khoảng 32% asphaltenes: Các hợp chất thơm tương đối cao phân tử và các hydrocacbon khác vòng, trong đó có một số chưa no. Chúng hòa tan trong cacbon đisulfua nhưng không hòa tan trong naphtha của dầu mỏ;

Khoảng 32% nhựa: Các pôlyme được tạo ra từ quá trình xử lý các hydrocacbon chưa no;

Khoảng 14% các hydrocacbon no: Các hydrocacbon trong đó các nguyên tử cacbon được kết nối bằng các liên kết đơn;

Khoảng 22% các hydrocacbon thơm: Các hydrocacbon chứa một hay nhiều vòng benzen trên một phân tử, bao gồm cả các hydrocacbon thơm đa vòng (theo Simmers và những người khác năm 1959 và Simmers năm 1964).

Trong khi biểu hiện và ứng dụng của bitum trong nhựa đường và hắc ín là tương tự nhau nhưng vẫn tồn tại các khác biệt cơ bản giữa hai 2 lớp vật liệu này (Puzinauskas & Corbett, 1978). Nhựa đường được tách ra từ dầu mỏ bằng công nghệ mà không có hiện tượng phá vỡ cấu trúc (crackinh) hay biến đổi bởi nhiệt còn hắc ín thu được nhờ cacbon hóa nhiệt độ cao của than chứa bitum. Về thành phần hóa học, hắc ín chủ yếu chứa các hydrocacbon vòng thơm mật độ cao và khác vòng. Ngược lại, nhựa đường chứa nhiều hydrocacbon dạng parafin và naphtha cao phân tử và các dẫn xuất của chúng. Trong các ứng dụng và sử dụng có sự đốt nóng tương đương thì hắc ín sinh ra nhiều hơn đáng kể các hydrocacbon thơm đa vòng so với nhựa đường. Trong các khảo sát dịch tễ học đối với công nhân tham gia vào sản xuất hắc ín người ta phát hiện ra là tỷ lệ mắc bệnh ung thư phổi cao hơn nhưng không thấy sự gia tăng của ung thư hay các ảnh hưởng độc hại khác trong các nghiên cứu đối với công nhân tham gia vào sản xuất và sử dụng nhựa đường.

Hàm lượng benzo(alpha)pyren trong nhựa đường dầu mỏ thu được từ các loại dầu mỏ khác nhau ở Nga được Janyseva và những người khác xác định năm 1963.Họ chứng minh rằng hàm lượng benzo(alpha)pyren trong bitum mạch thẳng đã thấp hơn một cách đáng kể (ở mức 0,6 mg/kg) so với hàm lượng trong bitum thu được từ các cặn bã sau crackinh (ở mức 4-272 mg/kg). Schamp & van Wassenhove (1972) thông báo rằng hàm lượng của benzo(alpha)pyren ở mức 3-5 mg/kg trong bitum.

[sửa] Sản xuất

[sửa] Nguồn tự nhiên

Bitum tự nhiên và các trầm tích nhựa đường có ở nhiều nơi khác nhau trên thế giới, chủ yếu là do các dầu khoáng thấm qua lòng đất. Mỏ nhựa đường tự nhiên lớn nhất và nổi tiếng nhất là hồ Trinidad, nó là hỗn hợp của khoảng 39% bitum, 32% khoáng chất khác và 29% nước và khí.

[sửa] Sản xuất nhân tạo

Tổng sản lượng sản xuất bitum trên thế giới năm 1973 khoảng 90 triệu tấn. Năm 1979, sản lượng này đạt mức khoảng 100 triệu tấn và vẫn tiếp tục tăng cho đến nay, mặc dù với tỷ lệ tăng thấp hơn.

Bằng tinh luyện và xử lý thì các loại bitum sau được sản xuất:

Bitum "thẳng":

Là chất còn lại sau khi chưng cất trong chân không hay không khí các loại dầu mỏ chứa nhựa đường. Đối với các ứng dụng đặc biệt, cặn bitum loại chứa dầu hắc ín rất cứng có thể thu được nhờ chưng cất dầu mỏ đã qua crackinh.

Bitum "thổi":

Được sản xuất bằng cách thổi luồng không khí ngược chiều với luồng bitum thẳng nóng chảy. Phản ứng ôxi hóa diễn ra dẫn tới việc khử hiđrô và polyme hóa các thành phần thơm và chưa no. Trong quá trình này, các phân tử vòng thơm cao phân tử lượng có thể được tạo ra.

Bitum "cắt bớt" (hay loại bitum lỏng hơn):

Thu được bằng cách trộn bitum với các dung môi dầu mỏ hay dầu khoáng, đôi khi với hắc ín hay các chất thơm cao phân tử được chiết ra.

Bitum nhũ tương:

Được tạo ra bằng cách nhũ tương hóa 50-65% bitum trong nước với sự tham gia của 0,5-1,0% chất chuyển thể sữa, thông thường là xà phòng và nói chung được sử dụng ở dạng lạnh cho các mục đích công nghiệp và làm đường.

Dầu hỏa

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Dầu hỏaDầu hỏa hay Kêrôsin là hỗn hợp của các hiđrôcacbon lỏng không màu, dễ bắt cháy. Nó thu được từ chưng cất phân đoạn dầu mỏ ở nhiệt độ 150 °C đến 275 °C (các chuỗi cacbon từ C12 đến C15). Đã có thời, nó được sử dụng như nhiên liệu cho các đèn dầu hỏa, hiện nay nó được sử dụng chủ yếu làm nhiên liệu cho máy bay phản lực (nói một cách kỹ thuật hơn là Avtur, Jet-A, Jet-B, JP-4 hay JP-8). Một dạng của dầu hỏa là RP-1 cháy trong ôxy lỏng, được sử dụng làm nhiên liệu cho tên lửa. Tên gọi kêrôsin có nguồn gốc từ tiếng Hy Lạp keros (κερωσ tức sáp).

Thông thường, dầu hỏa được chưng cất trực tiếp từ dầu thô phải được xử lý tiếp, hoặc là trong các khối Merox hay trong các lò xử lý nước để giảm thành phần của lưu huỳnh cũng như tính ăn mòn của nó. Dầu hỏa cũng có thể được sản xuất bằng crackinh dầu mỏ.

Nó cũng được sử dụng như là nhiên liệu cho các bếp dầu để nấu ăn ở các nước chậm phát triển, thông thường ở đó dầu hỏa không được làm tinh khiết tốt và còn nhiều tạp chất hay thậm chí còn cả những mảnh vụn.

Nhiên liệu máy bay phản lực là dầu hỏa nặng với các thông số nghiêm ngặt hơn, chủ yếu là điểm cháy và điểm đóng băng.

Đèn dầu hỏa

Bấc đèn dầu hỏa

[sửa] Tên gọi khác

Trong các ngôn ngữ khác, dầu hỏa có tên gọi là:

coal oil

kerosene (Mỹ và Úc)

kerosine

paraffin hay paraffin oil (Anh và Nam Phi)

Turbosina (tiếng Tây Ban Nha)

Lấy từ "http://vi.wikipedia.org/wiki/D%E1%BA%A7u_h%E1%BB%8Fa"

Hắc ín

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Hắc ín lỏngHắc ín, còn gọi là dầu hắc, là một chất lỏng nhớt màu đen thu được từ chưng cất có tính phá hủy cấu trúc của các chất hữu cơ. Phần lớn hắc ín thu được từ than như là sản phẩm phụ của việc sản xuất than cốc, nhưng nó cũng có thể được sản xuất từ dầu mỏ, than bùn hay gỗ. Các "mỏ hắc ín" tự nhiên (ví dụ mỏ hắc ín La Brea ở Los Angeles) trên thực tế là nhựa đường (asphalt), chứ không phải hắc ín, và nếu chính xác hơn phải gọi là mỏ nhựa đường. Trong tiếng Anh và tiếng Pháp, "hắc ín" mang nghĩa chủ yếu là các sản phẩm thu được từ than, nhưng ở Bắc Âu, nó chủ yếu là để gọi sản phẩm thu được từ chưng cất gỗ, được sử dụng để tạo mùi cho kẹo (cùng với một số hương liệu khác).

Hắc ín là thành phần quan trọng trong các loại đường được trải nhựa đầu tiên nhất. Nó cũng được sử dụng như là chất gắn cho các ván ốp trần và để xảm thân tàu thủy và thuyền. Nó cũng được sử dụng để chống thấm nước cho thuyền buồm, nhưng ngày nay các loại thuyền buồm được làm từ các chất tổng hợp có khả năng chống thấm nước tự nhiên đã làm mất đi nhu cầu xảm thuyền. Hắc ín, trong đó đáng ngạc nhiên là hắc ín từ dầu mỏ, là một trong các chất hiệu quả nhất được sử dụng trong điều trị bệnh vẩy nến. Hắc ín là một chất tẩy trùng và cũng được sử dụng với công dụng như vậy.

Hắc ín Rangoon là dầu hắc ín tự nhiên thu được ở Rangoon bằng cách đào các giếng sâu khoảng 18 m (60 ft) xuống dưới lòng đất. Các giếng này cung cấp khoảng 412.000 bơrin (khoảng 98 triệu lít) chất lỏng này mỗi năm.

Hắc ín từ gỗ vẫn còn được sử dụng để làm chất xảm các loại thuyền gỗ truyền thống và mái bằng ván ốp của các nhà thờ cũ. Hắc ín gỗ cũng có sẵn ở dạng hòa tan và gọi là nước hắc ín, nó được sử dụng để:

Tạo hương vị cho các loại kẹo (ví dụ Terva Leijona) và rượu (Terva Viina)

Dầu thơm cho các nhà tắm hơi

Chất chống gàu trong dầu gội đầu

Thành phần trong một số mỹ phẩm

[sửa] Xem thêm

Bitum

Dầu hắc ín

Thực nghiệm nhỏ giọt dầu hắc ín

Nhựa đường

[sửa] Nguồn

Wikimedia Commons có thêm hình ảnh và tài liệu về:

Hắc ín

The Popular Encyclopedia or Conversation Lexicon' Blackie & Son c 1890

Lấy từ "http://vi.wikipedia.org/wiki/H%E1%BA%AFc_%C3%ADn"

Khí dầu mỏ hóa lỏng

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Bình khí hóa lỏngKhí dầu mỏ hóa lỏng hay Khí hóa lỏng(tiếng Anh: Liquefied Petroleum Gas; viết tắt: LPG) là chữ viết tắt của, hoặc LP Gas là "khí dầu mỏ hóa lỏng". Đây là cách diễn tả chung của propan có công thức hóa học là C3H8 và butan có công thức hóa học là C4H10, cả hai được tồn trữ riêng biệt hoặc chung với nhau như một hỗn hợp. LPG được gọi là khí dầu mỏ hóa lỏng vì các chất khí này có thể được hóa lỏng ở nhiệt độ bình thường bằng cách gia tăng áp suất vừa phải, hoặc ở áp suất bình thường bằng cách sử dụng kỹ thuật làm lạnh để làm giảm nhiệt độ. Trong thành phần của LPG, thông thường, Propan chiếm 50%, Butan chiếm 50%.

