C4叠合产物加氢催化剂的制备及性能评价

以拟薄水铝石粉为载体制备原料,以Ni为活性金属组分,用等体积浸渍工艺制备了C₄叠合产物加氢催化剂,并对催化剂进行表征和性能评价。结果表明,C₄叠合产物加氢催化剂比表面积≥180 m²/g,孔体积≥0.5 cm³/g,侧压强度≥180 N/cm。在反应条件温度80～200℃、压力1～4 MPa、氢油比100∶1～500∶1以及空速1～2 h^-1条件下,烯烃加氢饱和转化率可达99%以上。     

镍基均相络合催化剂在芳烃抽余油催化加氢蒸馏中的应用

以芳烃抽余油为加氢原料,高效镍基均相络合催化剂为活性中心,在100 m L固定床加氢装置上进行加氢脱芳反应,考察了工艺条件对镍基均相络合催化剂催化抽余油加氢性能的影响,研究了剂油分离及分离后催化剂的性能。实验结果表明,在反应压力1.7 MPa、温度130~150℃、氢油体积比150~160、剂油质量比0.03~0.04反应条件下催化剂具有最佳的加氢脱芳性能,加氢产品通过产品分离塔将产品与催化剂分离,加氢后抽余油中苯的含量从30 g/kg降低至7.8 mg/kg,烯烃碘值(100 g油)降低至小于4.0 mg,分离后催化剂的活性未见下降。     

催化裂化柴油加氢精制催化剂及其工艺条件

利用氧化铝与分子筛复合载体负载硝酸镍和偏钨酸铵得到催化裂化柴油超低硫加氢精制催化剂,采用XRD,BET,XRF等方法对催化剂进行表征。表征结果显示,催化剂的表面具有L酸和B酸,孔径主要为4～10 nm,活性组分为W-Ni,助剂SiO_2,TiO_2,P_2O_5等促进了活性组分的高度分散并提高了催化剂的加氢性能。在200 mL加氢装置上考察了工艺条件对催化剂加氢活性的影响。实验结果表明,该催化剂在进行选择加氢脱硫和多环芳烃饱和反应时,较佳的工艺条件为:液态空速1.0 h~(-1),氢油体积比500∶1、氢分压8.0 MPa、反应温度不低于350℃。经2 000 h活性稳定性实验后,生成油的硫含量始终小于10μg/g,多环芳烃含量始终小于11%(φ),加氢脱硫、多环芳烃饱和性能稳定。     

RS—1催化剂用于掺炼焦化汽油的重整原料预加氢

荆门石油化工总厂催化重整装置在处理能力提高1．5倍时,原料的预加氢选用了RS－1催化剂。工业应用结果表明：在氢分压1．8MPa,反应温度285℃,氢油体积比180－200及体积空速3．8－3．9h^-1的工艺条件下,采用RS－1催化剂对掺5％－35％加氢焦化汽油的重整料进行预加氢,可确保精制油硫、氮含量均小于0．5μg/g,满足重整反应进料的要求。在实验室进行的寿命试验表明该催化剂具有良好的活性稳定性。     

Co-Mo/meso-A12O3蜡油加氢处理催化剂的制备

以Pluronic P123作结构导向剂,通过酸碱中和法制备氧化铝作载体,分别采用共浸渍法及分步浸渍法制备Co-Mo型蜡油加氢处理催化剂,其中MoO3的负载量为20.0% (w),CoO的负载量为7.81% (w)。样品的表征分析结果表明,与商用氧化铝相比,自制氧化铝具有部分有序的介孔结构、较高的比表面积及孔体积、较大的孔径及较高的结晶度;与分步浸渍法相比,共浸渍法制备的催化剂具有更大的比表面积以及更多的酸性位,且这两种催化剂中的活性组分都均匀地分散在载体上。在实验室固定床微反上对催化剂进行加氢处理性能评价,实验结果表明,以自制氧化铝为载体、采用共浸渍法制备的催化剂具有良好的加氢脱硫及脱氮活性。在反应温度380 ℃、反应压力15 MPa、体积空速0.6 h-1、氢油体积比1000:1的条件下,催化剂的加氢脱硫率可达到99.75%,加氢脱氮率为99.86%,产品中的S含量为9.4 μg/g,N含量为1.1 μg/g,满足后续工艺的要求。     

