收稿日期:1999-03-01
通讯联系人:周家顺
文章编号:1001-8719(2000)02-0063-05
研究报道
辽河减压渣油悬浮床加氢裂化研究
周家顺,邓文安,阙国和
(石油大学炼制系,山东东营 257062)
摘要:在4～22M Pa ,410～480℃,添加10L g /g 钼分散型催化剂的条件下,考察了辽河坨子里混合稠油的减压渣油加氢裂化性能。采用了效率因子来衡量反应条件的优劣。结果表明,尽管辽河减压渣油不易转化,但在高温、高压和短反应时间的条件下,可以达到较高的转化率。在22M P a ,480℃,5min 的反应条件下,渣油转化为低于538℃产物的转化率可达到86%以上,甲苯不溶物收率低于7%。而在常规加氢条件(10M P a,440℃)下,甲苯不溶物收率为7%时,转化率约为70%。关 键 词:反应条件;加氢裂化;悬浮床;渣油中图分类号:T E 624.4 文献标识码:A
渣油的深度加工,特别是渣油的加氢,是获取轻质燃料油的重要手段。重油的固定床加氢工艺,如Chevro n 公司的固定床加氢工艺ARDS 和VRDS(常压和减压渣油加氢脱硫),已在我国应用[1]
。但该工艺不适用于高粘度、高残炭和高金属含量的辽河减压渣油。目前,普遍认为对辽河渣油进行深度加工的有效方法是延迟焦化和悬浮床加氢裂化。表面上看延迟焦化工艺简单,设备投资小,但其产物必需进行加氢精制后才能使用或进入后续工艺,这样,延迟焦化与加氢精制的共同投资远大于悬浮床加氢裂化[2]
。因此可以认为,悬浮床加氢是有希望的处理辽河重油的工艺。抚顺石油化工研究院在研究辽河减压渣油的加氢裂化时,在12～14M Pa ,加入金属催化剂300L g /g ,空速1.0h -1及甲苯不溶物收率(y TI ,M ass percentage o f toluene insolubles)为0.70%左右的条件下,低于500℃的总收率可以达到62%～64%(质量百分数)。加拿大AOSTRA 利用HC3过程对辽河渣油进行悬浮床加氢裂化时,在5～15M Pa,447℃,加入金属催化剂194L g /g ,空速0.2～2.0h -1及y TI 为0.70%左右的条件下,低于525℃的总质量收率可以达到75%[3]。
在用悬浮床处理重油时,催化剂起着非常重要的作用[4,5]。但也不能过多地依赖催化剂,而应在选择性能优异的催化剂的同时,优化操作条件,采用较低的压力、较小的氢油比以及较高的空速等,采用非常规的操作条件可能对提高转化率有一定帮助。日本的NIKKO 咨询工程公司(NIKKO Consulting &Eng ineering Co .)对中东原油进行两段加工时,先在750℃,22MPa 下进行浆液床加氢,然后在450～500℃,0.5～1.0MPa 下进行延迟焦化,转化率可以达到85%,比常规操作条件的转化率高25%[6]。从辽河渣油的数据来看[3,7]
,不管采用什么样的催化剂,在低于12MPa 的压力、低于440℃的温度和1.0h -1
左右高空速的常规操作条件下,要将辽河减压渣油<538℃产物的收率提高到75%,是相当困难的。因此有必要变更操作条件。
1 实验部分
所用原料辽河减压渣油的性质如表1所示,同时也列出了辽河常压渣油的性质。
2000年4月
石油学报(石油加工)
ACT A PE TROLEI S INICA (PET ROLEU M PROCESS ING SEC TION)
第16卷第2期
辽河减压渣油中加入10L g/g的钼催化剂,然后将其置于特制的微型高压反应器中,用氢气携带出空气后,充入适当压力的氢气,以确保在反应温度下达到预定的反应压力。称取反应后产物的质量,由减差得到气体产物的质量。由于未考虑氢耗的影响,减差得到的气体的质量要比实际值小。按AST M5307模拟蒸馏的方法,测定产物的馏程。另外,还要测定产物中甲苯不溶物的含量。
表1 辽河减压和常压渣油的性质
Table1 Properties of Liaohe vacuum residue(VR)and atmospheric residue(AR)
Residue w(<538℃
fraction)/%
v(100℃)