[cần dẫn nguồn]

Lấy từ "http://vi.wikipedia.org/wiki/Kh%C3%AD_d%E1%BA%A7u_m%E1%BB%8F_h%C3%B3a_l%E1%BB%8Fng"

Nhựa đường

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Rải nhựa đường

Nền nhựa đườngThuật ngữ nhựa đường cũng được sử dụng như là cách gọi ngắn gọn cho bê tông atphan.

Nhựa đường là một chất lỏng hay chất bán rắn có độ nhớt cao và có màu đen, nó có mặt trong phần lớn các loại dầu thô và trong một số trầm tích tự nhiên. Thành phần chủ yếu của nhựa đường là bitum. Vẫn tồn tại một số bất đồng trong số các nhà hóa học liên quan đến cấu trúc của nhựa đường, tuy nhiên phổ biến nhất là nó được giả lập mô hình như là một chất keo, với asphaltenes? như là thể phân tán và maltenes? như là thể liên tục.

Nhựa đường đôi khi bị nhầm lẫn với hắc ín do nó cũng là sản phẩm chứa bitum, nhưng hắc ín là loại vật liệu nhân tạo được sản xuất bằng phương pháp chưng cất phá hủy các chất hữu cơ. Tuy cùng là sản phẩm chứa bitum nhưng thông thường hàm lượng bitum trong hắc ín thấp hơn của nhựa đường. Hắc ín và nhựa đường có các thuộc tính cơ lý rất khác nhau.

Nhựa đường có thể được tách ra từ các thành phần khác của dầu thô (chẳng hạn naphtha, xăng và dầu điêzen) bằng quy trình chưng cất phân đoạn, thông thường dưới các điều kiện chân không. Việc chia tách tốt hơn nữa có thể đạt được bằng cách xử lý tiếp các phần nặng nhất của dầu mỏ trong các khối khử nhựa đường sử dụng prôpan hoặc butan trong pha siêu tới hạn để hòa tan các phân tử nhẹ hơn và sau đó được tách ra. Có thể xử lý tiếp bằng cách "thổi" sản phẩm: cụ thể là bằng cách cho nó phản ứng với ôxy. Phương pháp này làm cho sản phẩm cứng và nhớt hơn.

Các trầm tích tự nhiên chứa nhựa đường bao gồm các hồ nhựa đường (chủ yếu khai thác từ hồ Trinidad ở Trinidad, hồ Bermudez ở Venezuela), gilsonit, biển Chết ở Israel và các loại cát hắc ín.

Nhựa đường là đủ cứng để vận chuyển theo các đống rời (nó chỉ mềm đi khi bị nóng quá) vì thế đôi khi nó được trộn lẫn với dầu điêzenl hay dầu lửa cho dễ vận chuyển. Vào lúc giao hàng, các chất nhẹ hơn này sẽ được tách ra khỏi hỗn hợp. Hỗn hợp này thông thường được gọi là bitum nguyên liệu (BFS).

Ứng dụng lớn nhất của nhựa đường là sản xuất bê tông atphan để rải đường, nó chiếm khoảng 80% toàn bộ lượng nhựa đường thương phẩm được tiêu thụ ở Hoa Kỳ. Việc gắn kết các ván ốp chiếm chủ yếu phần còn lại. Các ứng dụng khác còn có: làm thuốc xịt cho động vật, xử lý cột hàng rào và chống thấm nước cho công trình xây dựng.

Ở Trung Đông cổ đại các trầm tích tự nhiên chứa nhựa đường đã được sử dụng để làm vữa để gắn kết gạch và đá, xảm tàu và chống thấm nước. Từ để chỉ nhựa đường trong tiếng Ba Tư là mumiya, có lẽ là nguồn gốc cho từ "mummy" (xác ướp) trong tiếng Anh.

Đá phiến dầu

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Đá phiến dầu cháyĐá phiến dầu là một loại đá trầm tích hạt mịn giàu chất hữu cơ và chứa một lượng lớn kerogen (một hỗn hợp các hợp chất hữu cơ rắn) có thể chiết tách các loại hydrocacbon lỏng. Các nhà địa chất không xếp nó vào nhóm đá phiến sét, và hàm lượng kerogen cũng khác so với dầu thô. Kerogen đòi hỏi cần phải xử lý nhiều hơn để có thể sử dụng được so với dầu thô, các quá trình xử lý tốn nhiều chi phí so với sử dụng dầu thô cả về mặt tài chính và tác động môi trường.[1][2] Sự tích tụ đá phiến dầu diễn ra trên khắp thế giới, đa số là ở Hoa Kỳ. Ước tính lượng tích tụ này trên toàn cầu đạt khoảng 2,8 đến 3,3 ngàn tỷ thùng (450×109 đến 520×109 m3) có thể thu hồi.[2][3][4][5]

Quá trình nhiệt phân hóa học có thể biến đổi kerogen trong đá phiến dầu thành dầu thô tổng hợp. Nung đá phiến dầu ở một nhiệt độ đủ cao sẽ tạo ra hơi, quá trình này có thể chưng cất để tạo ra dầu đá phiến giống dầu mỏ và khí đá phiến dầu có thể đốt được (khí đá phiến sét cũng được dùng để chỉ các khí xuất hiện tự nhiên trong đá phiến sét). Các ngành công nghiệp cũng có thể đốt trực tiếp đá phiến dầu như là một nguồn nhiên liệu cấp thấp để phát điện và sưởi ấm, và cũng có thể dùng nó như là nguyên liệu thô trong hóa học và sản xuất vật liệu xây dựng.[2][6]

Đá phiến dầu được chú ý đến như là một nguồn năng lượng khi mà giá dầu thô thông thường tăng cao và cũng là một lựa chọn đối với các khu vực phụ thuộc vào năng lượng cung cấp từ bên ngoài.[7][8] Việc khai thác và xử lý đá phiến dầu liên quan đến các vấn đề môi trường như: sử dụng đất, chất thải, sử dụng nước, quản lý nước thải, phát thải khí nhà kính và ô nhiễm không khí.[9][10] Estonia và Trung Quốc đã phát triển mạnh các ngành công nghiệp đá phiến dầu, bên cạnh đó Brazil, Đức, Israel và Nga cũng sử dụng đá phiến dầu.

Mục lục [ẩn]

1 Đặc điểm địa chất

2 Trữ lượng

3 Lịch sử

4 Công nghiệp

5 Chiết tách và xử lý

6 Ứng dụng và các sản phẩm

7 Kinh tế

8 Các vấn đề môi trường

9 Xem thêm

10 Tham khảo

11 Liên kết ngoài

[sửa] Đặc điểm địa chất

Bài chi tiết: Địa chất đá phiến dầu

Điểm lộ đá phiến dầu kukersite hệ Ordovic, bắc Estonia.Đá phiến dầu là một đá trầm tích giàu chất hữu cơ thuộc nhóm nhiên liệu sapropel.[11] Nó không có định nghĩa rõ ràng về mặt địa chất hoặc công thức hóa học xác định, và cũng không phải lúc nào cũng có ranh giới riêng biệt. Các đá phiến dầu khác nhau về thành phần khoáng vật, tuổi, kiểu kerogen và môi trường lắng đọng.[12] Đá phiến dầu khác với đá bitum (cát dầu và đá chứa dầu), than humic và đá phiến sét cacbonat. Trong khi cát dầu được tạo ra từ phân rã sinh học của dầu, thì yếu tố nhiệt và áp suất chưa chuyển đổi kerogen trong đá phiến dầu thành dầu hỏa.[2][13][14]

Đá phiến dầu chứa tỷ lệ chất hữu cơ thấp hơn trong than đá. Trong đá phiến dầu thương mại, tỷ lệ vật chất hữu cơ so với các khoáng vật khác nằm trong khoảng 0,75:5 và 1,5:5. Ở cùng một thời điểm, vật chất hữu cơ trong đá phiến dầu có tỷ lệ hydro/cacbon (H/C) thấp hơn trong dầu thô khoảng 1,2 đến 1,8 lần và cao hơn trong than đá khoảng 1,5 đến 3 lần.[2][11][15] Thành phần hữu cơ của đá phiến dầu được phân chia theo tổ hợp của sinh vật như xác của tảo, bào tử, phấn hoa, thực vật lớp cutin và các mảnh vụn của cây thân thảo và cây thân gỗ, và các tế bào của các thực vật trên cạn và dưới nước.[2][16] Một số tích tụ chứa các hóa thạch có ý nghĩa như mỏ than Messel của Đức hiện là di sản thế giới. Thành phần khoáng vật trong đá phiến dầu chủ yếu gồm silica hạt mịn và cacbonat.[6][11]

Dựa trên các thành phần cơ bản cấu tạo nên đá phiến dầu, các nhà địa chất có thể phân loại các chúng thành đá phiến sét giàu cacbonat, đá phiến sét giàu silica, hay đá phiến sét giàu than nến.[17] Một phân loại khác theo biểu đồ Krevelen, đề cập đến các loại kerogen, dựa vào thành phần hydro, cacbon, và ôxy của đá phiến dầu.[12] Phân loại được sử dụng rộng rãi nhất được Adrian C. Hutton, Đại học Wollongong, phát triển vào khoảng năm 1987-1991, phù hợp với các thuật ngữ thạch học có nguồn gốc từ nguyên từ học về than. Sự phân loại này chia đá phiến dầu theo môi trường tích tụ sinh khối ban đầu gồm trên cạn, hồ (trầm tích dạng đáy hồ), hay biển (trầm tích dạng đáy biển).[6][18] Biểu đồ phân loại của Hutton đã chứng minh tính hữu dụng của nó trong việc đánh giá thành phần và sản lượng dầu được chiết tách.[2]

[sửa] Trữ lượng

Hóa thạch trong đá phiến dầu (kukersite) tuổi Ordovic, bắc EstoniaBài chi tiết: Trữ lượng đá phiến dầu

Các nhà phân tích chỉ ra sự khác biệt giữa tài nguyên đá phiến dầu và trữ lượng đá phiến dầu. "Tài nguyên" có thể đề cập đến tất cả các mỏ đá phiến dầu trong khi đó "trữ lượng" có ý nghĩa hẹp hơn dùng để chỉ các mỏ đá phiến dầu mà với công nghệ hiện tại có thể khai thác có lãi. Khi công nghệ khai thác phát triển liên tục, các nhà quy hoạch chỉ có thể ước lượng hàm lượng kerogen có thể thu hồi được.[6][19] Mặc dù tài nguyên đá phiến dầu có mặt ở một số nước nhưng chỉ có 33 nước có thể khai thác mang lại giá trị kinh tế.[20][21] Các mỏ được thăm dò tốt, có khả năng xếp vào trữ lượng như các mỏ thuộc hệ tầng sông Green miền tây Hoa Kỳ, các mỏ có tuổi đệ Tam ở Queensland, Úc, các mỏ ở Thụy Điển và Estonia, mỏ El-Lajjun ở Jordan, và các mỏ ở Pháp, Đức, Brazil, Trung Quốc, nam Mông Cổ và Nga. Các mỏ này được đánh giá là có khả năng sản xuất ít nhất 40 lít dầu từ 1 tấn đá phiến dầu bằng thí nghiệm Fischer.[6][12]

