哈萨克斯坦原油350～520℃减压馏分适宜加工方案分析

哈萨克斯坦(哈国)原油是中国西北口岸进口的主要原油,实沸点切取350～400,400～450和450～520℃三个馏分按润滑油指标进行性质分析,表明哈国原油润滑油馏分黏度指数较高,链状烃含量在65%左右,芳烃含量小,黏度指数高,溶剂精制难度不大,精制油收率高,是比较理想的润滑油基础油原料。把350～520℃馏分按催化裂解原料进行分析,表明哈国原油减压馏分平均分子中烷基侧链上的碳原子分数为66.17%。重金属镍加钒含量少(0.16μg/g),可直接作为重油催化裂化的原料。但该馏分硫含量高,催化裂化汽油、柴油应加氢精制。在加压微反色谱装置上对哈国原油350～520℃馏分进行催化裂化实验,结果表明该馏分转化率高达70.27%,轻质油收率高达64.51%,总液收率高达80.74%,表明哈国原油350～520℃馏分是优质催化裂化原料。     

墨西哥玛雅原油评价及其生产沥青的可行性研究

墨西哥玛雅原油属于重质高硫中间基原油,HK～170℃馏分,可作重整原料;HK～210℃馏分可作石脑油原料;210～350℃馏分可作低凝点柴油调合组分;350～460℃馏分,可做焦化原料;440℃的馏分可生产满足JC/T2218—2014标准的防水卷材沥青(Ⅰ型);440～520℃馏分可生产JTG F40—2004道路石油沥青产品标准中的70号B级道路石油沥青。     

哥伦比亚卡斯蒂利亚原油性质评价

根据现行的原油(油品)分析和评价方法,对中国石化天津分公司加工的哥伦比亚卡斯蒂利亚原油性质进行了评价。结果表明,该原油属于高硫或含硫环烷基原油;经蒸馏切割后,当馏程分别为初馏点~80,80~160,170~230,230~350,350~520℃时,其馏分可依次作为乙烯裂解装置原料、催化重整装置原料、航煤加氢装置原料、柴油加氢装置原料和催化裂化加氢装置原料;对于分别大于350,520℃的渣油馏分,二者均可作为延迟焦化装置原料。     

塔河重质原油的加工工艺

塔河原油属重质含硫中间基原油,其镍和钒含量分别为20 μg/g及88.5 μg/g,残炭高达11.53％,其常压渣油不宜作为催化裂化原料。工业试验采用了原油常压闪蒸-延迟焦化-加氢精制流程。考察了原油电脱盐及防止延迟焦化加热炉炉管结焦的措施。一年多的工业运行表明该流程可行。     

辽河原油几种深度加工流程的比较

辽河管输原油为一种低硫中间基的重质原油,它的<350℃馏分只有30%,为了提高轻质油收率必须深度加工.对渣油比较了减粘裂化、ART、RCD、溶剂脱沥青、HSC-溶剂脱沥青、灵活焦化和延迟焦化等七种不同加工方法.对减压蜡油比较了催化裂化、蜡油加氢-催化裂化、缓和加氢裂化-催化裂化和加氢裂化等四种不同加工途径.从各项经济指标来比较,认为渣油选取延迟焦化或ART方法是有利的,而减压蜡油以选取催化裂化方法为最佳.     

牙哈原油综合评价

介绍了对牙哈原油进行的综合评价。结果表明:该原油的特点是密度小(849.9 kg/m3),轻质油收率高,且质量好,初馏点～145℃馏分是理想的重整原料,初馏点～180℃是较理想的汽油调合组分,也是优良的乙烯裂解原料,初馏点～350℃收率72.17%,加工时应严格控制比例,比例过高,常压塔的汽相负荷大,会影响常减压装置的稳定操作和安全生产。牙哈原油重整原料的收率较高,砷、氯,硫含量低,腐蚀合格。牙哈原油芳烃潜含量较高,重整加工时芳烃收率指数高达73.51%,是较理想的重整原料。牙哈原油喷气燃料组分加工前应针对碱性氮小的情况采取白土精制,保证航空煤油颜色的稳定性。240～300℃,300～350℃两段组分是较理想的柴油馏分,但必须经过加氢或碱洗精制,240～300℃是调合低凝柴油的优质组分。其减压蜡油作为润滑油馏分粘度指数大,黏温性能好,酸值小,芳烃含量较低,适合作生产高黏度指数润滑油的基础油,也是较好的催化裂解原料,大于520℃的减压渣油收率低,应与其他渣油掺炼,没有单独深加工的必要。     