/mm2?s-1
w(Carb on
res idue)/%
Q(20℃)
/g?cm-3
w(M etal)/L g?g-1
Ni V Fe Ca
L iaohe VR23.3338019.00.9976122.6 2.937.595.6 L iaohe AR40.049313.50.979493.7 2.323.672.0
Residue
w/%
C H S N
w(SARA)/%
Saturates Aromatics Resin n-C7As phaltene
L iaohe VR86.911.00.43 1.0817.430.350.2 2.1
L iaohe AR87.111.40.390.8029.228.740.3 1.8
2 结果与讨论
2.1 效率因子的引入
讨论一个操作条件或一种催化剂的优劣时,通常着眼于转化率、甲苯不溶物收率、催化剂用量、操作费用等。如果只是注重提高转化率,而忽视了降低甲苯不溶物收率;或者只是注重降低甲苯不溶物收率,而忽视了提高转化率,都难以衡量操作条件的适当与否或催化剂性能的优劣。考虑到以上因素,笔者对效率因子(f E,Efficiency factor)定义如下:
f E=k C×y P×e-y TI x
y P=(m P/m0)×100
y TI=(m TI/m0)×100
x=(m P-m P0)/m0×100
式中 y P——产物中低于538℃馏分的收率,%;
y TI——产物中甲苯不溶物收率,%;
x——净转化率,%;
m P——产物中低于538℃馏分的质量,kg;
m TI——产物中甲苯不溶物质量,kg;
m0——进料质量,kg;
m P0——进料中低于538℃馏分的质量,kg;
k C——催化剂参数,用来衡量催化剂的加入量及成本,对于同一种催化剂k C=1,对于不同的催化剂k C=1/(催化剂的价格×催化剂的浓度)。
在理论上,当k C=1时,若不考虑氢耗引起的产物收率的增加,如果渣油100%转化,且y T I=0,则f E=100;如果无任何转化,全部生成甲苯不溶物,则f E=0;若将氢耗考虑在内,f E有可能大于100。在此基础上还可以加上操作压力等操作费用的校正参数。
2.2 用效率因子衡量反应条件
表2为440℃,不同压力(p)和反应时间下渣油转化为低于538℃馏分的转化率(x P,简称转化率)、甲苯不溶物收率(y TI)、单位净转化率的甲苯不溶物收率(y TIPRC,Percentag e of toluene insolubles per real co nversion)。图1为440℃下分别反应10min和60m in以及k C=1时的f E～p曲线。
64 石油学报(石油加工) 第16卷
表2 440℃,不同压力、反应时间下的转化率及甲苯不溶物收率
Table 2 Conversion and toluene insolubles yield under dif ferent pressures and reaction times at 440℃
p /M Pa
t /min x P /%y T I /%y T I P RC /%4
10
49.24 1.020.042063.099.200.233065.4112.240.296071.0618.940.4010
10
65.560.850.022071.738.360.173074.2310.270.206078.6615.140.2715
10
64.750.720.022066.74 4.120.093072.979.160.186077.0714.350.2722
10
59.770.500.012064.07 2.370.0630
67.20 3.210.0760
73.10
11.27
0.23
从表2可以看出,在上述实验条件下渣油的转化率大都低于75%。随着反应时间的延长,转化率和甲苯不溶物收率增加,但f E 并不一定增加。由于低反应压力和长反应时间下甲苯不溶物较多,而高反应压力和短反应时间下转化率较低,因此这些条件下的f E 不会很大。只有在能得到较高转化率和较低甲苯不溶物收率的反应条件下,才会有较高的f E 值。2.3 反应时间和反应温度对渣油转化的影响