Theo đánh giá năm 2005, tài nguyên đá phiến dầu trên toàn thế giới đạt khoảng 411 tỷ tấn - đủ để sản xuất 2,8 đến 3,3 ngàn tỷ thùng (520 km³) dầu.[2][3][4][5] Trữ lượng này hơn hẳn trữ lượng dầu truyền thống trên toàn thế giới, ước tính khoảng 1,317 ngàn tỷ thùng (209,4 km³) dầu theo số liệu ngày 1 tháng 1 năm 2007.[22] Các mỏ lớn nhất thế giới tập trung ở Hoa Kỳ trong hệ tầng sông Green, khoảng 70% các mỏ này nằm dưới đất được quản lý bởi chính phủ liên bang Hoa Kỳ.[23] Các mỏ ở Hoa Kỳ chiếm 62% các nguồn tài nguyên trên thế giới, nếu tính cả Hoa Kỳ, Nga và Brazil thì con số này đạt 86%.[20] Các con số này vẫn mang tính định hướng dựa trên những kết quả thăm dò và phân tích trữ lượng của những mỏ đã được khảo sát.[2][6] Giáo sư Alan R. Carroll Đại học Wisconsin-Madison cho rằng các mỏ đá phiến dầu nguồn gốc hồ thuộc Permi thượng miền tây bắc Trung Quốc, đã không được đề cập trong các đánh giá trữ lượng đá phiến dầu trên toàn cầu, có kích thước có thể so sánh được với hệ tầng sông Green.[24]

[sửa] Lịch sử

Bài chi tiết: Lịch sử công nghiệp đá phiến dầu

Sản lượng đá phiến dầu (triệu tấn) ở Estonia (mỏ Estonia), Nga (mỏ Leningrad và Kashpir), Vương quốc Anh (Scotland, Lothians), Brazil (hệ tầng Irati), Trung Quốc (mỏ Mậu Danh và Phú Thuận), và Đức (Dotternhausen) từ 1880 đến 2000[6]Con người đã sử dụng đá phiến dầu để làm nhiên liệu từ thời tiền sử, vì nó được đốt trực tiếp mà không qua bất kỳ khâu xử lý nào.[25] Người Anh thời đại đồ sắt đánh bóng nó và nắn nó thành đồ trang sức.[26] Công nghiệp khai khoáng đá phiến dầu hiện đại bắt đầu từ năm 1837 ở Autun, Pháp theo sau đó là Scotland năm 1850, Úc năm 1865, và một vài quốc gia khác.[2][27][28] Hoạt động khai thác trong suốt thế kỷ 19 chủ yếu tập trung vào sản xuất dầu hỏa, đèn dầu và parafin; các sản phẩm này giúp cung cấp cho nhu cầu thắp sáng đang tăng mạnh trong suốt cuộc cách mạng công nghiệp.[29] Dầu thô, dầu bôi trơn và dầu nhờn, và amoni sulfat cũng được sản xuất.[30] Công nghiệp đá phiến dầu phát triển nhanh chóng trước Đệ nhất thế chiến do bị hạn chế tiếp cận đến nguồn dầu mỏ truyền thống và để sản xuất một lượng lớn sản phẩm sử dụng cho xe máy và xe tải, là những sản phẩm sử dụng chung với xăng.

Năm 1912, Văn phòng Tài nguyên Dầu khí và Đá phiến dầu Hải quân, nay trực thuộc Bộ Năng lượng Hoa Kỳ, được thành lập. Nguồn năng lượng đá phiến dầu được xem như nguồn dự phòng cho quân đội, đặc biệt là hải quân. [31] Năm 1900 New Zealand bắt đầu xây dựng nhà máy đá phiến dầu, 1915 là Thụy Điển, Thụy Sĩ 1921, Estonia năm 1921, Tây Ban Nha năm 1922, Trung Quốc năm 1929 và Nam Phi năm 1935. [28] [32] Năm 1924, dự án năng lượng Tallinn lần đầu tiên trên thế giới tập trung khai thác dầu từ đá phiến.[11][33]

Mặc dù các ngành công nghiệp đá phiến dầu của Trung Quốc và Estonia vẫn tiếp tục phát trển sau Đệ nhị thế chiến, vào khoảng thập niên 1950 và 60, hầu hết các nước khác (Pháp, Úc, New Zealand, Tây Ban Nha, Scotland và Nam Phi) đã dừng các dự án của họ do chi phí xử lý cao và dầu mỏ giá rẻ hơn đã có sẵn.[2][6][27][34] Riêng nước Đức vẫn duy trì khai thác đá phiến dầu làm xi măng, năng lượng và các sản phẩm nhiệt lượng khác bởi tập đoàn Holcim[6][2][27].

Sau cuộc khủng hoảng dầu năm 1973, sản lượng đá phiến dầu trên thế giới đạt đến đỉnh là 46 triệu tấn trong năm 1980 và sau đó giảm xuống còn 16 triệu tấn năm 2000, do sự cạnh tranh của chương trình dầu mỏ truyền thống giá rẻ thập niên 1980.[9][20] Ngày 2 tháng 5 năm 1982, sự kiện "ngày chủ nhật đen", Exxon đã hủy bỏ dự án đá phiến dầu Colony trị giá 5 tỷ USD gần Parachute, Colorado do giá dầu thấp và chi phí sản xuất tăng, làm hơn 2.000 công nhân mất việc và phải thế chấp nhà cửa để trả nợ, kéo theo sự phá sản của các doanh nghiệp nhỏ.[35] Năm 1986, Tổng thống Ronald Reagan ký Đạo luật Điều hòa Ngân sách Tổng hợp năm 1985 (Consolidated Omnibus Budget Reconciliation Act of 1985) để hủy bỏ chương trình tổng hợp nhiên liệu lỏng của Hoa Kỳ.[4]

Công nghiệp đá phiến dầu toàn cầu bắt đầu sống lại vào đầu thế kỷ 21. Năm 2003, một chương trình khai thác đá phiến dầu khởi động lại ở Hoa Kỳ. Các nhà chức trách giới thiệu một chương trình cho thuê thương mại cho phép chiết tách dầu từ đá phiến dầu và cát dầu trên các vùng đất của liên bang vào năm 2005, phù hợp với Đạo luật về chính sách năng lượng năm 2005 (Energy Policy Act of 2005).[36][37]

[sửa] Công nghiệp

Công trình thí nghiệm hiện trường của Shell, bồn trũng Piceance, Colorado, USABài chi tiết: Công nghiệp đá phiến dầu

Năm 2008, ngành công nghiệp sử dụng đá phiến dầu ở Brazil, Trung Quốc, Estonia và một vài vùng ở Đức, Israel, và Nga. Một vài quốc gia khác sau đó cũng đã bắt đầu xử lý đá phiến dầu và xây dựng các cơ sở sản xuất thí điểm, trong khi các quốc gia khác đã đi vào giai đoạn kết thúc ngành công nghiệp đá phiến dầu của họ.[2] Dự trữ đá phiến dầu để sản xuất dầu thô ở Estonia, Brazil, và Trung Quốc; để phát điện ở Estonia, Trung Quốc, Israel, và Đức; để sản xuất xi măng ở Estonia, Đức, và Trung Quốc; và dùng trong công nghiệp hóa học ở Trung Quốc, Estonia, và Nga.[2][34][38][39] Năm 2005, riêng Estonia đã chiếm khoảng 70% sản lượng đá phiến dầu trên thế giới[38][40].

Romania và Nga trong quá khứ đã đốt đá phiến dầu để chạy nhà máy điện, nhưng sau đó đã ngưng sử dụng nguồn nhiên liệu này và thay thế bằng các nguồn nhiên liệu khác như khí thiên nhiên. Jordan và Ai Cập dự định xây các nhà máy điện đốt bằng đá phiến dầu, trong khi đó Canada va Thổ Nhĩ Kỳ dự định xây các nhà máy điện đốt bằng đá phiến dầu cùng với than.[2][20][41] Sử dụng đá phiến dầu như là nguồn nhiên liệu chính để phát điện chỉ có ở Estonia, nhà máy điện Narva ở đây sản xuất 95% sản lượng điện của quốc gia này trong năm 2005.[42]

[sửa] Chiết tách và xử lý

Quy trình chiết tách đá phiến dầuBài chi tiết: Chiết tách đá phiến dầu

Hầu hết việc khai thác đá phiến dầu liên quan đến khai thác mỏ theo sau đó là vận chuyển sản phẩm đến nơi nào đó đốt để phát điện hoặc trải qua các quá trình xử lý. Phương pháp thông thường nhất là khai thác mỏ lộ thiên. Các công đoạn bao gồm bốc đi lớp phủ (đất, thực vật) để lộ ra đá phiến dầu trong trường hợp mỏ nằm gần mặt đất. Trong trường hợp mỏ nằm dưới sâu phải sử dụng phương pháp khai thác hầm lò, phương pháp này chỉ bốc đi một phần nhỏ lớp phủ trên bề mặt sau đó đào các đường hầm và khai thác theo kiểu buồng và trụ chống.[43]

Việc tách các thành phần có ích từ đá phiến dầu thường diễn ra trên mặt đất (xử lý ngoài hiện trường (ex-situ), tuy nhiên một số công nghệ hiện đại cho phép việc xử lý có thể được tiến hành ngay tại hiện trường (in-situ) dưới lòng đất.[44] Trong cả hai trường hợp, quá trình nhiệt phân hóa học chuyển đổi kerogen trong đá phiến dầu thành dầu thô và khí tổng hợp. Các công nghệ biến đổi phổ biến nhất là nung đá phiến dầu trong điều kiện thiếu ôxy ở áp xuất mà tại đó kerogen phân hủy thành khí, dầu cô đặc, và cặn dầu rắn. Quá trình này diễn ra trong khoảng nhiệt độ từ Bản mẫu:Convert/°C đến Bản mẫu:Convert/°C.[19] Quá trình phân hủy bắt đầu ở nhiệt độ tương đối thấp (Bản mẫu:Convert/°C), nhưng quá trình trở nên nhanh hơn và hoàn toàn hơn ở nhiệt độ cao hơn.[45]

Xử lý tại hiện trường (in-situ) sử dụng nhiệt để nung đá phiến dầu dưới lòng đất. Các công nghệ này có khả năng chiết tách nhiều dầu hơn từ một khu vực mỏ cho trước so với xử lý ngoài hiện trường, vì khi đó họ có thể xử lý vật liệu ở độ sâu lớn hơn so với việc xử lý ở các mỏ trên mặt.[46]

Một số công ty có bằng sáng chế độc quyền về các phương pháp xử lý tại hiện trường. Tuy nhiên, phần lớn các phương pháp này vẫn còn trong giai đoạn thử nhiệm. Có thể so sánh quá trình xử lý hiện trường thuần túy (true in-situ - TIS) và hiện trường cải tiến (modified in-situ - MIS). Xử lý ngay tại hiện trường thuần túy không liên quan đến khai thác mỏ đá phiến dầu, còn xử lý bằng phương pháp hiện trường cải tiến liên quan đến việc loại bỏ một phần đá phiến dầu và mang chúng lên mặt đất để xử lý tạo độ thấm cho khí thoát ra trong lò nung cuội sỏi. Chúng vỡ ra thành các mảnh vụn đá phiến dầu.[47]