催化裂化技术的发展趋势是提高适应性

催化裂化技术工业应用60年来，一直在努力改进催化剂和工艺设备，目的是把更多的重油和渣油原料转化为轻质产品。加工一定量渣油的催化裂化装置所用的催化剂差不多占世界催化裂化催化剂需求量的2／3。实际上，随着渣油和经过加氢处理原料的增加，用作催化裂化原料的减压瓦斯油将减少。原料来源的这种变化给新建和已有的催化裂化装置都带来严重挑战，需要催化裂化装置有很强的适应性，既多产汽油和超低硫柴油又联产热力。与加工减压瓦斯油的传统原料相比，加工较多重油或渣油的催化裂化装置需要加工含沥青质较多的重质原料。这种原料中含有较多的镍和钒，会沉积在催化剂上并降低其性能。催化裂化催化剂再生时，钒会侵蚀和破坏催化剂的沸石结构，或经过水热降解使孔堵塞。     

九江石化拟建90×10^4t／a汽油加氢装置

九江石化生产用原油为仪征-长岭原油管线输送的原油,目前主要生产90^#、93^#、97^#3种高辛烷值汽油,其中质量难度最大的是93^#车用汽油。催化裂化汽油产量占全厂汽油产品总量的80％以上,焦化蜡油和脱沥青油均直接作为催化裂化装置原料,催化裂化装置原料硫质量分数超过0.6％,并且焦化蜡油占催化进料的比例在15％左右,导致催化裂化装置丙烯等高附加值产品产率大幅下降,催化裂化装置汽油硫质量分数偏高。     

典型原油深拔蜡油及渣油性质研究——沙特阿拉伯轻质原油深拔蜡油及渣油性质研究

我国石油资源缺乏,石油消费需求增长速度快,原油进口量逐年增加。对进口量较大的典型沙特阿拉伯轻质原油进行深度的研究,可为其重油深加工最佳工艺路线的选择提供依据。对沙特阿拉伯轻质原油进行了深度蒸馏试验,并对深度蒸馏所得的深拔蜡油和深拔渣油进行了详细的研究。研究结果表明:沙特阿拉伯轻质原油各窄馏分硫含量较高,密度较大,沸点>570℃以后的窄馏分钒含量较高。采用深拔VGO作催化裂化原料,深拔切割点不宜大于570℃,且需脱硫处理。当蜡油的切割点提高到570℃时,蜡油收率可比常规蜡油增加8.81%(占原油),深拔的经济效益十分显著。深拔受到深拔蜡油和渣油性质的限制,各不同深度渣油的收率均较低,皆属较难加工的渣油。大于500℃以后各不同深度渣油适合于生产沥青产品。     

南美原油性质及加工方案的研究

通过南美原油综合评价研究了其基本性质,并对各不同窄馏分进行了分析。结果表明,该类原油呈现密度大、黏度大、酸值高、凝点低、蜡含量低和碳氢比较高的特点,属于高硫环烷基原油。该原油的窄馏分性质考察表明,初馏点～140℃馏分的硫含量较高、氮含量低,环烷烃含量和芳烃含量较高,可考虑作为催化重整原料,120～240℃馏分可考虑在精制后生产喷气燃料,200～350℃的柴油馏分,可经过精制脱硫后作为-10号低凝柴油的调合组分,350～450℃馏分作为减压蜡油馏分,其收率较高,硫含量高,残炭、金属钒含量低,饱和烃和氢含量较低,可作为加氢裂化原料或加氢预精制后作催化裂化原料。总体分析该类原油轻质馏分收率低,沥青收率高,总拔出率低,并且沥青质和胶质含量高,不宜于直接生产汽柴油,可通过调合或改性工艺生产优质的重交道路沥青。结合原油及各馏分油的性质,提出了利用南美原油生产燃料油和重交道路沥青的加工方案。     

塔河劣质稠油生产90A高等级道路沥青装置改造及应用

中国石化塔河炼化有限责任公司2号常减压-焦化装置,加工原油为塔河劣质稠油,其中减压渣油是塔河道路沥青产品的主要调合原料,随着塔河原油性质劣质化程度不断加剧,其减压渣油沥青质含量逐渐升高、闪点逐步降低,沥青产品质量也逐步下降,越来越难以满足生产高等级沥青产品的需要。而影响沥青产品质量提升的主要因素是减渣闪点提不上去,以及减渣蜡含量较高的问题,因此,该公司从优化减压装置进料,提高减压塔的分离精度,使焦化蜡油和重循环油得到合理利用的思路,对2号常减压-焦化装置进行沥青适应性改造,并组织实际生产调试,最终生产出了合格的90A高等级道路沥青产品。     

减压渣油深度转化组合工艺及其供氢溶剂筛选

以减压渣油为原料,催化裂化加氢重循环油和工业馏分油窄馏分为供氢溶剂,采用溶剂脱沥青-液相加氢组合工艺,可将减压渣油高效转化为轻质油。结果表明:焦化蜡油（410～430 ℃）、FCC油浆（450～470 ℃）、糠醛抽出油（430～450 ℃）、重循环油（410～430 ℃）窄馏分的供氢能力依次为2.28,2.61,4.86,2.73 mg/g,远低于四氢萘（7.90 mg/g）,而加氢重循环油（0.948 7 g/cm3）供氢能力（7.42 mg/g）与后者相近;采用组合工艺,以加氢重循环油为供氢溶剂,减压渣油的综合转化率为90.84%,轻质油收率（质量分数）可达89.35%,焦炭得到有效抑制。     

