重油催化裂化装置改造运行分析

为了提高反应剂油比,增强重油裂解能力,提高装置处理量,长庆石化分公司决定对原1．4Mt／a重油催化裂化装置提升管反应器及待生循环线路进行改造。此次改造的核心技术是为实现“低温接触、大剂油比”而采用的高效催化技术,该技术把部分待生催化剂返回至提升管底部,与再生催化剂混合,从而降低与原料接触前的混合催化剂的温度,大幅度提高反应剂油比。该技术在提升管底部设置催化剂混合器,使催化剂在与原料油接触之前形成理想的环状流。通过此次改造,提高了反应剂油比,增强了重油裂解能力,提高了装置处理量,产品分布明显改善。装置加工量由改造前的125t／h提高到170t／h;轻油收率明显提高,由改造前的60％左右提高到65％左右。尤其是汽油收率．由39％提高至45％;同时干气、焦炭及损失明显减少,由19％左右下降至14％左右;从产品质量来看。汽油烯烃含量由40％下降至35％左右,辛烷值下降约2个单位,对柴油、液化气质量基本没有影响。     

长庆石化1．40Mt／a重油催化裂化装置加工减压渣油运行分析

长庆石化1．40Mt／a重油催化裂化装置自加工减压渣油后,因原料质量变重变劣,引起反再系统生焦量增大、再生器超温、分馏塔结焦严重等问题,大大降低了装置的处理能力。通过将原料油预热温度由220℃提高至260℃以改善雾化效果,一段反应温度由510℃提高至518℃,更换新型LEO-1000型催化剂以及增设再生器内取热器等措施,使得装置运行状况得到一定程度的改善．加工量提高至平均3500t／d,轻质油收率提高约21％,再生床层温度由710℃降至700℃左冉．烟机人口温度也控制在680℃以内。并对仍然存在的问题提出了改进建议。     

重油催化裂化装置加工全减渣原料的分析探讨

长庆石化1.40Mt/a催化裂化装置加工减压渣油后,生焦量大、再生器超温,加工量降低(最低时仅为110t/h),轻质油收率低,仅为54.58%,烧焦损失大(由8.6%增大到9.56%),分馏塔底油浆系统结焦严重。通过提高原料油预热温度(最高提至260℃)和反应温度(一段反应温度由505℃提至518℃,最高时达到525℃),来提高进料的雾化效果和反应剂油比,通过降低分馏塔底温度(不大于355℃),新增回炼油串塔底流程、提高分馏塔底油浆线路线速、提高油浆外甩量(不低于5%,最高达到10%)、降低分馏塔底液面(不大于60%)和停留时间,以减缓分馏塔底结焦。设备方面,通过再生系统增设内取热器,增加取热能力,再生器中部增加防焦蒸汽环管,加大阻垢剂用量(提高至30～35mg/L),油浆线路结焦得到缓解。提出仍需改进和采取的措施,包括:强化一段提升管,停用二段提升管,停止油浆回炼,回炼油改进一段提升管;进一步提高剂油比,以改善产品分布,提高加工量,降低干气、焦炭产率;通过渣油加氢预处理来降低残炭含量,增加芳烃饱和度,实现催化原料轻质化,提高裂解性能。     

重油催化裂化装置能量优化研究

为实现重油催化裂化装置能量的合理利用,降低能源需求量,采用流程模拟软件Petro-SIM和FCC-SIM,对某企业重油催化裂化装置进行全流程模拟计算,并用于指导生产和改进操作.在装置全流程模型等能量集成优化技术平台基础上,利用最佳能量使用技术(BT)评估方法、TOTAL SITE全厂分析方法、夹点分析方法,对装置进行能耗评价.结合该企业炼化一体化公用工程系统现状,根据重油催化裂化装置能耗基准评价结果,在保证安全生产和经济效益前提下,提出多项符合生产实际的节能机会,最终实施优化方案6项,实现经济效益2314万元/a,年节能24.3kt标煤.为加强对已实施项目的管理,建立了能量优化项目跟踪与管理系统.用户使用时可以直观地看到每个周期各个节能项目的应用情况,包括节能量、经济效益、累计节能及累计经济效益等.     