通常认为,在渣油悬浮床加氢裂化反应中,渣油的转化率会随着反应时间的延长而增加。图2为10M Pa 反应压力下,以每一时间点下渣油转化为低于538℃馏分的转化率与前一时间点的转化率之差(即转化率的增量,$x P )为纵坐标,
以该时间点为横坐标拟合成的曲线。
图1 440℃下不同压力和反应时间的效率因子Fig .1 Ef ficiency f actors under dif ferent pressures and reaction times at 440℃
t /min:(1)10;(2)
60
图2 10MPa 下不同反应时间段与
转化率的增量($x P )的关系
Fig .2 Mcrement of conversionat dif ferent reaction period under 10MPa pressure
H /℃:(1)410;(2)420;(3)430;(4)440
65
第2期 辽河减压渣油悬浮床加氢裂化研究
从图2可以看出,不同的时间段对转化率的贡献是不同的。反应开始时,转化率增加较快,随着反应时间的延长,转化率增加速率减慢。反应温度越高,转化率增量随反应时间的延长而减少。每一反应温度,有其较佳的反应时间长度。高温下较佳反应时间较短。尽管随着反应时间的延长转化率会增加,但这种增加是以增加甲苯不溶物收率为代价的。从表1也可以看出,随着反应时间的延长,y T IPRC增加。因此,进行悬浮床加氢裂化时,在原料、催化剂和反应压力一定的情况下,用延长反应时间来提高转化率,效果不明显。
2.4 压力对悬浮床加氢裂化的影响
由表1还可以看出,在相同的温度和反应时间下,转化率随压力的变化并不明显。但高压下的y TI和y TIPRC较小,因此高压下反应时间可以适当延长。即使如此,渣油转化率的提高也有一定限度,这是由渣油本身的性质决定的。
2.5 非常规温度、压力下的渣油加氢裂化
辽河渣油在压力22MPa和440～480℃下的反应结果见表3。在460℃下,辽河渣油可以转化70%,而此时的y TI已经超过6%;要在10～15M Pa的反应压力下达到转化70%的目标,y TI将超过8%。在480℃,5m in的条件下,转化率超过86%时,y TI低于7%。从f E因子可以看出,其值在高温、短反应时间时较大。
表3 非常规反应条件下的加氢裂化结果
Table3 Hydrocracking results under unconventional reaction conditions
H/℃t/min y T I/%x P/%f E
440100.5059.7759 20 2.3764.0760 30 3.2167.2062 6011.2773.1058
4605 2.2761.4858 10 6.4269.3460 158.9284.7573 3018.2183.8062
4805 6.3886.7078 109.7390.7579 1519.1283.1960
p=22M Pa
高温、高压和短反应时间可以有效地提高渣油的转化率,降低甲苯不溶物收率,增大处理量,但在实际操作中比较难以控制。
3 结 论
(1)效率因子可以有效地衡量反应条件的优劣,不会因为转化率不同无法比较甲苯不溶物收率,或由于甲苯不溶物收率不同而无法比较转化率。
(2)在相同的温度和反应时间下,压力对总转化率的影响不明显,但在高压下,甲苯不溶物收率和单位净转化率的甲苯不溶物收率较小。
(3)在催化剂相同时,反应温度和反应时间是影响转化率的主要因素。
(4)由于随着反应时间的延长,转化率提高的速率很慢,而甲苯不溶物收率提高的速率很快,因此,对辽河减压渣油的悬浮床加氢裂化来说,高压、高温、短反应时间是提高转化率降低甲苯不溶物收率的有效反应条件。
66 石油学报(石油加工) 第16卷
参考文献:
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21.
[7]王宗贤,郭爱军,阙国和.辽河渣油热转化和加氢裂化过程中生焦行为的研究[J ].燃料化学学报,1998,26(4):326-333.