Hàng trăm bằng sáng chế về công nghệ chưng cất đá phiến dầu đã được cấp;[48] tuy nhiên, chỉ vài chục là đã qua thử nghiệm. Năm 2006, chỉ có 4 công nghệ đã được sử dụng trong thương mại là[49]: Kiviter, Galoter, Fushun, và Petrosix.[50]

[sửa] Ứng dụng và các sản phẩm

Các ngành công nghiệp có thể sử dụng đá phiến dầu để làm nhiên liệu chạy các nhà máy nhiệt điện, đốt nó (giống như đốt than) để làm quay các tuốc bin hơi nước; một vài nhà máy kiểu này sử dụng nhiệt để sưởi khu vực nhà dân và trung tâm thương mại. Các nhà máy năng lượng đá phiến dầu cỡ lớn ở Estonia có công suất lắp đặt đạt 2.967 megawatt (MW), ở Israel là 12,5 MW, Trung Quốc là 12 MW, và Đức là 9,9 MW.[20][51]

Thêm vào đó ngoài việc sử dụng làm nhiên liệu, đá phiến dầu cũng có thể dùng để xản suất sợi cacbon chuyên dụng, cacbon hấp phụ, cacbon đen, phenol, nhựa, keo, các chất thuộc da, mát tít, bitum đường, xi măng, gạch, đá khối dùng trang trí và trong xây dựng, chất bổ sung vào đất, phân bón, sợi cách nhiệt (cách âm), thủy tinh, dược phẩm.[38] Tuy vậy, đá phiến dầu sử dụng để xản suất các sản phẩm này thì rất ít, hoặc chỉ ở giai đoạn thí nghiệm.[2][6] Một số mỏ đá phiến dầu chứa lưu huỳnh, amoniac, nhôm, tro soda Na2 CO3, urani, và nahcolit (NaHCO3) là các sản phẩm chiết tách từ đá phiến dầu. Giữa năm 1946 và 1952, loại đá phiến sét có nguồn gốc biển Dictyonema dùng để tách urani được sản xuất ở Sillamäe, Estonia, và giữa năm 1950 và 1989 khí từ đá phiến dầu tổng hợp Thụy Điển sử dụng đá phiến sét phèn cho mục đích tương tự.[6] Khí tổng hợp được sử dụng để thay thế khí thiên nhiên, nhưng năm 2008, việc sản xuất khí này để sử dụng giống như khí thiên nhiên không thể thực hiện được nữa vì lý do kinh tế.[52][53]

Dầu chiết tách từ đá phiến dầu không thể thay thế những đặc tính ứng dụng của dầu thô một cách trực tiếp vì nó chứa hàm lượng olefin, ôxy và nitơ cao hơn dầu thô truyền thống.[4] Một vài loại đá phiến dầu có thể có hàm lượng lưu huỳnh hoặc asen cao hơn. Khi so sánh với dầu thô ngọt nhẹ Texas (West Texas Intermediate), tiêu chuẩn benchmark áp dụng cho dầu thô cho thị trường tương lai, hàm lượng lưu huỳnh trong đá phiến dầu sông Green biến động từ gần 0% đến 4,9% (trung bình 0,76%), trong khi đó hàm lượng này ở West Texas Intermediate cao nhất là 0,42%.[54] Hàm lượng lưu huỳnh trong đá phiến dầu của Jordan có thể lên tới 9,5%.[55] Ví dụ, hàm lượng asen sẽ là trở ngại đối với đá phiến dầu sông Green vì hàm lượng này càng cao cũng có nghĩa là dầu phải trải qua các công đoạn nâng cấp chất lượng (xử lý hiđrô) trước khi đưa vào nhà máy lọc dầu.[17] Các quá trình chưng cất trên mặt đất thường hướng đến các mỏ đá phiến dầu có chỉ số API thấp hơn các quá trình xử lý tại hiện trường. Đá phiến dầu tốt nhất là dùng để chưng cất ra các sản phẩm trung bình như kerosen, nhiên liệu động cơ, và diesel. Nhu cầu thế giới về các sản phẩm chưng cất này, đặc biệt dùng làm nhiên liệu diesel, tăng nhanh chóng trong thập niên 1990 và 2000.[4][56] Tuy nhiên, các quá trình chưng cất thích hợp tương tự như cracking hiđrô có thể chuyển đá phiến dầu thành các hydrocacbon nhẹ như xăng.[4]

[sửa] Kinh tế

Bài chi tiết: Kinh tế đá phiến dầu

NYMEX dầu thô ngọt nhẹ theo USD, 2005 đến tháng 3 năm 2008 (không có điều chỉnh từ lạm phát) 2005 đến tháng 11 năm 2008

Trong suốt đầu thế kỷ 20, công nghiệp dầu thô phát triển mạnh, từ đó những nỗ lực khai thác các mỏ đá phiến dầu chỉ đạt nhiều thành công khi giá đá phiến dầu trong một khu vực cụ thể giảm xuống thấp hơn giá dầu thô hoặc so với các sản phẩm thay thế khác.[57] Theo cuộc khảo sát của RAND Corporation, chi phí sản xuất một thùng dầu tại một tổ hợp chưng chất trên mặt đất ở Hoa Kỳ (bao gồm mỏ, nhà máy chưng cất, nhà máy nâng cao chất lượng, hỗ trợ vận chuyển, và hoàn thổ đá phiến sét), nằm trong khoảng 70-95 USD (440-600 USD/m3, điều chỉnh theo giá năm 2005). Giá ước lượng này có xét đến sự thay đổi cấp độ chất lượng kerogen và ảnh hưởng của quá trình chiết tách. Để vận hành có lợi nhuận, giá dầu thô cần duy trì không rớt xuống các mức như dự đoán ở trên. Việc phân tích cũng xem xét đến khả năng chi phí xử lý có thể giảm xuống sau khi xây dựng tổ hợp. Một tổ hợp theo giả thuyết có thể đạt đến việc giảm chi phí khoảng 35-70% sau khi sản xuất 500 triệu thùng dầu đầu tiên, cộng với việc tăng chi phí đầu ra 25 ngàn thùng dầu trong suốt các năm sau khi bắt đầu sản xuất thương mại, RAND dự đoán rằng chi phí sẽ giảm xuống 35-48 USD/thùng (220-300 USD/m3) trong 12 năm. Sau khi đạt mốc 1 tỷ thùng, các chi phí có thể giảm xuống còn 30-40 USD/thùng (190-250 USD/m3).[38][43] Một số nhà bình luận so sánh ngành công nghiệp đá phiến dầu Hoa Kỳ với ngành công nghiệp cát dầu Athabasca [58], chỉ ra rằng "giai đoạn đầu tiên gặp nhiều khó khăn nhất, trong cả hai lĩnh vực kỹ thuật và kinh tế".[59][60]

Royal Dutch Shell thông báo rằng công nghệ khai thác tại hiện trường của công ty này ở Colorado có thể cạnh canh với giá trên 30 đô la một thùng (190 USD/m3), trong khi các công nghệ khác với sản lượng tối đa chỉ có lời khi giá bán không thấp hơn 20 USD một thùng (130 USD/m3).[47][61][62] Để tăng hiệu quả thu hồi từ đá phiến dầu, các nhà nghiên cứu đã đề xuất và thử nghiệm mộ số quá trình đồng nhiệt phân.[63][64][65][66][67] Một bài báo trong tạp chí Pétrole Informations [68] xuất bản năm 1972 so sánh sản lượng dầu từ đá phiến dầu với các sản phẩm lỏng từ than rằng các sản phẩm hóa lỏng từ than thì ít đắt hơn, tạo ra nhiều dầu hơn, và ít tác động đến môi trường hơn là chiết tách từ đá phiến dầu. Bài báo cũng nêu rằng có thể tạo 650 lít (170 galon Mỹ; 140 imp gal) dầu từ một tấn than, trong khi đó chỉ tạo ra được 150 lít (40 galon Mỹ; 33 imp gal) dầu từ 1 tấn đá phiến dầu.[27]

Do đó người ta tính toán khả năng khai thác đá phiến dầu tới hạn dựa vào tỷ số năng lượng được sản xuất bởi đá phiến dầu và năng lượng được sử dụng trong các công trình khai thác mỏ và trong các quá trình xử lý nó, tỷ số này được gọi là "Năng lượng thu hồi dựa trên năng lượng đầu tư" EROEI (Energy Returned on Energy Invested). Kết quả nghiên cứu vào năm 1984 ước tính rằng EROEI đối với các mỏ đá phiến dầu thay đổi trong khoảng 0,7-13,3[69] mặc dù số liệu từ các dự án khai thác đá phiến dầu cho thấy rằng tỷ số này dao động từ 3 đến 10. Royal Dutch Shell công bố tỷ số EROEI đạt 3 đến 4 của mỏ mà họ đã và đang khai thác tại hiện trường trong dự án Mahogany.[61][70][71] Bên cạnh đó, nước cần trong việc xử lý lọc đá phiến dầu cũng tạo ra một sức hút về kinh tế: điều này có thể là một vấn đề đối với các khu vực khan hiếm nước.