塔河稠油掺炼焦化蜡油改善道路沥青性能的研究

针对塔河稠油重质化加剧,其减渣调制90号A级道路沥青产品存在闪点和PI值不能满足JTG F40规范A级道路沥青质量要求的问题,本文采用塔河稠油或塔河常压渣油掺炼焦化蜡油蒸馏工艺,对减渣及其调制道路沥青性能的影响进行了研究。结果表明,掺炼焦化蜡油有助于提高塔河减渣的蒸馏切割温度和改变其四组分分布,焦化蜡油的适宜掺炼比例为15%,此时塔河减渣调制的90号道路沥青闪点由237 ℃提高到258 ℃,PI值由1.33降低到0.57,也兼顾了沥青的高温性能和抗老化性质,满足了A级道路沥青产品质量要求,同时沥青混合料高温和水稳定性能得到改善。     

劣质原油脱钙技术在常减压装置的工业应用

中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司6 Mt/a常减压装置加工北疆原油时掺炼20%~30%高钙风城稠油,采用TS-888脱钙剂对该劣质原油进行脱钙工业试验。结果表明:(1)当剂钙比为(3.0~3.5)∶1时,原油脱钙率达到65%~68%;(2)当剂钙比提高到4∶1时,原油脱钙率超过70%,加注期间脱后原油含盐合格率为97.78%,脱后原油水分最大值0.030%,含盐污水化学需氧量最大值为1 927 mg/L,氨氮最大值为64.3 mg/L,加注脱钙剂后原油含盐含水和外排含盐污水指标合格,加注脱钙剂对电脱盐装置运行没有影响;(3)当剂钙比为(3.0~3.5)∶1时,减四线脱钙率达到59.00%,渣油脱钙率达到64.60%,加热炉温升由0.51℃/d下降到0.18℃/d,焦炭灰分由0.91%降至0.72%,减压渣油钙含量降低,焦化装置加热炉运行工况明显改善。     

俄罗斯轻质原油两种加工流程对比

通过建立炼油PIMS规划模型,对俄罗斯轻质原油的两种加工流程进行了模拟。这两种流程的主要区别在于减压渣油加工方法的不同,一种采用减压渣油加氢流程（流程Ⅰ）,主要重油二次加工装置为渣油加氢、蜡油加氢裂化和重油催化裂化;另一种采用减压渣油延迟焦化流程（流程Ⅱ）,主要重油二次加工装置为延迟焦化和蜡油加氢裂化。两种加工流程均按10．00Mt／a加工规模设计,流程Ⅰ包含16套加工装置,流程Ⅱ仅11套加工装置,后者比前者简单。模型运行结果表明,流程Ⅱ投资少,加工成本低,柴汽比高,但要考虑石油焦市场;流程Ⅰ产品多样,产出液化石油气较多。如何选择两种流程,取决于产品的价格体系。     

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。     

催化裂化降低汽油硫含量工艺参数研究

在中型提升管催化裂化装置中,以含硫质量分数为0.610%的减压渣油与减压蜡油混合物(二者质量比为3∶7)为原料,LDO-70 S为催化剂,在反应温度500℃,反应时间为2 s的条件下,可制备含硫质量分数为0.027%的催化裂化汽油。结果表明,随着原料含硫质量分数的提高,汽油含硫质量分数提高,其中后者是前者的8%~9%。随着反应温度的升高,干气、液化气和焦炭质量分数增加,汽油、柴油、重油和汽油含硫质量分数降低。随着催化剂/原料油(质量比)的增加,干气、液化气、焦炭和汽油中含硫质量分数提高,汽油、柴油和重油质量分数降低。     

低成本船用燃料油生产方案研究

船用燃料油主要由减压渣油、加氢渣油、催化油浆、催化裂化柴油等组分通过调合手段生产;通过对高黏调合组分进行热改质以降低其倾点和黏度,可减少轻调合组分的用量,优化生产配方,降低船用燃料油的生产成本。W炼油厂原计划将通过直馏工艺生产的常压渣油作为低硫船用燃料油销售,采用常减压蒸馏-热改质组合工艺小试研究表明：优选合适切割点的减压渣油并对其进行热改质,可使减压渣油运动黏度(50℃)降至380 mm²/s以下;优选低硫调合原料,可以释放全部的直馏柴油及蜡油馏分,降低低硫船用燃料油生产成本。对于以减压渣油、优选重油F及催化裂化柴油为原料直接调合生产船用燃料油的H炼油厂,采用热改质-调合组合技术,可大幅降低减压渣油的黏度和倾点,中试研究结果表明,调合柴油量可以减少50%,大幅提升炼油厂经济效益。