作者简介:
周家顺(1966-),男,讲师,硕士,从事渣油悬浮床加氢裂化、渣油供氢剂减粘裂化、延迟焦化等重油加工工艺的研究;
邓文安(1967-),男,讲师,硕士,从事渣油悬浮床加氢裂化、渣油供氢剂减粘裂化、延迟焦化等重油加工工艺的研究;
阙国和(1938-),男,教授,从事渣油悬浮床加氢裂化、渣油供氢剂减粘裂化、延迟焦化等重油加工工艺的研究。
STUDY ON HYDROCRACKING OF LIAOHE RESIDUE IN THE PRESENCE OF DISPERSED C ATALYSTS
ZHOU Jia-shun,DENG Wen-an,QU E Guo -he
(De p artment of Chemical Eng ineer ing ,Univ ersity of P etr oleum ,Dongying 257062,China )
Abstract :Liaohe vacuum residue w as hydrocracked in the pr esence of 10L g /g m olybdenum dispersed catalyst at the reaction conditions o f 4～22MPa and 410～480℃.Efficiency factor w as used to ev aluate the hydrocracking reaction conditions of vacuum r esidues.T he result show ed that hydrocr acking reaction of Liaohe vacuum residue can reach a high total conversion of mo re than 86%w ith the toluene insoluble yield less than 7%,althoug h it w as pr oved to be o ne o f the most difficult convertible residues in China.Under conv entional r eaction conditions of 10M Pa and 440℃and toluene insolubles y ield lev el of 7%,a total conversio n of VR to product w hich has a boiling po int low er than 538℃can reach about 70%.
Key words :reaction co ndition ;hy drocracking ;dispersed catalyst ;residue
(编辑 王 春)
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第2期 辽河减压渣油悬浮床加氢裂化研究
重油及渣油的物理组成 重油的定义是颇为任意而定的，但“重油”（这里指重质原油，下同一译者注〉这个术语通常适用于API重油度小于20.硫的重量含量一般（不总是）髙于2味的石油义见第二章此外，与常规原油相比，重油的颜色较暗甚至可能是黑色。它一般含有相当部分的沥靑质和胶质，这些物质均系石油的不挥发组分，而且所含的杂原子（即硫、逋、氧）比例也最高。简言之，石油的沥音质组分.或“重油”、“沥青”就是在将过量〈体积为40〉低沸点液态烃〈例如戊烷〉加入到石油或重油〈体积为1〉中所析出的那部分物质。沥青质是一种深褐色至黑色的无定形固体，它在分解之前不会熔化，可溶于苯或芳烃类溶剂油中。另一方面，胶质通过白土吸附（漂白土、活性白土等）从脱沥青油中分出。用烃类液体洗涤白土，轻油馏分即从白土中除去，而胶质只能用极性更强的溶剂诸如苯、吡啶.三气甲烷等洗涤才能从白土上脱除。