5Mt／a加工高硫原油炼油厂开工经验

设计以沙特阿拉伯轻质、重质原油各５０％为原料,年加工能力５Ｍｔ,工艺流程以常减压蒸馏－重油加氢脱硫－重油催化裂化为主线,对目前国内唯一能单独全部加工高含硫原油炼油厂的两种开工方案进行了比较。确定全流程投料开车分两步实施：第一步选择低硫原油,先开成一个低硫炼油厂,重油不进行加氢精制;第二步低硫原油向高硫原油逐步切换,开重油加氢脱硫等加氢装置和硫磺回收装置。这样能很好地衔接原油硫含量,既可满足重油加氢脱硫等加氢装置的开车需要,又使重油催化裂化等装置正常生产。     

劣质原油常减压蒸馏工艺技术探讨与实践

以渣油加氢处理和延迟焦化并存的重油加工路线为切入点,分析了常减压蒸馏一般流程的特点和不足,提出并论述了两段减压蒸馏技术的流程特点,介绍了流程对产品质量和收率的影响,实现了原油合理蒸馏。以采用了两段减压蒸馏技术的某在建工程项目12 Mt/a常减压蒸馏装置为例,通过流程模拟计算分别对常减压蒸馏的一般流程和两段减压蒸馏流程进行了分析,主要结论如下:外甩常压重油作渣油加氢处理原料,减少了减压蒸馏部分的加工负荷,同时也造成了直馏柴油的损失,采用两段减压蒸馏流程能够避免该部分柴油的损失。两段减压蒸馏技术,各段生产目标单一、明确,产品质量和收率可依据后续加工装置的需要灵活调节。两段减压蒸馏技术的第一段减压蒸馏操作条件缓和,采用常规干式减压蒸馏技术,可以有效降低装置的加工能耗。第二段减压蒸馏的减压塔内仅设有2~3段填料床层,内部结构简单,全塔压力降低,更有利于实现减压深拔技术,提高减压蒸馏的拔出深度;第二段减压蒸馏拔出的重质减压蜡油直接并入渣油加氢处理原料,简化了流程。采用两点抽真空技术,两段减压蒸馏共用一套抽真空系统,简化了流程,也降低了投资。两段减压蒸馏技术可以有效降低装置的加工能耗和建设投资,适用于新建项目,在以优化全厂装置配置为目的的改造项目中也值得尝试。     

低硫重质船用燃料油生产方案研究

对如何低成本生产低硫重质船用燃料油(硫质量分数不大于0.5％)进行了深入研究.研究结果表明:以固定床渣油加氢-催化裂化(催化)为代表的企业,通过调合加氢重油、脱硫脱固催化油浆和催化重柴油进行生产;以加工低硫原油为代表的企业,通过调合低硫减压渣油、加氢催化柴油和脱固催化油浆进行生产.生产过程中,需充分关注渣油加氢装置的脱...     

常减压蒸馏装置灵活加工方案的探讨

运用校验后的常减压蒸馏装置模型，对加工3．0Mt／a高硫高酸原油和加工2．0Mt／a沙轻原油的全流程进行了模拟及水力学计算。通过分析比较，确定了该常减压蒸馏装置对两种原油进行灵活加工的工艺条件。结果表明该装置在保证加工3.0Mt／a高硫高酸原油的情况下，经过部分改造就可以加工2．0Mt／a沙轻原油，且各设备能正常运行。流程模拟为该常减压蒸馏装置的改造奠定了基础。     

加工高含硫原油常减压蒸馏装置的腐蚀监控

某公司加工原油劣质化、重质化后,常减压蒸馏、催化裂化、焦化、IGCC(整体气化联合循环发电系统)、污水汽提、轻烃回收、加氢等装置腐蚀有所加剧,其中常压蒸馏、催化裂化、IGCC表现最为明显。常顶油气线的点蚀、催化分馏系统的腐蚀开裂已给安全生产带来了极大的安全隐患。通过对腐蚀监测系统数据分析,及时调整腐蚀控制方案,确保原油硫含量提高后,设备腐蚀处于可控状态。通过对两套常减压蒸馏装置各侧线硫分布、设备管线材质评估及其腐蚀速率的变化进行分析,结合RBI(基于风险的检验)评估报告认为:1号常减压蒸馏装置通过2015年大修进行适当改造后,可持续加工硫质量分数不超过1.5%、酸值不超过0.3 mgKOH/g的原油。2号常减压蒸馏装置在硫质量分数不超过2.5%、酸值不超过0.2 mgKOH/g的情况下,装置的腐蚀处于可控状态。     

