重油催化裂化装置干气增加原因浅析

针对中国石油L分公司的重油催化裂化装置在使用重油裂化催化剂(A剂)期间干气产率增加的状况,从原料油性质、系统催化剂品质、工艺操作条件、产物分布和产品性质等方面较全面地分析了造成干气增加的原因,并提出了相应的改进措施及建议,为该装置的平稳、优化操作提供了有价值的参考。     

长庆自主石油磺酸盐表面活性剂的研发

以长庆油田馏分油为原料,开展驱油用石油磺酸盐表面活性剂合成及优化研究。通过研究区流体组分-表面活性剂构效关系、原料油结构及石油磺酸盐分子设计及合成,初步确定以减三线馏分油为主原料生产石油磺酸盐,合成可使油水界面张力达10~(-2)数10~(-3)m N/m数量级的石油磺酸盐(浓度为2000 mg/L)小试产品。通过磺化工艺优化,确定了以气态SO_3作为磺化剂,采用气相连续膜式磺化工艺进行长庆石油磺酸盐中试生产,制得了石油磺酸盐中试产品CPS-1。浓度为2000 mg/L的CPS-1溶液可使长庆油田MB3区油水界面张力降低到10-2数10~(-3)m N/m数量级,具有较高的界面活性,此外,CPS-1溶液的p H值为7.6数8.5,可满足无碱二元驱用表面活性剂的pH值要求。     

FDFCC-Ⅲ装置加工不同性质原料油的技术分析

分析了中国石化洛阳分公司FDFCC-Ⅲ装置加工加氢精制蜡油前后的生产运行和生产调整情况。结果表明,重油提升管进料经过加氢精制处理后,性质得到明显改善,硫、氮、重金属等杂质含量大幅度降低;装置产品分布得到改善,干气、焦炭、油浆产率分别降低0.11,2.08,3.65个百分点,轻质油收率、总液体收率分别增加6.34和5.87个百分点;产品质量得到提升,汽油硫质量分数降到0.015%;装置能耗降低657 MJ/t;催化剂单耗降低0.4 kg/t。同时,充分利用汽油提升管改质降硫、降烯烃的作用,生产中通过优化汽油提升管混合进料品种、性质,在停开汽油选择性加氢装置的情况下,改质后汽油质量达到国Ⅲ标准要求,提高了装置整体运行水平。     

中压和高压加氢裂化工艺技术的选用

以不同类型原料油在中压和高压条件下进行加氢裂化的结果表明,在中压或高压下加工石蜡基原料油时,可以得到质量相近的各类产品;在加工其它类型原料时,高压加氢裂化产品均优于中压加氢裂化,但高压加氢裂化装置的建设投资和操作费用明显高于中压加氢裂化的30%,故应根据具体条件选用高压加氢裂化技术还是中压加氢裂化技术.     

石油化工装置中硫腐蚀机理分析

石油化工装置大多数原料油中存在不同浓度的硫元素,含硫化物在高温下可直接与金属发生反应造成管道或者设备材料的腐蚀。分析了硫腐蚀机理,研究了控制措施。     

“掺炼焦化蜡油的抗碱氮重油裂化催化剂的开发”通过鉴定

2011年4月28日,由中国石化石油化工科学研究院、九江分公司、催化剂齐鲁分公司共同承担的科技开发项目"掺炼焦化蜡油的抗碱氮重油裂化催化剂的开发"在北京通过了中国石油化工股份有限公司科技开发部组织的技     

用工业声化学技术制备生物柴油的研究

建立了利用植物油制备脂肪酸甲酯的小型声化学反应装置。对工艺条件、原料油及催化剂的选择进行了优化,提高了反应速率,减少了催化剂用量,改善了反应过程的安全性,对原料油和生成油无热降解。该声化学反应装置的优化工艺参数为:超声波频率23～26Hz,反应时间15min,反应温度50℃,催化剂加剂量1.0%(占植物油脂的质量分数),n(甲醇)∶n(植物油)=6∶1。在该条件下,植物油的转化率达到95%以上。     

高苛刻度催化裂化新技术进入工业化阶段

正据美国《化学工程》2014年9月报道,JX日本石油能源公司计划利用其高苛刻度催化裂化(HS-FCC)新技术建设第一套工业装置,该技术已通过示范装置试验,与常规催化裂化技术相比能提高丙烯和丁烯收率。新建工业装置将于2018年初在鹿岛炼厂开始运转,原料油加工能力2.4×104bbl/d,比2011年4月在水岛炼厂运行的半工     

炭黑市场窄幅震荡 原料油市场弱势走跌

近期,煤焦油价格不断下滑,而轮胎企业对炭黑的需求不旺,致使炭黑行业市盈率不高,市场走势不容乐观,看空气氛逐渐走强。2011年5月份以来,国内炭黑市场呈窄幅震荡态势。橡胶市场销售不旺,轮胎库存量上升,致使炭黑销售一直处于不温不火的状态,大型炭黑企业开工率较高,而中小型炭黑企业开工率不足。     

蜡油加氢催化剂失活分析

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢处理装置催化剂失活现象,从催化剂组成和操作因素两方面对床层温升下降和催化剂活性下降原因进行了分析,发现再生剂FF-24比例较大,约为59.8%;原料油组分重,终馏点700℃以上;脱沥青油品质差;床层结焦等都是影响催化剂失活的因素,最主要的原因是再生剂比例大和原料油组分重。催化剂失活后,装置将反应温度从360℃提高至385℃,气油比从780提至830,但均达不到理想效果,因此采取更换催化剂解决此问题,并将换下的催化剂送中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院(FRIPP)分析。FRIPP分析催化剂失活原因为反应器入口温度低,再生剂FF-18无使用价值,原料油品质差。