胶质是一种深红色至黑色的半固相物质，其杂原子的含量比例也很髙，不过与沥青质不同，胶质能溶于低沸点液相烃类中。 原油的渣油〈有时称为沥青组分〉的广义定义为：石油经过非破坏性蒸馏除去所有挥发性物质后得到的残余物。蒸馏温度一般维持在350℃〈660°F〉以下，因为普遍认为，超过350℃，石油组分热分解的速度是相当大的。必须注意，在石油产品的某些专门测试方法(ASTM D-D-86)中，建议蒸馏温度提高至或直至观测到某一分解点为止。 渣油是一种黑色粘稠物质，是通过原油的常压或减压蒸馏获得的。在室温下它可能是液体〔一般指常压渣油〉，或者几乎是固体（一般指减压渣油〉，这取决于原油的性质。当从原油中取得的渣油是已经开始热分解的则把这种产物称为石油沥靑(Pitch)可能更为确切。由沥靑基原油所得的渣油其化学组成是很复杂的。物理方法的分馏往往表明，它含有大量的沥青质和胶质一甚至高达渣油发的50%或更高。此外，渣油及较重的沥青基原油另一个特点是它含有生成灰分的金属成分，包括诸如钒和镍的有机金属化合物。而且，石油切割得愈深，渣油中硫和金属的浓度就愈大，其物理性质也愈差。 出于多种原因，时常需要将石油按其物理组成进行划分。此外，重油和渣油的物理组成视其分离的方法不同而有明显差别，因而使得对这些原料选择合宜的加工方案更加复杂化。所以，当着石油或重油可在相对的基准上按照三种通用的组分一沥青质、胶质及油分一进行划分，故而渣油也可照此划分。不过一般这些组分的相对比例会有很大不同。而且，在这三种组分中，化合物的类型也是有差别的，当渣油实际上是由石油的常压或戒压蒸馏而制得的时，其中的易挥发组分就会在蒸馏中除去，故渣油的油分组成变化也就特别大。其次，由溶剂法得到的渣油，与蒸馏所得渣油相比也梢有不同，前者的油分比例将会降低。 渣油和重油区别于馏分油的两个主要特性是前两者含有(1)沥青质及其他高分子量、髙芳构的结构物；(2)形成灰分的成分，包括以镍和钒为主要金属的有机金属化合物。沥青质对炼制过程有显着影响，会在各种热加工过程中沉积大量焦炭。由于焦炭会引起一种绝热体的作用，因此随反应器内汝炭层的增厚，需要输入的热量也增加，这就会造成明显的局部过热，甚至是普遍过热，随之又产生更多的焦炭沉积。焦炭沉积在脱硫催化剂上将严重影在催化剂上的炭质沉积的积聚还是很大的。一般认为，炭质物质的沉积是由缩合反应造成的，这种反应是任何处理重质原料的热加工工艺〈甚至包括加氢裂化工艺〉整体中的一个组成部分。看来，原来存在于原料中(或在工艺过程中产生)的大分子化合物活动性差〈或者被催化剂吸附得本牢固〉，不足以被加氢反应所饱和，因而不断地缩合，最终降为焦炭。这种沉
我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]
我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金
1.1 大庆原油一般性质 大庆原油一般性质为：密度为0.8629g/ml,凝固点29℃，硫含量为0.11％，氮含量1586ppm，酸值0.08，金属含量中镍、钒含量分别为4.36ppm和0.13ppm,属低硫中质石蜡基原油。大庆<350℃轻收为30.22％。>540℃总拔出率为63.1％。 1.2 大庆原油直馏馏分性质 大庆原油0～140℃的石脑油馏分收率为5.94,氮0ppm，硫含量为0.01874％，硫醇硫31ppm。 大庆原油0～180℃的石脑油馏分收率为8.99,氮0ppm，硫含量为0.020697％，硫醇硫36ppm。 大庆原油140～240℃的收率为8.83,冰点为-48℃，硫含量为0.022124％，硫醇硫39ppm，酸度7.62831mgKOH/100ml，烟点为32mm，芳烃含量为8.02％。 大庆原油180～350℃的收率为20.92,十六烷指数59.48，硫含量为0.036978％，酸度9.44417mgKOH/100ml。 