渣油加氢装置换剂期间生产方案优化实践

目前渣油加氢催化剂使用寿命通常为1～2 a,而其他常规加氢装置运行周期可达到2～4 a。使用渣油加氢技术加工高硫原油的炼油厂在渣油加氢装置换剂期间需要切换加工低硫原油或降低原油加工量,导致酸性气产量大幅降低、燃料气难平衡、尾气排放变化大等问题,经济效益受到影响。某炼油厂在汽油加氢脱硫装置投产后,改进了换剂期间的加工方案,放宽催化裂化原料硫含量指标、常减压装置多生产沥青,大幅提高了换剂期间原油加工量(提高21%)和二次加工装置的加工量,中重质高硫原油比例由0提高至38%,低硫原油加工比例从52%下降至0,各装置原料硫含量显著提高,酸性气产量从3.4 t/h上升至8.8 t/h,装置运行更安全可靠,经济效益明显改善,换剂期间增加效益2 000万元以上。     

渣油加氢脱硫拓宽了渣油催化裂化的应用

常压渣油加氢脱硫或减压渣油加氢脱硫与渣油催化裂化的组合工艺，提出了一个竞争力的加工燃料油的路线。在ＲＦＣＣ装置前采用ＲＤＳ或ＶＲＤＳ，可以使炼油厂加工的原油有更宽的选择范围、同时能经济地将渣油转化成动作用油田。     

海南炼化原油加工方案优化分析

中国石化海南炼油化工有限公司采用常减压蒸馏—渣油加氢/加氢裂化—重油催化裂化为主的加工路线,根据装置运行情况,总结和分析该组合工艺的原油选择情况及效果,并探讨其进一步优化原油选择,达到提升经济技术指标的目的。     

适应炼油结构转型的固定床渣油加氢技术选择

开发了固定床渣油深度加氢技术,可利用重质原料为催化裂解提供原料而多产丙烯。高硫低氮类常压渣油加氢后的产物氢含量增加值更高,更适宜用作渣油深度加氢技术的原料来生产优质催化裂解原料。利用硫质量分数4.95%的中东减压渣油开展相关研究,开发了固定床渣油加氢-延迟焦化组合生产低硫石油焦的工艺,结果表明：当加氢渣油的硫质量分数降低至0.52%时,石油焦的硫质量分数降至2.8%;随着渣油加氢深度的提高,硫传递系数相应增加;渣油加氢深度对延迟焦化产物分布影响明显,随着脱硫深度的提高,石油焦产率逐渐降低,液体产品产率明显增加。开发的高硫渣油深度脱硫生产低硫重质船用燃料油技术,结合具有活性缓释功能的渣油加氢脱金属脱硫催化剂的开发,提出了相应的催化剂级配技术,使整体催化剂的脱硫活性稳定性大幅提高,A公司利用此技术实现了稳定生产低硫重质船用燃料油。     

加工高含硫原油的渣油加氢脱硫-重油催化裂化组合工艺运行及其改进

中国石化股份有限公司茂名分公司炼油厂为加工进口含硫原油采用了渣油加氢脱硫－重油催化裂化组合工艺，工业装置标定结果表明，该组合工艺为加工高含硫原油提供一种技术支撑，可提高炼油厂的轻质油收率和质量,减少了下游装置腐蚀，具有一定的经济效益和良好的社会效益，但沿需对加氢原料及组合工艺进一步优化。     

辽河油区稠油分类及其储量等级划分

以原油在油层中的流动状态及工业性开发潜力为出发点，根据辽河油区５个油田１７个稠油区块２５５个稠油样品分析结果，采用地层温度下脱气原油粘度为主要指标，地面原油密度作为第二指标，将稠油分为常规稠油，重稠油，特稠油和超稠油四类。     

二连盆地重质稠油藏成因及地化特征

二连盆地重质稠油藏的形成和分布受断陷结构、构造发育史、地层水系统、生油岩成熟度及油气运移史等多种因素控制.研究发现,二连盆地存在两种成因稠油:原生稠油和次生生物降解稠油;它们的形成机理和地质地化特征不同.原油的地化分析表明,蒙古林稠油藏为原生重质稠油藏;而吉尔嘎朗图凹陷西南斜坡区重质稠油藏是轻度-中度降解的低熟重质稠油藏,其产层物性与含油饱和度分析发现,它们是“先成藏后稠化”形成的.     

利用微生物吞吐技术开采稠油、特稠油

冷家油田冷43块S1+2油层稠油属特稠油,50℃脱气原油粘度在10 000mPa@s以上.通过优选的假单胞菌L1,LH-18与短杆菌HY-21对冷43块8口油井进行吞吐试验,共增产原油947t.单井最长有效期超过6个月,最高增产原油280t.该研究拓宽了微生物采油在稠油油藏中应用范围,为稠油、特稠油的转换开发方式提供了一条新途径.     