[sửa] Các vấn đề môi trường

Khu vực xử lý đá phiến dầu Kiviõli và nhà máy hóa chất ở ida-Virumaa, EstoniaBài chi tiết: Tác động môi trường của ngành công nghiệp đá phiến dầu

Khai thác đá phiến dầu gây ra một số tác động môi trường, đặc biệt là khai thác lộ thiên sẽ tác động nhiều hơn khi khai thác hầm lò. Các yếu tố tác động như nước axít mỏ, các kim loại cuốn theo dòng nước mặt và nước dưới đất, tăng xói mòn, phát thải khí lưu huỳnh, và ô nhiễm không khí từ các nhà máy xử lý, khâu vận chuyển và các hoạt động hỗ trợ khác trong khai thác và chế biến.[9][10] Năm 2002, ngành công nghiệp năng lượng ở Estonia sử dụng đá phiến dầu làm nguồn nguyên liệu chính phát thải khí là nguyên nhân cho 97% ô nhiểm không khí, 86% ô nhiểm chất thải và 23% ô nhiểm nước.[72]

Khai thác đá phiến dầu có thể phá hủy giá trị của đất về mặt sinh học và giải trí, và hệ sinh thái trong khu vực khai thác mỏ. Các quá trình đốt và tạo nhiệt phát sinh ra nhiều chất thải rắn và thải vào khí quyển các chất khí như điôxít cacbon, khí nhà kính. Các nhà môi trường học phản đối sản xuất và sử dụng đá phiến dầu vì nó tạo ra thậm chí là nhiều khí nhà kính hơn các nguyên liệu hóa thạch thông thường.[73] Trong điều 526 của Đạo luật Độc lập và An ninh Năng lượng (Energy Independence And Security Act) cấm các cơ quan Chính phủ Hoa Kỳ mua dầu được sản xuất từ các quá trình xử lý mà việc phát thải khí nhà kính nhiều hơn so với dầu mỏ thông thường.[74][75] Các quá trình biến đổi dầu tại hiện trường mang tính thử nghiệm và các công nghệ hấp thụ và chứa cacbon có thể làm giảm thiểu những lo lắng này trong tương lai nhưng cùng lúc nó có thể gây ra những vấn đề môi trường khác như ô nhiễm nước dưới đất.[76]

Một số nhà phê bình thì nhấn mạnh đến việc sử dụng nước trong ngành công nghiệp đá phiến dầu. Ví dụ, năm 2002, công nghiệp năng lượng đốt đá phiến dầu ở Estonia sử dụng 91% tổng lượng nước tiêu thụ của nước này.[72] Tùy thuộc vào công nghệ, đối với chưng cất đá phiến dầu trên mặt đất sử dụng từ 1 đến 5 thùng nước để sản xuất ra 1 thùng dầu.[43][77][78][79][80] Năm 2007 bản báo cáo hiện trạng tác động môi trường được Cục địa chính Hoa Kỳ phát hành chỉ ra rằng các hoạt động khai thác mỏ lộ thiên và lọc dầu tạo ra từ 8-38 lít nước thải trên mỗi tấn đá phiến dầu được xử lý.[77] Theo một đánh giá, quá trình xử lý tại hiện trường sử dụng khoảng 1/10 lượng nước như trên.[81]

Mối quan tâm về nước trở thành vấn đề đặc biệt nhạy cảm đối với các khu vực khô cằn như miền tây Hoa Kỳ và sa mạc Negev của Israel, vì nơi này các dự án có từ trước mở rộng chiết tách dầu bất chấp sự cạn kiệt nguồn nước.[82]

Các nhà hoạt động môi trường, bao gồm các thành viên của tổ chức Hòa bình xanh đã tổ chức các cuộc phản đối mạnh mẽ đối với ngành công nghiệp đá phiến dầu. Một trong những kết quả đạt được là công ty Tài nguyên Năng lượng Queensland (Queensland Energy Resources) buộc phải dừng dự án đá phiến dầu Stuart (Stuart Oil Shale Project) ở Úc trong năm 2004.[9][83][84][85]

Đá phiến sét

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Đá phiến sétĐá phiến sét là đá trầm tích hạt mịn mà các thành nguyên gốc của nó là các khoáng vật sét hay bùn. Nó được đặc trưng bằng các phiến mỏng[1] bị phá vỡ bằng nếp đứt gãy cong không theo quy luật, thường dẽ vỡ vụn và nói chung là song song với mặt phẳng đáy khó phân biệt được. Tính chất này được gọi là khả năng tách bóc. Các loại đá không tách bóc được nhưng với thành phần tương tự nhưng hợp thành từ các hạt nhỏ hơn 1/16 mm được gọi là đá bùn. Các loại đá với kích thước hạt tương tự, nhưng ít thành phần sét hơn và vì thế sạn hơn, được gọi là bột kết. Đá phiến sét là loại đá trầm tích phổ biến nhất[2].

Một mẫu mảnh cắt mũi khoan chứa đá phiến sét trong khi khoan giếng dầu tại Louisiana. Hạt cát có đường kính 2 mm.Mục lục [ẩn]

1 Hình thành

2 Xem thêm

3 Ghi chú

4 Tham khảo

[sửa] Hình thành

Lớp đá phiến sét bị che phủ bằng lớp đá vôi, cao nguyên Cumberland, Tennessee, Hoa Kỳ.Quá trình trong chu trình thạch học tạo thành đá phiến sét là nén ép. Các hạt mịn tạo thành đá phiến sét có thể còn lại trong nước lâu sau khi các hạt cát lớn và nặng hơn đã trầm lắng. Đá phiến sét thông thường bị trầm lắng trong nước chảy rất chậm và vì thế thường được tìm thấy trong các trầm tích ao hồ và phá, trong các vùng châu thổ, trên các bãi bồi và ngoài khơi của các bãi cát ven biển. Chúng cũng có thể trầm lắng trên các thềm lục địa, trong các vùng nước tương đối sâu và ít bị khuấy động.

'Đá phiến sét đen' có màu sẫm, là kết quả của các trầm tích đặc biệt giàu cacbon không bị ôxi hóa. Phổ biến trong một số địa tầng Cổ sinh và Trung sinh, đá phiến sét đen được trầm lắng trong các môi trường khử thiếu ôxy, chẳng hạn trong các vùng nước tù đọng.

Các hóa thạch, dấu vết/vết đào bới của động vật và ngay cả các giọt mưa đôi khi cũng được bảo tòn trên các bề mặt tạo lớp của đá phiến sét. Đá phiến sét có thể chứa các khối kết hạch.

Các loại đá phiến sét khi trải qua thay đổi bởi nhiệt và áp lực để thành loại đá biến chất cứng, có thể tách ra được, thì gọi là đá phiến, thường hay được sử dụng trong xây dựng.

Khoan định hướng

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Xin đừng nhầm lẫn với Khoan (định hướng)

Khoan định hướng là một kỹ thuật khoan các giếng không theo chiều thẳng đứng. Nó có thể được chia thành 3 nhóm chính: Khoan định hướng mỏ dầu, thiết bị khoan định hướng ( hay H.D.D., khoan nghiêng) và vỉa than định hướng.

[sửa] Lịch sử

Mục đích đầu tiên của công nghệ khoan này là thu hồi sản phẩm. Điều đầu tiên là việc nhận thấy rằng các giếng dầu (hoặc giếng nước, vì chúng cạn hơn nên chủ yếu sử dụng trong công nghiệp dầu khí) không nhất thiết phải thẳng đứng. Sự nhận thức này được tiếp nhận khá chậm chạp và thực sự không gây được sự chú ý của ngành công nghiệp dầu khí mãi cho đấn cuối thập niên 1920 khi có một vài vụ kiện tụng cho rằng các giếng được khoan từ một giàn khoan của một chủ thể đã xuyên qua ranh giới của nó vào đi một vỉa của một chủ thể khác kế bên.

Việc đo đạc độ nghiêng của một giếng khoan (so với phương thẳng đứng) tương đối đơn giản, chỉ cần dùng con lắc. Tuy nhiênm để đo góc phương vị (phương so với tọa độ địa lý trong đó giếng khoan đang chạy nghiêng theo phương thẳng đứng) thì khó hơn nhiều. Trong một số trường hợp cụ thể, có thể sử dụng từ trường nhưng nó có thể bị ảnh hưởng bởi các vật dụng kim loại sử dụng trong khi khoan. Một tiến bộ khác đã được sử dụng để hiệu chỉnh la bàn hồi chuyển nhỏ bởi Sperry Corporation, tổ chức đã làm các la bàn tương tự để định vị trong không gian. Sperry thực hiện nó trong hợp đồng với Sun Oil (tổ chức liên quan đến vụ kiện ở trên), và công ty "Sperry Sun", một chi nhánh của nó tồn tại đến ngày nay và sáp nhập vào Halliburton. Ba thành phần được đo đạc tại các điểm cho trước và một điểm tại giếng khoan đã biết để xác định vị trí của nó: độ sâu tại điểm đang xác định (độ sâu đáy), độ nghiên tại điểm đó, và góc phương vị từ. Kết hợp 3 thành phần này lại được điểm cần xác định. Xác định một loại các điển này sẽ vẽ được đường đi và vị trí của giếng khoan.

[sửa] Tham khảoKhí đồng hành

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Khí đồng hành bị đốt bỏ ở mỏ dầu tại CaliforniaKhí đồng hành (tiếng Anh: associated gas) là khí tự nhiên được tìm thấy cùng dầu thô, có thể ở dạng hoà lẫn với dầu thô hoặc tạo thành không gian phía trên lớp dầu thô trong mỏ dầu [1].

Khí đồng hành khi được tách khỏi dầu thô là hỗn hợp chủ yếu gồm etan (C2H6), propan (C3H8), butan (C4H10) và pentan (C5H12). Ngoài ra còn những tạp chất không mong muốn như nước, sulfua hiđrô (H2S), CO2, Helium (He), Nitơ (N2) và một số tạp chất khác.

Trong quá khứ loại khí này là thành phần không mong muốn và thường bị đốt bỏ. Kể cả tới năm 2003, việc đốt bỏ vẫn ở khối lượng lớn, hàng ngày có đến 10-13 tỷ feet khối trên toàn thế giới [2]. Tuy nhiên, với tiến bộ của công nghệ, giá thành dầu thô và khí tự nhiên tăng lên và các ứng dụng của khí tự nhiên trở nên phổ biến, khí đồng hành được tận dụng và trở thành nguồn nguyên liệu mang lại hiệu quả cao. Năm 1947, ở Mỹ, hàng ngày khoảng 3 tỷ feet khối khí đồng hành bị đốt bỏ; đến năm 2002, con số này giảm 13 lần trong khi sản lượng khai thác cao hơn năm 1947 [3]. Nigeria là quốc gia có trữ lượng khí tự nhiên rất lớn, chiếm 30% trữ lượng toàn Châu Phi. Tuy vậy 75% khí đồng hành ở các mỏ dầu thường bị đốt bỏ một cách lãng phí. Chính phủ Nigeria đã ra một đạo luật quy định đến năm 2008, khí đồng hành sẽ không bị đốt nữa, các hãng dầu khí có trách nhiệm lắp đặt các thiết bị xử lý khí để tận dụng nguồn tài nguyên này [4].

[sửa] Các giải pháp sử dụng khí đồng hành

Bơm ngược trở lại giếng dầu để thu hồi sau này khi có giải pháp kinh tế hơn đồng thời duy trì áp lực giếng để dầu tiếp tục tự phun lên.

Chuyển hóa thành các sản phẩm khác (ví dụ metanol - CH3OH) để dễ chuyên chở hơn

Tách các tạp chất để có khí hóa lỏng tự nhiên rồi chuyển xuống bồn chứa

Chuyến hóa thành các hợp chất (ví dụ metanol) làm nguyên liệu cho công nghiệp hóa dầu

Dùng phát điện ngay tại mỏ cho các nhu cầu vận hành và có thể truyền tải đi xa

Vận chuyển bằng đường ống tới nhà máy xử lý khí.

[sửa] Sử dụng khí đồng hành ở Việt Nam

Ở Việt Nam, dầu thô được khai thác ở quy mô công nghiệp từ năm 1986 nhưng khí đồng hành vẫn bị đốt bỏ ngay tại mỏ cho đến năm 1997. Hình ảnh những ngọn lửa rực sáng trên các giàn khoan trong đêm đã một thời là hình ảnh nổi tiếng và có phần tự hào về nền công nghiệp dầu khí non trẻ của Việt Nam. Việc xử lý khí đồng hành với khối lượng lớn cần lượng máy móc đồ sộ mà điều kiện khai thác trên biển không cho phép thực hiện. Giải pháp triệt để là lắp đặt đường ống và đưa số khí đó vào bờ. Năm 1997, hệ thống xử lý đồng hành của Việt Nam bắt đầu vận hành, hàng năm đưa khoảng 1 tỷ m³ vào bờ, cung cấp khí hóa lỏng, dung môi pha xăng (condensate), khí tự nhiên cho các nhà máy điện[5], v.v... Ngày nay, khí đồng hành là nguyên liệu chủ yếu sản xuất khí hóa lỏng và dung môi pha xăng; là một phần nguyên liệu cung cấp cho Nhà máy phân đạm Phú Mỹ, và nhiên liệu cho các nhà máy điện dùng turbine khí.