大庆原油240～350℃的收率为15.13,十六烷指数59.98，硫含量为 0.043133％，酸度9.80416mgKOH/100ml。 1.3 大庆原油裂化原料及渣油性质 350～540℃蜡油馏分及>540℃、>350℃渣油性质如下: 大庆原油350～540℃的收率为32.89,密度为0.8634g/ml,硫含量为0.103749％，氮含量678ppm。 大庆原油>540℃的收率为36.9,密度为0.9278g/ml,硫含量为0.188964％，氮含量3680ppm。残炭9.77%，金属分析数据中镍、钒含量分别为11.81ppm和0.36ppm；组成分析数据中，沥青质为0.06%。 大庆原油>350℃的收率为69.78,密度为0.8963g/ml,硫含量为0.148807％，氮含量2265ppm。残炭 5.59%，金属分析数据中镍、钒含量分别为 6.24ppm和0.19ppm；组成分析数据中，沥青质为0.03%。
（1）什么是燃料油？ 绝大部分石油产品均可用作燃料，但燃料油在不同的地区却有不同的解释。欧洲对燃料油的概念一般是指原油经蒸馏而留下的黑色粘稠残余物，或它与较轻组分的惨合物，主要用作蒸汽炉及各种加热炉的燃料或作为大型慢速柴油燃料及作为各种工业燃料。但在美国则指任何闪点不低于37.8°C的可燃烧的液态或可液化的石油产品，它既可以是残渣燃料油（Residual Fuel 011,亦称Heavy Fuel 011）也可是馏分燃料油（Healing 011）。馏分燃料油不仅可直接由蒸馏原油得到（即直馏馏分），也可由其它加工过程如裂化等再经蒸馏得到。 燃料油的性质主要取决于原油本性以及加工方式，而决定燃料油品质的主要规格指标包括粘度（Viscosity），硫含量（Sulfur Content）,倾点(Pour Point)等供发电厂等使用的燃料油还对钒（Vanadium）、钠(Sodium)含量作有规定. 1、燃料油的自然属性 燃料油是成品油的一种，广泛用于电厂发电、船舶锅炉燃料、加热炉燃料、冶金炉和其它工业炉燃料。燃料油主要由石油的裂化残渣油和直馏残渣油制成的，其特点是粘度大，含非烃化合物、胶质、沥青质多。 （1）粘度 粘度是燃料油最重要的性能指标，是划分燃料油等级的主要依据。它是对流动性阻抗能力的度量，它的大小表示燃料油的易流性、易泵送性和易雾化性能的好坏。对于高粘度的燃料油，一般需经预热，使粘
度降至一定水平，然后进入燃烧器以使在喷嘴处易于喷散雾化。粘度的测定方法，表示方法很多。在英国常用雷氏粘度(Redwood Visco sity)，美国惯用赛氏粘度(Saybolt Viscosity)，欧洲大陆则往往使用恩氏粘度(Engler Viscosity)，但各国正逐步更广泛地采用运动粘度(K inemetic Viscosity)，因其测定的准确度较上述诸法均高，且样品用量少，测定迅速。各种粘度间的换算通常可通过已预先制好的转换表查得近似值。 目前国内较常用的是40°C运动粘度（馏分型燃料油）和100°C运动粘度（残渣型燃料油）。我国过去的燃料油行业标准用恩氏粘度（80°C、100°C）作为质量控制指标，用80°C运动粘度来划分牌号。油品运动粘度是油品的动力粘度和密度的比值。运动粘度的单位是Sto kes,即斯托克斯，简称斯。当流体的动力粘度为1泊，密度为1g/cm 3时的运动粘度为1斯托克斯。CST是Centistokes的缩写，意思是厘斯，即1斯托克斯的百分之一。 （2）含硫量 燃料油中的硫含量过高会引起金属设备腐蚀的和环境污染。根据含硫量的高低，燃料油可以划分为高硫、中硫、低硫燃料油。在石油的组分中除碳、氢外，硫是第三个主要组分，虽然在含量上远低于前两者，但是其含量仍然是很重要的一个指标。按含硫量的多少，燃料油一般又有低硫（LSFO）与高硫（HSFO）之分，前者含硫在1%以下，后者通常高达3.5%甚至4.5%或以上。另外还有低蜡油（Low Sulfur Waxy Residual缩写LSWR），含蜡量高有高倾点（如40至50°C）。