油溶性枝型稠油降粘剂的合成与性能评价

针对目前油溶性稠油降粘剂存在的选择性强和降粘效果差等问题,研制了一种油溶性枝型稠油降粘剂,该降粘剂分子结构中含有极性基团和烷基。极性基团可以降低稠油中胶质和沥青质的氢键作用,烷基可以增加油溶性枝型稠油降粘剂的溶解能力,从而提高其降粘效果。油溶性枝型稠油降粘剂通过2步法合成得到,通过对其合成条件的讨论发现,该油溶性枝型稠油降粘剂的最佳合成条件为:乙二醇、环氧氯丙烷和十八酰氯的摩尔分数之比为4∶4∶1.5;第1步主链反应温度为110℃,反应时间为8h,促进剂N的质量分数为1.4%;第2步接枝反应温度为110℃,反应时间为14h。研制的油溶性枝型稠油降粘剂降粘率可达49%;红外光谱对其结构的表征结果显示,其结构与设计结构一致。     

浅谈渣油加氢裂化在我厂重油加工中的应用前景

文章根据中国石油玉门油田公司炼油化工总厂现有渣油加工流程和生产现状,考虑重油平衡、产品升级等影响炼厂效益的因素,提出了适合玉门油田炼油化工总厂重油加工的三种方案,并从投资、效益和升级潜力等方面对各方案进行了对比分析得出,渣油加氢工艺在玉门油田炼油化工总厂应用后不仅能满足重油平衡难题和燃料油升级需求,还能有效改善炼厂的加工流程和产品结构。渣油加氢作为重油加工的重要手段,不仅在环保和效益方面有很强的优势,对玉门油田炼油化工总厂未来的发展转型也有一定的实际意义。     

重质起泡稠油分离计量中存在的问题及解决措施探讨

以塔河油田6号油区重质起泡稠油为研究对象，通过现场和国内外文献调研，对该油田分离计量中的问题进行了探讨，并通过室内实验，提出了解决问题的办法。这些办法为油井产能的准确计量指明了方向；对油田科学地制定开发和调整改造方案，提高油田的采收率，实现科学化管理，以及促进油田的降本增效具有重要影响。     

注水开发稠油油藏转蒸汽驱提高采收率

分析了水驱稠油油藏剩余油分布特征、水驱开发过程中原油性质的变化情况以及引起原油性质变化的主要原因。论述了蒸汽驱提高采收率的开采机理、水驱转蒸汽驱时机及注汽参数对开采效果的影响,阐明了稠油油藏水驱后期转蒸汽驱开采的技术策略。     

热油激励技术在套保油田稠油排砂冷采中的应用

在采用排砂冷采工艺开发套保油田稠油过程中,形成了热油激励油层维护油井正常生产技术。该技术是向油层加入一定量的热油,利用热油的冲击作用破坏蚯蚓洞自然桥堵,使砂砾顺利流入井底;利用热油的热量解除沥青吸附造成的桥堵,扩大近井地带蚯蚓洞直径,提高油井近井地带的渗流能力,以利于蚯蚓洞的继续延伸。通过现场试验,确定了热油激励参数。该技术已成为套保油田排砂冷采、规模开发的最有效的日常维护生产措施。     

应用紫外光谱技术研究油藏连通性的探讨——以QHD32-6油田西区稠油油藏为例

以生物降解稠油油藏为例,探讨了应用紫外光谱技术研究油藏连通性的新方法。由于原油中的芳烃和非烃分子存在共轭键,在紫外区有明显吸收,不同物质吸收特征不同,且具有加和性,根据吸光系数可以判断其相似性。以各种原油在各波长处的吸光度值A计算出各吸光系数E,以E为纵坐标,波长为横坐标作关系图。观察图中研究样品的曲线位置、走势(特征指纹),来判断不同油藏原油的连通性。应用该方法,以QHD32-6油田西区稠油油藏为例,讨论了部分油藏流体连通性。研究结果表明,来自于Nm2油组的F7井、F8井样品曲线基本重合,连通性很好;来自于Nm1油组的F17井、F20井连通性很好,F19井与F17井、F20井连通性较差。     

稠油磺酸盐及其对稠油的乳化降粘性能研究

乳化降粘开采稠油是一项提高稠油采收率的新技术,开发廉价高效的乳化降粘剂是该技术的关键。以大庆黑帝庙稠油为原料,发烟硫酸为磺化剂,合成了稠油磺酸盐。考察了酸烃比、反应温度、反应时间对磺化反应的影响。确定了磺化反应的最佳工艺条件为：酸烃比1．6：1,反应温度为50℃-55℃,反应时间为2h。测试了其对稠油的乳化降粘性能,结果表明,35℃时,稠油磺酸盐对稠油具有较好的乳化降粘效果,降粘率达90％以上。复配后效果更佳,且具有较好的适用性。