重油催化裂化结焦原因及改进措施

中捷石化0.8Mt/a重油催化裂化装置原料以海洋重质环烷基渣油为主。加工重油时,生焦量约为进料量的9%以上,受油气环境温度、油气停留时间、油气流动状态等因素的影响,有时会有小部分结焦滞留在沉降器内壁、旋风分离器升气管外壁或料腿,焦块逐渐累积,最终形成大焦块落到汽提段底部,使催化剂终止流化,给装置正常运行带来危害。归纳了焦块的外观形态、产生方式,认为结焦不仅与原料性质、沉降器油气停留时间、雾化蒸汽品质等因素有关,还与装置开停工过程及日常操作密切相关。在大量操作数据及几次开停工经验基础上,进行防结焦技术整改,包括稳定操作、缩短油气在沉降器的停留时间、增加防焦蒸汽量,以及采用干气、蒸汽混合汽提技术等,取得较好效果。下一步将重点研究国内外先进的旋分快分、原料喷嘴等技术的应用情况。     

Endurance催化剂在长庆石化重油催化裂化装置上的应用

由于生产调整,长庆石化公司140×104t/a重油催化裂化装置原料由常压渣油变为全减压渣油,原料密度增大、残炭含量增高,反应生焦量大,制约了装置的加工量。为此,试用了Endurance重油深度转化催化剂。该催化剂在对渣油原料深度转化的同时,可最大量地降低焦炭产率。试用结果表明：Endurance催化剂初活性较高,衰减慢,且持久活性表现良好,抗重金属污染能力强,催化剂性能稳定,一段转化率较好,回炼油量减少;重油裂解能力较强,可以显著提高轻柴油、液化气收率,但汽油产率略有下降;可降低汽油烯烃含量,同时会造成汽油辛烷值的降低（汽油烯烃含量下降约3个百分点,汽油辛烷值下降约1个单位）,对轻柴油、液化气质量基本没有影响;可明显降低催化剂单耗,试用期间,催化剂平均单耗由原来的1.46kg/t原料下降至1.25kg/t原料。     

重油催化裂化装置吸收稳定系统适应性改造

锦西石化重油催化裂化装置原设计加工能力140×104t/a;2005年11月进行扩产改造,加工能力达到180×104t/a,反应部分采用北京石油化工科学研究院研发的MIP工艺技术;同时,为解决催化裂化汽油辛烷值偏低的问题,应用兰州石化公司研制的LDR-100催化剂.由于该催化剂的活性增强,随着富气量的增加,吸收稳定系统气液相发生变化,导致干气、液化气和稳定汽油产品质量不合格.为此,对催化裂化装置吸收稳定系统进行技术改造:在流程及操作条件与现场保持一致条件下,适当增加吸收塔、解析塔和稳定塔的塔径,来提高吸收稳定系统装置的处理量;同时新增一台同型号稳定塔底重沸器、新增三组同型号稳定塔顶湿式空冷器.技术改造后,装置运行平稳,总液体收率增加1.96个百分点,干气收率降低1.12个百分点,干气中C3及以上组分含量下降为0.80％,液化气中C5含量下降为0.84％,稳定汽油的饱和蒸汽压合格,提高了装置的经济效益.     

重油催化裂化装置能耗分析与节能措施

通过对 2 0 0 2年中石化股份有限公司九江分公司Ⅰ套重油催化裂化装置的能耗构成进行分析 ,找出该装置能耗高的原因 ,提出了相应的节能措施并组织实施 ,使得 2 0 0 3年该装置能耗明显下降。另外对该装置进一步节能提出两个方向。     

重油催化裂化的节能措施

提出催化裂化节能措施，通过控制原料残液，合理选择裂化催化剂，采用高温短接触时间反应条件，适量排油桨以达到降低反应生焦率。停用预热炉原料与分留产品进行热交换达到预热目的。调整反应深度，降低回流以减少带出热量。利用取热器取出裂化反应过剩热量，回收产品和再生烟气带走的热能以降低装置的能耗。     

重油催化裂化装置催化剂跑损原因分析及对策

长岭石化1号重油催化裂化装置进行FDFCC-Ⅲ工艺改造后,催化剂消耗量大,表现为催化剂自然跑损增大,故障跑损频繁,二次燃烧严重.从跑损机理入手,对催化剂跑损原因进行分析.装置平衡剂粒径小于20μm的占20.56％,催化剂粉碎动力学速度常数接近0.022,催化剂日周转次数为120次/d,是常规FCC工艺的1.6倍.同时,再生器主风分布管的引出平衡剂口以及两个偏流返回口,全部置于再生器内第Ⅰ、Ⅱ区间,导致分布不均衡;沉降器与再生器同轴布置,使沉降器局部器壁双面磨损,主风分布管受力不均,引起多次支管断裂.对此,实施如下措施:改善催化剂配方,补充重油提升管下料口周围的主风分布管,增加汽油提升管下料口周边分布管,其支管实行缩径增密措施,更新伸入再生器内的沉降器的所有构件,对催化剂总循环量予以控制,降低各路蒸汽用量等.措施实施后,催化剂跑损量由5.99t/d降到3.2t/d,故障引起的催化剂跑损现象基本消除.     