浸渍工艺对加氢催化剂器外预硫化的影响

以硫化烯烃为硫化剂,200^#溶剂油为溶剂,对裂解汽油加氢二段加氢催化剂进行预硫化,研究了浸渍工艺,考察了溶剂与催化剂体积比、反应时间、反应温度及浸渍时间对硫化度及活性的影响。结果表明：虽然高温长时间制备的催化剂颜色较黑,但其活性不高。优化工艺条件为：溶剂与催化剂体积比0．6,浸渍时间1h,反应时间1h,反应温度120℃;在此条件下,可获得较高的加氢活性及硫化度。     

用原位溶胶-凝胶法制备的NiO-TiO2/ZSM-5催化剂的喷气燃料加氢脱芳性能的研究

研究了原位溶胶凝胶镀膜法制备NiOTiO2/ZSM5催化剂的制备工艺和条件对催化剂性能的影响。实验结果表明,NiOTiO2/ZSM5催化剂克服了NiOTiO2SiO2催化剂对孔结构过分依赖的缺点,在喷气燃料加氢中显示出了很高的加氢脱芳性能。该催化剂加氢脱芳反应适宜的催化剂的还原温度在380～400℃,Ni与Ti摩尔比为3.43～6.52,并且反应温度范围较宽,当压力大于1.2MPa,镍含量大于6.0%时,压力和空速的变化对催化剂加氢脱芳性能的影响不明显。在反应温度180℃、压力1.2MPa、LHSV2.0h-1、氢油体积比500∶1的条件下,该催化剂表现出较好的脱芳烃活性和稳定性,产品中的芳烃含量低于100μg/g。     

HY分子筛对萘加氢催化剂NiO/SBA-16性能的影响

将HY微孔分子筛引入到萘加氢催化剂NiO/SBA-16的载体中,制备出萘加氢催化剂NiO/HY-SBA-16,采用X射线衍射仪、氮气吸附-脱附仪、吡啶吸附红外光谱、扫描电子显微镜等仪器对催化剂进行了表征,并考察了HY分子筛对催化剂萘加氢反应活性的影响。结果表明:与NiO/SBA-16相比,催化剂NiO/HY-SBA-16的比表面积增大,酸强度和酸量明显增加;萘加氢反应中萘的转化率提高了6.1个百分点,十氢萘的选择性提高了6.0个百分点。     

抚顺页岩油加氢处理工艺条件的优化

在微型固定床加氢反应装置上,以复合分子筛NiW/HUSY-γ-Al2O3（HUSY质量分数15％）为催化剂,对抚顺页岩油进行加氢处理,考察了工艺条件对加氢处理效果的影响.结果表明,最佳工艺条件为:反应温度400℃,反应压力9.0 MPa,氢油比（体积比）600∶1,液时空速0.5h-1;在此工艺条件下,加氢处理生成油的含硫量由5 571.2 μg/g降至201.1 μg/g,含氮量由12 157.6 μg/g降至1 203.6 μg/g,产品液体收率达到91.2％;与页岩油原料相比,汽油、柴油馏分收率分别提高了7.5,20.4个百分点.     

稀土La改性NiO/Al2O3重整生成油加氢催化剂的研究

以氢氧化铝干胶为原料,采用等体积浸渍法制备La改性NiO/Al₂O₃催化剂,以溴指数为3 836 mgBr/（100 g）的重整生成油为原料,在10 mL固定床微反装置上考察了La₂O₃引入顺序以及La₂O₃负载量对NiO/Al2O3催化剂选择性加氢脱烯烃性能的影响。结果表明：在反应压力1.0 MPa、体积空速8 h^-1、氢油体积比25的条件下,先La后Ni方式制备的La₂O₃负载量为1.0%的催化剂具有良好的烯烃加氢选择性,芳烃损失小于1.0%,溴指数低于200 mgBr/（100 g）。     