Dầu diesel

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Dầu diesel là một loại nhiên liệu lỏng, sản phẩm tinh chế từ dầu mỏ có thành phần chưng cất nằm giữa dầu hoả (kesosene) và dầu bôi trơn (lubricating oil). Chúng thường có nhiệt độ bốc hơi từ 175 đến 370 độ C. Các nhiên liệu Diesel nặng hơn, với nhiệt độ bốc hơi 315 đến 425 độ C còn gọi là dầu Mazut (Fuel oil).

Dầu Diesel được đặt tên theo nhà sáng chế Rudolf Diesel, và có thể được dùng trong loại động cơ đốt trong mang cùng tên, động cơ Diesel.

Các thông số kỹ thuật của dầu Diesel Các tiêu chuẩn chất lượng của nhiên liệu Diesel Loại nhiên liệu Diesel Phương pháp thử

DO

0,5% S DO

1,0% S

1. Chỉ số cetan ≥ 50 ≥ 45 ASTM D 976

2. Thành phần chưng cất, t °C

50% được chưng cất ở 280 °C 280 °C TCVN

90% được chưng cất ở 370 °C 370 °C 2693-95

3. Độ nhớt động học ở 20 °C

(đơn vị cSt: xenti-Stock) 1,8 ÷ 5,0 1,8 ÷ 5,0 ASTM D 445

4. Hàm lượng S (%) ≤ 0,5 ≤ 1,0 ASTM D 2622

5. Độ tro (% kl) ≤ 0,01 ≤ 0,01 TCVN 2690-95

6. Độ kết cốc (%) ≤ 0,3 ≤ 0,3 TCVN6 324-97

7. Hàm lượng nước, tạp chất cơ học (% V) ≤ 0,05 ≤ 0,05 TCVN 2693-95

9. Ăn mòn mảnh đồng ở 50 °C trong 3 giờ N0 1 N0 1 TCVN 2694-95

10. Nhiệt độ đông đặc, t °C ≤ 5 ≤ 5 TCVN 3753-95

11. Tỷ số A/F 14,4 14,4 -

Nhiên liệu máy bay phản lực

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Nhiên liệu máy bay phản lực là nhiên liệu trong ngành hàng không được sử dụng cho các máy bay phản lực hay các động cơ phản lực (tuốc bin).

Nhiên liệu trong ngành hàng không có hai loại phân biệt rõ ràng, đó là xăng máy bay (AvGas) cho các động cơ bốn thì và nhiên liệu cho máy bay phản lực (JetGas) cho các động cơ của máy bay phản lực. Vì sự nguy hiểm trong việc nhầm lẫn loại nhiên liệu (chủ yếu trong môi trường các chuyến bay quốc tế đa ngôn ngữ), một loạt các biện pháp phòng ngừa được đưa ra để phân biệt hai loại nhiên liệu này. Xăng máy bay được đánh dấu rõ ràng trên mọi thùng chứa, và được phân phối từ các vòi màu đỏ với đường kính 40 milimét (49 milimét ở Mỹ). Chỗ tiếp liệu của các máy bay sử dụng động cơ đốt trong có đường kính không được phép vượt quá 60 milimét. Vòi phân phối JetGas có đường kính lớn hơn 60 milimét.

Nhiên liệu hàng không nói chung có chất lượng cao hơn các nhiên liệu sử dụng trong các ngành khác ít nguy hiểm hơn, chẳng hạn như trong việc cung cấp nhiệt để sưởi hay vận tải đường bộ. Ở nhiều nước, nhiên liệu sử dụng trong ngành hàng không là mặt hàng chịu biểu thuế khác so với các loại nhiên liệu khác.

Mục lục [ẩn]

1 Xăng máy bay

2 Nhiên liệu máy bay phản lực

2.1 Chủng loại

2.2 Tính chất

2.2.1 Lưu tính

2.2.2 Điểm khói

2.2.3 Độ bền ôxy hóa

2.2.4 Nhiệt cháy

2.2.5 Khả năng bay hơi

2.3 Chế xuất

3 Xem thêm

4 Liên kết ngoài

[sửa] Xăng máy bay

Bài chi tiết: Xăng máy bay

[sửa] Nhiên liệu máy bay phản lực

[sửa] Chủng loại

Có nhiều chủng loại nhiên liệu phản lực dùng cho các loại máy bay phản lực, cho máy bay dân sự hay quân sự. Tên gọi của nhiên liệu phản lực không giống nhau ở các nước khác nhau. Thông dụng nhất là TRO (TR - Turboreactor) hoặc JP8 (JP - Jet Propelled), JET A1. Nhiên liệu phản lực là một hợp phần gồm các hydrocacbon từ C11-C18.

Nhiên liệu máy bay phản lực về mặt thương mại được phân loại như là JET A-1 (sử dụng chủ yếu), JET A (chỉ ở Mỹ) và JET B (sử dụng trong vùng có khí hậu lạnh). Tất cả các nhiên liệu này đều là nhiên liệu trên cơ sở dầu hỏa (kêrôsin) với một số các chất phụ gia bổ sung:

Tetraetyl chì (TEL) để tăng điểm bắt lửa của nhiên liệu.

Các chất chống ôxi hóa để ngăn ngừa quá trình gum hóa.

Các chất chống tĩnh điện

Các chất ức chế ăn mòn.

Các chất chống đóng băng.

Các phụ gia sinh học (biôxít).

Trong quân sự, tồn tại một loạt các loại đặc biệt của nhiên liệu máy bay phản lực.

[sửa] Tính chất

Nhiên liệu phản lực phải bơm liên tục vào buồng đốt sau khi qua một hệ thống lọc, tại đó nó được trộn lẫn, hoá hơi trong không khí nóng, bị nén và cháy liên tục để tạo ra một hỗn hợp khí xả chuyển động định hướng về phía sau động cơ làm quay tuốc bin và thoát ra thành dòng khí tốc độ cao, đẩy máy bay về phía trước. Cơ chế cháy của nhiên liệu phản lực không đòi hỏi nhiên liệu phải có những phẩm chất cao của xăng. Những phẩm chất quan trọng nhất của nhiên liệu phản lực có liên quan đến khả năng bay hơi, nhiệt cháy, lưu tính, độ bền hoá học, tính tương hợp.

[sửa] Lưu tính

Lưu tính của nhiên liệu phản lực có ý nghĩa quan trọng hơn ở xăng, vì độ an toàn của máy bay ở trong không trung, vì máy bay thường bay ở độ cao khoảng 10km với nhiệt độ âm bốn năm mươi độ bách phân, thậm chí ở -60 độ C, nghĩa là thùng đựng xăng của máy bay phản lực không siêu âm có thể lạnh đến -30 đến -40 độ C. Nhiên liệu phản lực phải giữ được lưu tính cần thiết ở nhiệt độ thấp đó, cụ thể phải có nhiệt độ hoá đục rất thấp, có độ nhớt nhỏ; muốn thế phải có tỷ khối không quá cao, chứa rất ít parafin nặng, gần như không chứa nước, vì độ hoà tan của nước giảm nhanh khi hạ nhiệt độ. Cụ thể:

khối lượng riêng: 0,775 - 0,840 g/ml

độ nhớt ở -20 độ C: < 8cSt

T100: nhỏ hơn khoảng 300 độ C

nhiệt độ đóng băng: khoảng -50 độ C trở xuống

Ở nhiệt độ âm, nước hoà tan có thể kết tinh. Những tinh thể nước đá có thể làm tắc bộ lọc ở máy bay. Việc hạn chế lượng nước có trong nhiên liệu khó hơn việc làm tăng độ tan của nước, do làm giảm nhiệt độ kết tinh nước. Có thể tránh bớt sự kết tinh nước bằng cách dùng chất phụ gia chống nước kết tinh. Chúng thường là các chất lưỡng chức ête-rượu dùng ở hàm lượng nhỏ hơn 1500ppm như tetrahydrfurfurol.

[sửa] Điểm khói

Mặc dù làm việc ở chế độ nghèo, nhiên liệu vẫn có thể cháy không hoàn toàn, tạo muội than tích tụ trên cánh quạt tuôc bin, ở ống phun, làm cho động cơ hoạt động không ổn định, gây ồn, mài mòn, gây nóng động cơ vì sự lệch tâm và bởi các tia nhiệt. Sự tồn tại muội than ở nhiệt độ cao gây ra độ phát sáng lớn, làm mất nhiệt bởi quá trình bức xạ đó. Như vậy, nhiên liệu phản lực phải có tính chất cháy tạo ít muội than.

Để đánh giá khả năng cháy đó người ta dùng đại lượng điểm khói và trị số phát sáng. Điểm khói (smoke point) còn được gọi là chiều cao ngọn lửa không khói. Đó là chiều cao, tính bằng milimét, của ngọn lửa không khói đo được nhờ một đèn chuyên dụng có tên là đèn điểm khói (smoke point lamp) theo tiêu chuẩn ASTM D1322.

Nói chung hydrocacbon có tỷ số H/C lớn cho ngọn lửa không khói cao, nghĩa là ngọn lửa ít khói. Các aromatic cháy cho nhiều khói nhất, còn các parafin cho ít khói hơn cả. Nhiên liệu phản lực cần có điểm khói tối thiểu khoảng 25mm. Về phương diện này, nhiên liệu có càng ít aromatic, càng giàu parafin càng tốt.

Trị số phát sáng (luminometer number) là đại lượng đặc trưng cho độ phát sáng của ngọn lửa và được xác định bằng cách so sánh với ngọn lửa của hỗn hợp tetralin (1,2,3,4-tetrahydronaphtalen) và isooctan với quy ước trị số phát sáng của chúng lần lượt là 0 và 100. Trị số phát sáng cao cho biết nhiên liệu cháy cho ít khói. Trị số phát sáng của nhiên liệu phản lực nằm trong khoảng 40-70. TRO có trị số phát sáng là 45. Trị số phát sáng được đo trong vùng quang phổ xanh nhờ lọc sáng và tế bào quang điện. Đó là một đại lượng được dùng ngày càng ít.

[sửa] Độ bền ôxy hóa

Độ bền ôxy hoá nhiệt là một tính chất cần chú ý, vì nhiên liệu phản lực cần đi qua những chỗ có nhiệt độ khá cao trong máy bay, ví dụ được dùng làm chất làm lạnh đối với dầu bôi trơn, làm chất lỏng truyền động thuỷ lực. Ở máy bay phản lực siêu âm, nhiệt độ bình nhiên liệu nóng lên khi bay. Nhiệt độ bình nhiên liệu có thể đạt 350 độ C, khi máy bay có tốc độ Mach 3,5 (1 Mach bằng tốc độ âm thanh trong không khí).