延迟焦化装置掺炼催化裂化油浆的技术经济分析

为解决催化油浆的出路问题,济南分公司在延迟焦化装置进行了掺炼催化油浆的试验,催化油浆在焦化原料中以不同的掺炼比例进行了试验。试验结果表明,延迟焦化装置掺炼油浆比例过高,会造成汽柴油收率及总液体收率降低,产品质量变差,设备磨损加剧,综合效益将大大降低。     

首台浆渣焚烧炉投入运行

造纸浆渣常以废弃物丢弃,华众公司将其焚烧热能回用。主要介绍浆渣特征、热解和燃烧特性、炉内过程组织,焚烧炉相关结构、电气程控、运行操作等。     

蒸汽热力采油中抗高温调剖堵剂的应用与展望

稠油油藏开发过程中,受油藏层间非均质性、渗透率变化、原油性质差异、不利的流度比、重力分离、井距和油藏倾斜,以及原油黏度大、密度大、流动性差等因素的影响和制约,降低了蒸汽利用率和体积波及系数,导致油井吸汽剖面不均匀,含水率高、采出程度低,影响稠油油藏的高效开发.为解决这一问题,目前主要采取调剖堵水的方法来控制油井含水上升,进而提高原油采收率.稠油油藏主要采用热力采油方式,要求所使用的堵剂必须同时具备长期耐蒸汽温度和蒸汽冲刷的特性,以实现深度调剖和封堵汽窜通道的作用.本文所指的抗高温调剖剂,主要针对油藏温度高达250℃以上的稠油油田.分析固体颗粒型调剖剂、抗高温凝胶类调剖剂、高温泡沫调剖剂的原理及其在国内外的发展和应用状况,并对抗高温堵剂的发展方向进行展望.     

洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施

硫磺回收装置是炼化企业的下游装置,也是重要的环保装置。洛阳石化油品质量升级改造工程,按照"一次规划、分期建设"的原则,一期工程建设了第一系列装置,包括硫磺回收装置、300t/h溶剂再生装置和110t/h酸性水汽提装置。其中,硫磺回收装置为双系列设计,单系列设计规模为4×104t/a,合计设计规模为8×104t/a,年开工时数为8400h,操作弹性在50%~110%范围。为实现硫磺回收装置的优化运行,实施酸性水汽提塔注废碱渣、凝结水回用、净化水回用到加氢装置、液硫池含硫废气回收等优化改造项目,既回收了硫磺和液氨,又对热量进行了梯级利用,降低了装置能耗。全年回收硫磺31t,增产液氨9t;节约3.5MPa蒸汽2750t/a、1.0MPa蒸汽2525t/a、除氧水134400t/a、除盐水142800t/a,全年减少二氧化硫排放25.2t。2013年,洛阳石化硫磺回收装置综合能耗为-168.67kg标油/t,远优于装置的设计能耗,在2012年和2013年中国石化46套同类装置达标对比中,综合能耗完成最好,排名第一。     

神头二电厂1号机组凝汽器真空低的原因分析及改进措施

针对神头二电厂1号机组凝汽器真空低的问题,根据现场经验和对运行参数的理论分析,找出了导致凝汽器真空降低的主要因素,提出了相应的解决和改进措施,实施后效果显著,确保了机组经济、安全和稳定运行,同时为同类机组解决真空低问题提供了方法。     

超稠油蒸汽驱先导试验效果分析

杜229块兴隆台油藏为中厚互层状超稠油油藏,单层厚度薄、储层物性好、原油黏度高,已进入蒸汽吞吐末期,综合含水率快速上升,产量递减严重,亟需实施开发方式转换。针对该区块蒸汽吞吐后期的特点,运用开发机理研究、数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱的可行性,并于2007年规划了7个70m井距"反九点"井组,开展蒸汽驱先导试验。经过8年的探索与实践,先导试验取得成功,井组年产油由转驱前的4.1×104t上升至5×104t左右,油汽比为0.17,采注比为1.09,采出程度达到53.8%,各项指标达到国际先进水平。通过对历史生产资料及监测资料分析研究,初步形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再驱替"的驱油机理,掌握了影响生产效果的各项主要因素,总结了汽驱阶段的动态调控理念及方法。该试验的成功实施,突破了超稠油不能实施蒸汽驱的认识禁区。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段,逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为,由于蒸汽超覆作用,水平段各井段区域储层非均质性差异大,吸汽强度不均,井间汽窜严重;近井地带地层存水增多,含油饱和度下降;油层亏空加大,地层压力下降,油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料,合理判断水平段剖面动用状况,采用分段注汽工艺技术,独立分隔水平段注汽腔,灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂,辅助分段注汽进行蒸汽吞吐,有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域,补充地层能量,抑制汽窜发生,提高蒸汽波及半径,调整水平段动用剖面,实现水平段均匀吸汽,近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用,达到改善开采效果的目的,为油田开发持续稳产提供技术依据。