绥中36-1馏分油催化加氢脱酸研究

选用中海油炼油化工科学研究院制备的Mo-Ni金属催化剂(简称催化剂A)和W-Ni金属催化剂(简称催化剂B)对绥中36-1馏分油(中海沥青股份有限公司生产的ZL常二线、ZL减三线馏分油和中海油青岛研究中心生产的QD减三线馏分油)进行加氢脱酸研究,考察了2种催化剂在不同反应温度下的加氢脱酸性能,并优选出不同油品加氢生成油酸值小于0.05 mg/g的最佳反应温度。结果表明:在反应压力为3.0 MPa,体积空速为1.0 h~(-1),氢油体积比为400∶1的条件下,以ZL常二线馏分油为原料时,反应温度以270℃较佳;以ZL减三线或QD减三线馏分油为原料时,反应温度以295℃较佳;催化剂B比催化剂A具有更高的加氢脱酸活性、选择性脱多环芳烃活性;催化剂B运行2 000 h后保持较好的活性,加氢生成油酸值为0.030～0.040 mg/g,满足酸值指标要求。     

减二线馏分油催化分解脱酸工艺研究

减二线馏分油是生产润滑油的主要原料,但其中的环烷酸在炼油厂的加工过程中会产生严重的腐蚀问题。采用机械滚球法制备镁铝水滑石催化剂,将其用于中海减二线馏分油催化分解脱酸反应,考察反应条件对催化剂脱酸性能的影响。研究结果表明,镁铝水滑石是一种有效催化分解脱除减二线馏分油中环烷酸的催化剂,通过机械滚球技术制备的镁铝水滑石催化剂具有强度大、孔结构较好等特点,在反应温度为320 ℃、反应时间为60 min、催化剂与原料油质量比为20%、反应压力为0.1 MPa的工艺条件下,中海减二线馏分油的酸值从4.32 mgKOH/g降到0.46 mgKOH/g,能够满足炼油厂在不进行材质升级条件下加工减二线馏分油的需要。     

重质高酸原油酯化脱酸催化剂的研究

 高酸原油的加工是炼油厂面临的一大难题。笔者开发了一种用于高酸原油酯化脱酸的固定床酯化催化剂，使高酸原油中的环烷酸与甲醇反应生成环烷酸甲酯来降低原油的酸值和腐蚀性。结果表明，SnO是催化酯化脱酸催化剂的有效活性组分，适当增大催化剂的孔径可提高原油的酯化脱酸率。该催化剂应用于中海绥中36-1高酸原油，可有效降低原油的酸值，在反应温度300℃、醇/油质量比0.02，体积空速1.0h-1时，可使原油的酸值由2.8mgKOH/g降低到0.34mgKOH/g, 能够满足炼油厂加工的需要。     

酯化方法降低高酸原油酸值技术的实验研究

介绍了固定床反应器上高酸原油酯化脱酸技术,考察了催化剂、温度、空速、醇油比对脱酸效果的影响。实验结果表明,适当提高活性组分含量可提高催化剂的脱酸效果;对同种催化剂,升高温度,适当降低空速,升高醇油比,可有效提高酯化脱酸的效果。以中海绥中36-1高酸原油为原料油,采用1号催化剂,在反应温度为320℃、体积空速为1h-1、醇油质量比为4%时,可使原油的酸值由2.73mgKOH／g降低到0.352mgKOH／g以下,脱酸率达到了87%以上。     

由丁烯二聚制C_8、C_(12)烯烃的研究

研制了一种以SiO2 /Al2 O3 负载Ni的丁烯二聚催化剂 ,考察了催化剂中Al2 O3 、NiO含量以及反应条件与催化剂活性、选择性的关系 ,并在温度 10 0～ 14 0℃ ,压力 3 8～ 4 0MPa,体积空速 1 0h- 1 的反应条件下 ,进行了 15 0 0h寿命试验。结果表明 ,丁烯平均转化率 74 70 % ,C8烯烃选择性 75 42 %。     