Ở nhiệt độ cao, khi có mặt oxy, một số hydrocacbon đặc biệt là olefin, gôm, mercaptan bị oxy hoá, tạo ra những chất ít tan và dễ tách ra ở dạng kết tủa rắn hoặc ở dạng gôm có hại.

Kỹ thuật đánh giá độ bền oxy hóa nhiệt phổ biến nhất là Jet Fuel Thermal Oxidation Tester (JFTOT), ví dụ theo ASTM D3241. Mẫu được dẫn vào một ống bằng nhôm nóng tới 260 độ C dưới áp suất 34,5bar. Sau 150 phút, đo độ giảm áp khi cho mẫu đó qua một tấm lọc có các lỗ kích thước 17micron. Nhiên liệu JET A1 có độ giảm áp nhở hơn 33 mbar. Người ta cũng dùng phương pháp đo lượng gôm và kết tủa tạo ra khi giữ mẫu nhiên liệu vào bom dưới áp suất oxy 7 bar ở 100 độ C trong một khoảng thời gian nhất định. Ở Nga người ta đo lượng nhựa (gôm) thực tế sau khi cho nhiên liệu bay hơi trong dòng không khí; lượng nhựa thực tế phải không vượt quá 3-6 mg/100 cm3.

Một số hợp chất dị nguyên tố có trong nhiên liệu có tác dụng chống oxy hoá cho nhiên liệu phản lực ở nhiệt độ thấp. Tuy nhiên trên 100 độ C chúng không còn là chất chống oxy hoá nhiệt. Có thể tăng độ bền ôxy hoá nhiệt bằng cách dùng chất phụ gia chống ôxy hoá. Một số ion kim loại làm giảm độ bền oxy hoá nhiệt có lẽ vì tính xúc tác của chúng.

[sửa] Nhiệt cháy

Bình nhiên liệu máy bay phản lực không siêu âm có thể thiết kế với thể tích không quá hạn chế, nên nhiệt cháy khối lượng là đặc trưng được chú ý, trong khi đó người ta phải quan tâm nhiều hơn đến nhiệt cháy thể tích ở các máy bay phản lực siêu âm, vì ở đây thể tích bình nhiên liệu phải càng nhỏ càng tốt. Nhiệt cháy thể tích càng lớn, máy bay có khả năng bay càng xa.

[sửa] Khả năng bay hơi

Khả năng bay hơi của nhiên liệu vẫn là một tính chất quan trọng, nhưng không bị giới hạn một cách nghiêm ngặt, vì không khó thay đổi cấu trúc vật lý của động cơ cho phù hợp với khả năng bay hơi của nhiên liệu. Chính vì thế mà vùng nhiệt độ sôi của nhiên liệu phản lực khá rộng, khoảng 60-300 độ C. Mỗi loại động cơ đòi hỏi một nhiên liệu có vùng nhiệt độ sôi hẹp hơn. Nhiệt độ T10 đặc trưng cho chế độ khởi động, T98 đặc trưng cho khả năng cháy hoàn toàn. Sự tăng khả năng bay hơi gây nguy cơ tạo bóng khí, giảm nhiệt cháy thể tích, giảm tính bôi trơn, nhưng làm quá trình cháy thuận lợi hơn.

[sửa] Chế xuất

Các phân đoạn kerosen, LPG, phần nặng của phân đoạn xăng chưng cất trực tiếp từ một số dầu mỏ parafin, dầu mỏ naphtin có thể dùng làm nhiên liệu phản lực sau không nhiều chế hoá và pha trộn các phân đoạn hoặc một số chất phụ gia. Hai quá trình chế hoá chủ yếu là loại hợp chất lưu huỳnh, đặc biệt là ở dạng mercaptan bằng hydrotreating và loại parafin nặng có trong phân đoạn 200-300 độ C. Thường nhiên liệu phản lực được tạo ra từ phân đoạn 145-240 độ C ít nhiều mở rộng hay thu hẹp, ví dụ nhiên liệu tốt và dùng phổ biến ở Nga TC-1 là sản phẩm thu được sau khi hydrotreating phân đoạn 130-250 độ C của dầu mỏ parafin.

Khác với xăng, nhiên liệu phản lực dồi dào hơn nhiều so với nhu cầu. Ở châu Âu nhiên liệu phản lực chỉ chiếm khoảng 6% thị trường dầu mỏ. Sau đây là một số yêu cầu phẩm chất và các đại lượng kỹ thuật cần có của nhiên liệu phản lực:

Đại lượng (phương pháp xác định) Giá trị

vẻ dáng Trong suốt, sáng

Trị số axit (ASTM D3242) ≤0,015 mgKOH/g

Olefin (ASTM D1319) ≥ 5%V

Aromatic (ASTM D1319) ≤ 20%V

Lưu huỳnh tổng (ASTM D 1266) ≤ 0,30%

Lưu huỳnh mercaptan (ASTM D 3227) ≤ 0,002%

Doctor test (ASTM D 235) Không

Đường chưng cất (ASTM D 86) T10 ≤204 độ C; T100 ≤ 300 độ C

Nhiệt độ chớp lửa (ASTM D 3828) ≥ 38 độ C

Khối lượng riêng ở 15 độ C (ASTM D1298) 0,775 - 0,840 g/ml

Nhiệt độ chảy (ASTM D 2386) ≤ -47 độ C

Độ nhớt ở -20 độ C (ASTM D 445) ≤ 8cSt

Nhiệt cháy dưới (ASTM D 2382) ≤ 42,8kJ/g

Điểm khói (ASTM D 1322) ≥ 25mm

Trị số phát sáng (ASTM D 1740) ≥ 45

Độ ăn mòn tấm đồng (ASTM D 130) 2 giờ ở 100 độ C, ≤ 1

Độ bền oxy hoá nhiệt (ASTM D 3214) ∆P ≤ 25,0mmHg

Gôm thực tế (ASTM D 381) ≤ 7mg/100ml

Lượng nước cho phép (ASTM D 1094) ≤ 1b

Độ dẫn điện (ASTM D 2624) 50-450 pS/m

Chú thích:

ASTM: Phương pháp xác định chỉ tiêu tiêu chuẩn của Mỹ

Nhiên liệu sinh học

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Năng lượng tái tạo

Nhiên liệu sinh học

Sinh khối

Địa nhiệt

Thủy điện

Năng lượng Mặt Trời

Năng lượng thủy triều

Năng lượng sóng

Năng lượng gió

Nhiên liệu sinh học ([Tiếng Anh: Biofuels][tiếng Pháp]] là biocarburant) là loại nhiên liệu được hình thành từ các hợp chất có nguồn gốc động thực vật (sinh học). Ví dụ như nhiên liệu chế xuất từ chất béo của động thực vật (mỡ động vật, dầu dừa, ...), ngũ cốc (lúa mỳ, ngô, đậu tương...), chất thải trong nông nghiệp (rơm rạ, phân, ...), sản phẩm thải trong công nghiệp (mùn cưa, sản phẩm gỗ thải...), ...

Loại nhiên liệu này có nhiều ưu điểm nổi bật so với các loại nhiên liệu truyền thống (dầu khí, than đá...):

tính chất thân thiện với môi trường: chúng sinh ra ít hàm lượng khí gây hiệu ứng nhà kính (một hiệu ứng vật lý khiến Trái Đất nóng lên) và ít gây ô nhiễm môi trường hơn các loại nhiên liệu truyền thống.

nguồn nhiên liệu tái sinh: các nhiên liệu này lấy từ hoạt động sản xuất nông nghiệp và có thể tái sinh. Chúng giúp giảm sự lệ thuộc vào nguồn tài nguyên nhiên liệu không tái sinh truyền thống.

Nhiên liệu sinh học có thể được phân loại thành các nhóm:

- Diesel sinh học (Biodiesel): được dẫn xuất từ các loại dầu sinh học (thường được thực hiện thông qua quá trình transester hóa bằng cách cho phản ứng với các loại rượu phổ biến nhất là methanol. Diesel sinh học có thể sử dụng thay thế cho diesel.

- Cồn sinh học (Bioethanol): là cồn (ethanol) được chế biến thông qua quá trình lên men các sản phẩm hữu cơ như tinh bột, cellulose, lignocellulose. Việc sản xuất cồn sinh học từ các nguồn tinh bột hoặc các cây thực phẩm được cho là không bền vững do ảnh hưởng tới an ninh lương thực. Việc sản xuất côn sinh học từ sinh khối và sinh khối phế thải nông nghiệp không ảnh hưởng đến anh ninh lượng thực nên là hướng đi nhiều triển vọng. Tuy nhiên tại thời điểm hiện tại (2010) công nghệ sản xuất côn sinh học từ các nguồn lignocellulose chưa đạt được hiệu suất cao và giá thành còn cao. Theo ước tính trong sau khoảng 7-10 năm, công nghệ này sẽ được hoàn thiện và đáp ứng được nhu cầu sản xuất và thương mại. Bioethanol có thể trộn với xăng để thay thế hoàn toàn cho xăng.

- Khi sinh học (Biogas): được tạo ra sau quá trình ủ kên men các vật liệu hữu cơ. sản phẩm tạo thành ở dạng khí (Methane và đồng đẳng khác) có thể dùng làm nhiên liệu đốt cháy thay cho gas từ sản phẩm dầu mỏ. Sản xuất khí sinh học đã được phát triển từ khá lâu và có nhiều mô hình triển khai rộng rãi.

Tuy nhiên hiện nay vấn đề sử dụng nhiên liệu sinh học vào đời sống còn nhiều hạn chế do chưa hạ được giá thành sản xuất xuống thấp hơn so với nhiên liệu truyền thống. Trong tương lai, khi nguồn nhiên liệu truyền thống cạn kiệt, nhiên liệu sinh học có khả năng là ứng cử viên thay thế.

Năng suất tỏa nhiệt

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Năng suất tỏa nhiệt hay nhiệt đốt cháy (ΔHc0) của một chất, thông thường là các dạng nhiên liệu hay thực phẩm, là lượng nhiệt được giải phóng trong quá trình đốt cháy một lượng cụ thể của chất đó. Năng suất tỏa nhiệt là đặc trưng cho từng chất. Nó được đo theo các đơn vị đo năng lượng trên mỗi đơn vị chất đó, thông thường là khối lượng, chẳng hạn như kcal/kg, kJ/kg, J/mol, Btu/m³. Năng suất tỏa nhiệt nói chung được xác định bằng cách sử dụng nhiệt lượng kế. Nó cũng có thể được tính như là khác biệt giữa nhiệt hình thành (ΔfH0) của các sản phẩm và của các chất tham gia phản ứng.