我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油,稠油产量占总产量57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度2 698 mPa·s。 河南油田
减压渣油 1、前言 焦化装置以减压渣油为主要原料，主要产品为焦化汽油、柴油、蜡油及石油焦，是实现重油轻质化的主要手段，它以加工原料和加工工艺的灵活性日益受到炼油企业的重视。重油催化裂化（RFCC）外甩油浆是改善催化裂化工况的常用手段，而该油浆的出路一直是各炼厂需解决的头痛问题。济南分公司50万吨/年延迟焦化装置原设计原料为减压渣油：RFCC油浆为9：1的混合原料，后来该装置又成功开发了浮渣回炼、甩油回炼、全厂污油回炼等新工艺，为实现对炼厂原油的吃干榨尽起到了重要作用。济南分公司焦化装置曾以不同比例掺炼过RFCC油浆，但RFCC油浆作为焦化装置的原料究竟有何利弊，掺炼比例多少合适，有何经济效益？本文针对济南分公司焦化装置掺炼RFCC催化油浆的实际情况，从其对产品分布影响、产品质量影响、设备磨损情况、经济效益四个方面进行分析，以期找到问题的最佳答案，实现炼厂效益最佳化。 2、RFCC油浆与减压渣油性质比较 济南分公司焦化装置原料减压渣油来自常减压装置，以胜利油田临盘原油为主；RFCC油浆来自80万吨/年催化裂化及140万吨/年催化裂化装置，内含有一定的催化剂固体粉末，一般为2g/l，最高达到过9.2g/l（2003年10月24日分析数据）。两种原料性质见表1。 由表1可见，与减压渣油相比，RFCC油浆的密度较大，芳烃含量高，残炭、粘度小于减压渣油，S、N含量与减压渣油基本相近。
表1 RFCC油浆及减压渣油的主要性质 分析项目减压渣油RFCC油浆 密度g/m3 982.4 1071.8 粘度（100℃）mm2/s614.7 41.50 残炭％（m）16.34 15.74 硫含量％（m）12510 10168 凝固点℃37 22 盐含量％/ 0.18 总氮ppm 6371 6358 族组成 饱和烃％21.65 20.41 芳烃％37.96 60.54 胶质％38.27 16.53 沥青质％ 2.12 2.52 3、焦化装置掺炼RFCC油浆生产概况 济南分公司50万吨/年延迟焦化装置于2002年11月28日一次开车成功，开工初期全部以减压渣油作为原料。2003年3月份以后，基本按照RFCC油浆掺炼比例为10%的设计值作为原料，直至7月份第一周期按计划停工。焦化装置第二周期生产于2003年8月3日开车成功，其中8月份全部以减压渣油作为原料以110%负荷生产9月份曾掺炼部分常压渣油作为原料。进入2003年10月份以后，随着全厂生产方案的调整，焦化装置的负荷及RFCC油浆掺炼比例出现大
辽河油田稠油开发特色技术 辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。 1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。 辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。 辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