高压加氢生产环烷基变压器油的中型试验研究

以绥中36-1常二线馏分油为原料, 在中型装置上模拟工业三段高压加氢装置流程进行试验, 验证该工艺能否生产满足 GB 2536-2011 中 I-30℃（特殊级别）标准要求的变压器油,考察不同工艺操作参数对油品性能的影响。结果表明：三段加氢装置合适的工艺条件为反应压力 15.0MPa,加氢处理的体积空速0.5/h、氢油体积比1 000:1、温度340~360 ℃,临氢降凝的体积空速1.5/h、氢油体积比1 000:1、温度350~360 ℃,加氢补充精制的体积空速0.5/h、氢油体积比600:1、温度200~210 ℃;在上述条件下得到的变压器油基础油具有优良的低温性能、优异的抗氧化性能,各项性能均满足 GB2536-2011 中 I-30 ℃ 特殊级别指标要求;添加复合剂后制成的变压器成品油的各项指标优于国内外知名品牌油品或与其相当,在低温性能、抗氧化性能等方面具有明显优势。绥中361常二线馏分油可以通过高压加氢生产变压器油。     

ZnMgAl-HTlc催化酯化高酸原油脱酸

 加工高酸原油是炼油厂面临的一大难题。在ZnMgAl类水滑石为催化剂作用下,原油中的环烷酸与乙醇反应生成环烷酸乙酯,可有效降低原油的酸值并降低其对设备的腐蚀性。实验结果表明,ZnMgAl-HTlc是一种有效的酯化脱酸催化剂,反应后其结构基本未变。在醇酸摩尔比3:1,反应温度220℃,反应时间40min,原油和催化剂质量比200时,可使辽河高酸原油的酸值由3.61 mgKOH/g降至0.22 mgKOH/g,能够满足炼油厂在不进行材质升级条件下加工高酸原油的需要。     

绥中36-1油田成藏条件及勘探开发关键技术

绥中36-1油田是渤海湾陆相断陷湖盆中最大的古近系东营组油田,具有埋藏浅、规模大、层系单一、油品较稠等油藏特征。自1987年钻探发现以来,历经油藏评价阶段、产能建设阶段、综合调整阶段,截至2020年底,累计探明石油地质储量3.05×10⁸t,累计生产原油9 000×10⁴t,目前稳产350×10⁴t/a以上。充足油源供给、优质储-盖组合、优势运移通道和良好保存条件是绥中36-1油田形成的关键地质条件,其中,邻近的极富烃辽中凹陷为绥中36-1油田提供充足的油源,东营组二段最大湖泛期沉积的泥岩与三角洲砂岩形成优质储-盖组合,NE向继承性发育的伸展-走滑大断裂控圈、封闭能力强,继承性鼻状构造与烃源岩大面积接触构成了油气向圈闭运聚的高速公路。针对海上首个大型整装稠油油藏形成的海上大型三角洲稠油试验区开发技术、海上稠油油田综合调整技术组合等系列实用性关键技术为绥中36-1油田的开发和产能建设提供了技术保障。     

多硫烯烃的合成及热分解行为研究

以来源于炼油企业的60 ~140 ℃馏分的FCC汽油和工业硫磺为原料,在多种碱性催化剂作用下合成了系列多硫烯烃并对其进行了纯化,对合成反应和纯化反应可能的历程进行了分析,对合成反应条件进行了优化,对多硫烯烃的热分解行为进行了研究。结果表明：以氢氧化钠为催化剂,在反应温度为170 ℃、反应时间为3 h、硫磺与FCC汽油质量比为0.45:1、催化剂与FCC汽油质量比为0.15:1的条件下,合成的多硫烯烃的硫质量分数为29.47%,密度（20 ℃）为0.953 g/cm3,且油溶性好、分解温度范围较宽(190~260 ℃)。合成产物技术指标达到硫化剂要求,可应用于加氢催化剂的预硫化处理,具有工业应用前景。     

石蜡基减压渣油生产光亮油技术研究

对石蜡基减压渣油的性质进行了分析并进行了丙烷脱沥青试验,以样品C为原料,在石蜡基润滑油工业装置催化剂体系和主要工艺条件下进行了加氢处理试验并对样品G的产品分布和产品性质进行了分析,并对其≥480℃的馏分进行了酮苯脱蜡试验。结果表明:石蜡基减压渣油蜡含量8.8%,残炭、硫含量和氮含量相对适中,金属含量较低;随着抽提温度的升高,轻脱油的收率逐渐降低,残炭逐渐减小;随着加氢处理温度的降低,产品的密度、运动黏度和硫含量逐渐降低;酮苯脱蜡所得样品基本满足150BS指标要求,但硫含量偏高,可对石蜡基润滑油装置现有催化剂体系进行相应调整。