Giá trị được gọi là năng suất tỏa nhiệt trên (hay năng suất tỏa nhiệt tổng thể hay năng lượng tổng thể) được xác định bằng cách đưa tất cả mọi sản phẩm của sự cháy ngược trở lại nhiệt độ ban đầu trước khi cháy, và cụ thể là ngưng tụ bất kỳ loại hơi nào đã sinh ra. Điều này có nghĩa là người ta coi năng suất tỏa nhiệt trên như là nhiệt nhiệt động lực học của sự cháy từ thay đổi enthalpy đối với phản ứng để đạt được nhiệt độ thông thường của các chất trước và sau khi cháy. Trong trường hợp này, nước sinh ra trong quá trình cháy được coi là lỏng.

Giá trị được gọi là năng suất tỏa nhiệt dưới (hay năng suất tỏa nhiệt thực) được xác định bằng cách trừ nhiệt hóa hơi của nước sinh ra từ sự cháy ra khỏi năng suất tỏa nhiệt trên. Điều này có nghĩa là người ta coi bất kỳ lượng nước nào sinh ra đều ở dạng hơi. Năng lượng cần thiết để hóa hơi nước vì thế không được coi là nhiệt.

Phần lớn các ứng dụng có sự đốt cháy nhiên liệu đều sinh ra hơi nước và đó là phần không được sử dụng, và vì thế làm lãng phí lượng nhiệt của nó. Trong những ứng dụng như thế, năng suất tỏa nhiệt dưới là giới hạn có thể sử dụng được. Cụ thể, điều này liên quan tới khí tự nhiên, do hàm lượng hiđrô cao của nó nên sinh ra nhiều nước. Năng suất tỏa nhiệt trên là thích đáng đối với khí ga đốt cháy trong các nồi hơi ngưng tụ để ngưng tụ hơi nước sinh ra từ sự cháy, thu lại nhiệt mà nếu khác đi đã bị bỏ phí.

Mục lục [ẩn]

1 Năng suất tỏa nhiệt trên của một số nhiên liệu

2 Năng suất tỏa nhiệt trên của khí tự nhiên

3 Năng lượng cần để thắp sáng bóng 100W trong năm (876 kWh)

4 Xem thêm

5 Tham khảo-ghi chú

[sửa] Năng suất tỏa nhiệt trên của một số nhiên liệu

Năng suất tỏa nhiệt trên

của một số nhiên liệu phổ biến[1] Nhiên liệu MJ/kg BTU/lb kJ/mol

Hiđrô 141,8 61.100 286

Mêtan 55,5 23.900 783

Êtan 51,9 22.400 1.570

Propan 50,35 21.700 2.220

Butan 49,5 20.900 2.875

Xăng 47,3 20.400

Parafin 46 19.900 16.300

Diesel 44,8 19.300

Than đá 15-27 8.000-14.000 200-350

Gỗ 15 6.500 300

Than bùn 6-15 2.500-6.500

Năng suất tỏa nhiệt trên

của một số nhiên liệu không phổ biến[1] Nhiên liệu MJ/kg BTU/lb kJ/mol

Metanol 22,7 9.800 726

Etanol 29,7 12.800 1.300

Propanol 33,6 14.500 2.020

Axetylen 49,9 21.500 1.300

Benzen 41,8 18.000 3.270

Amoniac 22,5 9.690 382

Hydrazin 19,4 8.370 622

Hexamin 30,0 12.900 4.200

Cacbon 32,8 14.100 393,5

[sửa] Năng suất tỏa nhiệt trên của khí tự nhiên

Năng suất tỏa nhiệt trên của khí tự nhiên từ các nguồn khai thác khác nhau là không đồng nhất. Dữ liệu đưa ra dưới đây thu được từ Cơ quan Năng lượng Quốc tế (International Energy Agency):[2]

Nga: 38.231 kJ/m³

Hoa Kỳ: 38.416 kJ/m³

Canada: 38.200 kJ/m³

Hà Lan: 33.320 kJ/m³

Vương quốc Anh: 39.710 kJ/m³

Indonesia: 40.600 kJ/m³

Algérie: 42.000 kJ/m³

Uzbekistan: 37.889 kJ/m³

Ả Rập Saudi: 38.000 kJ/m³

Na Uy: 39.877 kJ/m³

Bangladesh: 36.000 kJ/m³

Năng suất tỏa nhiệt dưới của các nguồn khí tự nhiên nói trên bằng khoảng 90% năng suất tỏa nhiệt trên của chúng.

[sửa] Năng lượng cần để thắp sáng bóng 100W trong năm (876 kWh)

400 kg (876 lb) than đá

230 kg (508 lb) dầu mỏ

170 kg (377 lb) hay 255 m³ khí tự nhiên

0,006 kg (.014 lb) urani

0,0000075 kg (0,000016 lb) Mặt Trời

Xăng máy bay

Bách khoa toàn thư mở Wikipedia

Bước tới: menu, tìm kiếm

Xăng máy bay là nhiên liệu có chỉ số ốctan cao, được sử dụng cho các máy bay, cũng như trong quá khứ là các ô tô đua. Xăng máy bay trong tiếng Anh được viết tắt là Avgas - viết tắt của Aviation gasoline) để phân biệt với xăng Mogas (viết tắt của Motor gasoline) là các loại xăng sử dụng hàng ngày cho ô tô, xe máy. Xăng máy bay chỉ được sử dụng trong các máy bay có sử dụng động cơ đốt trong, các máy bay phản lực và các động cơ tuốc bin sử dụng kêrôsin làm nhiên liệu.

Mục lục [ẩn]

1 Thuộc tính

2 Chuyển đổi

3 Tiêu thụ

4 Xem thêm

5 Liên kết ngoài

[sửa] Thuộc tính

Xăng máy bay có tính bay hơi thấp hơn so với xăng Mogas và không bay hơi nhanh, đây là thuộc tính quan trọng để sử dụng ở các cao độ lớn. Những hỗn hợp xăng máy bay ngày nay sử dụng cũng giống như khi chúng lần đầu tiên được sử dụng trong những năm khoảng 1950 - 1960. Chỉ số ốctan cao thu được là nhờ sự bổ sung của tetraetyl chì (viết tắt tiếng Anh: TEL), một chất tương đối độc đã bị ngừng sử dụng cho ô tô ở phần lớn các nước trong những năm 1980. Thành phần dầu mỏ chính được sử dụng trong pha trộn xăng máy bay là alkylat, nó là hỗn hợp của các loại izôốctan khác nhau, và một số các nhà máy lọc dầu sử dụng cả reformat.

Xăng máy bay hiện nay có vài loại với sự phân biệt theo nồng độ chì cực đại trong xăng. Do TEL là một phụ gia khá đắt, một lượng cực tiểu của nó thông thường được thêm vào nhiên liệu để nó đạt chỉ số ốctan yêu cầu, vì thế thông thường trên thực tế nồng độ của nó thấp hơn mức cực đại.

Avgas 80/87: có ít chì nhất, cực đại là 0,5 gam chì trên 1 galông Mỹ, và nó được sử dụng trong các động cơ có tỷ số nén rất thấp.

Avgas 100/130: là xăng máy bay có chỉ số ốctan cao hơn, chứa tối đa 4 gam chì trên 1 galông Mỹ, hay 1,12 gam/lít.

Avgas 100LL: chứa tối đa 2 gam chì trên một galông Mỹ, hay 0,56 gam/lít, và là xăng máy bay phổ biến nhất. 100LL (LL trong tiếng Anh là ít chì) được tạo ra để thay thế cho Avgas 100/130.

Trong quá khứ, các loại xăng máy bay khác cũng được sử dụng trong quân sự, chẳng hạn như Avgas 115/145. Lưu ý rằng chỉ số ốctan của xăng máy bay không thể so sánh trực tiếp với các chỉ số ốctan của xăng Mogas, do các động cơ thử nghiệm và phương pháp thử được sử dụng để xác định chỉ số này trong hai trường hợp là khác nhau. Đối với xăng máy bay, số đầu tiên (nhỏ hơn) là cấp trộn nghèo, và số thứ hai (lớn hơn) là cấp trộn giàu. Đối với xăng Mogas, chỉ số "ốctan" thông thường được biểu diễn như là chỉ số chống nổ, nó là trung bình của chỉ số ốctan, dựa trên các nghiên cứu và phương pháp thử động cơ, hay (IR+IM)/2.

Để hỗ trợ phi công xác định nhiên liệu trong máy bay của họ, các chất nhuộm màu được thêm vào nhiên liệu. 80/87 có màu đỏ, 100/130 có màu xanh lục, và 100LL có màu lam, trong khi đó nhiên liệu máy bay phản lực, JET A1, là trong suốt hay vàng nhạt thì không được nhuộm màu.

[sửa] Chuyển đổi

Rất nhiều động cơ máy bay của hàng không dân dụng được thiết kế để hoạt động với chỉ số ốctan 80/87, xấp xỉ bằng tiêu chuẩn cho ô tô ngày nay. Việc chuyển đổi trực tiếp sang hoạt động bằng nhiên liệu ô tô là tương đối phổ biến và được áp dụng thông qua quy trình chứng nhận bổ sung dạng (STC). Tuy nhiên, các hợp kim sử dụng trong các kết cấu động cơ máy bay là đã quá cũ và động cơ bị mòn ở các van là vấn đề tiềm ẩn trong việc chuyển sang dùng xăng Mogas. Rất may là lịch sử của các động cơ chuyển đổi sang Mogas đã chứng minh rằng rất ít các vấn đề về động cơ xảy ra khi dùng xăng Mogas. Vấn đề lớn hơn phát sinh ra từ khoảng áp suất hơi cho phép quá rộng của xăng Mogas và đặt ra một số rủi ro cho những người sử dụng trong hàng không nếu sự cân nhắc trong thiết kế hệ thống nhiên liệu không được xem xét kỹ. Xăng Mogas có thể bay hơi trong các đường ống dẫn xăng và sinh ra khóa hơi (các bong bóng khí trong ống dẫn) làm cho động cơ thiếu xăng. Điều này không phải là chướng ngại không thể vượt qua được, nhưng yêu cầu đơn thuần là kiểm tra kỹ lưỡng hệ thống cung cấp xăng để đảm bảo việc che chắn hợp lý, tránh nhiệt độ cao và sự tồn tại của áp suất vừa đủ và sự lưu thông trong ống dẫn xăng.

Ngoài vấn đề về khóa hơi, xăng Mogas không có các chất theo dõi chất lượng như xăng máy bay. Để giải quyết vấn đề này, một loại nhiên liệu máy bay được biết đến như là 82UL đã được giới thiệu. Nhiên liệu này thực chất là xăng Mogas có bổ sung chất theo dõi chất lượng và hạn chế các phụ gia thêm vào.

[sửa] Tiêu thụ

Những nhà tiêu thụ lớn của xăng máy bay ngày nay nằm ở Bắc Mỹ, Úc, Brasil và châu Phi (chủ yếu là Nam Phi). Còn rất ít nguồn cung cấp ngoài nước Mỹ.

Ở châu Âu, xăng máy bay có giá quá cao vì thế toàn bộ ngành hàng không dân dụng đang dần chuyển sang sử dụng dầu diesel, là nhiên liệu rẻ tiền hơn, phổ biến hơn và có một số ưu điểm trong sử dụng trong hàng không.