【1】高温渣油进罐罐顶爆裂破损 1991年4月19日5时30分，九江石化总厂原油车间711#渣油罐开始收贮常减压车间渣油。约8时40分，发现该罐罐顶透光孔和检尺尺口均冒大量白色蒸汽。未及查明原因，一声巨响，罐顶与罐壁约1/3焊口焊裂，罐体上部久1/4罐壁塌陷变形。 事故原因常减压车间减粘反应器反1至反2D的连通线阀门（Dg200）阀板脱落，导致反1压力剧增，安全阀起跳，操作员未及时发现；安全阀泄压线直接连在701#线上，从安全阀泄出来的高温渣油经701#线直接进入711#罐；罐底有少量存水，在高温渣油的加下突沸爆罐。 教训 （1）常减压车间未及时了解加工原油的性质，在减粘渣油量少的情况下，操作员未对照物料平衡，查找原因，致使减粘渣油从安全阀泄出较长时间未发觉。 （2）设计存在缺陷。减粘反应器安全阀泄压线直接连在出装臵的701#线上，且现场无温度指示，增加了判断的不利因素。 （3）油槽员巡检不细致，没有及时查出渣油入罐温度超高，并查明原因。 【2】54. 送出油浆未冷却油罐爆裂起大火 1991年6月13日7时，洛阳石化工程公司炼油实验厂104#蜡油罐发生爆裂事故，直接经济损失1.95万元。 当日6月40分，催化装臵因回炼油罐液面满造成溢流，使分馏塔底
液面偏高（90%以上），决定启用Dg50外甩线向104#蜡油罐进油。6时50分，104#罐改线，并将该罐扫线蒸汽放空阀关死，开启扫线进罐阀门。随后，将Dg50mm外甩线阀门打开，使温度为192℃的油浆未经冷却水箱再次冷却，直接从蜡油罐扫线口进罐。7时左右关闭外甩线阀门时，104#罐爆裂起火，罐体局部变形，拱顶被掀掉。 事故原因这是一起因违章操作导致的事故。367℃的塔底油浆抽出后，只经过油浆换热器（温度降至192℃），未经冷却箱再次冷却，而直接从104#罐扫线口进罐，产生静电火花引燃爆裂。 【3】55. 罐脱水现场离人油气爆燃罐着火 1992年5月9日晚，广州石化总厂西油品车间9#罐区发生脱水跑油并导致重大火灾事故。直接经济损失16万元。 该车间903#、904#罐按计划，于当年2月初改造为内浮船轻质油罐，并先后进水试浮船合格。由于试验时，使用的进罐油管线向罐内送水，致使将管线内存油19.3吨轻油随水送入罐内。加之903#罐前阀内漏，又串入约3吨轻油。浮盘试浮合格后，陆续放水。至5月9日16时，903#罐的液位200mm。由于生产需要，厂调要求903#罐于5月11日具备投用条件。车间在放水过程中发现脱水阀法兰泄漏，经研究立即拆阀换垫。但由于脱水井排水管堵塞，井内积水不便于拆阀换垫作业，车间领导便指示将水井壁打开一个缺口，让水直接流到罐区里。在更换完垫片后，将脱水阀打开向罐区内地面直接继续放水。车间领导安排当班班长不要把油放出来。班长于17时40分离开现场回岗位吃饭，使放水现场无人看管。18时10分以后，虽有多名操作员轮换去现场放水，但都没能分清
常减压装置讲解 1 装置简介 石油一厂东蒸馏装置是由原东轻质油装置改建而成。1970年7月1日开始施工，同年10月常压部分建成投产，次年5月减压部分竣工，并实现了常减压系统联合运转。初建装置占地面积8075m2，设计加工能力200×104t/a，日加工量6060t。 2002年委托中国石化总公司抚顺石化设计院进行了扩能改质改造，装置加工能力由200×104t/a提高到340×104t/a，仍然采用三段汽化工艺，原料为沈北、大庆3：7混合油，润滑油型。扩建后，装置占地面积15651m2，2001年7月新建部分破土动工，2002年10月完成利旧与新建部分工程对接，10月下旬开汽一次成功，各项主要技术指标均达到设计要求。 2 装置组成 本装置主要有以下几部分组成： 初馏和常压系统、减压分馏系统、蒸汽发生系统、加热炉及烟气余热回收系统。 3 原料来源 原油由大庆油田和沈北油田供给，经输油管线进入我厂矸子山万吨罐，两种原油原油以一定比例混合后管输至厂内3000t-41＃、42＃、43＃后进入装置。自2004年4月下旬开始，在大庆原油中掺混5%～10%的俄罗斯原油。 4 主要产品及付产品 主要产品：初顶汽油、常顶汽油、常一线、常二线、常三线、常四线、减顶油、减一线、减二线、减三线、减四线、减五线、减六线、热渣油、冷渣油。 付产品：初顶瓦斯、常顶瓦斯、减顶瓦斯。
5 工艺原理 常减压蒸馏，是原油加工的第一道工序。在此过程中，原油通过加热、汽化、分馏、冷凝和冷却等过程，将原油分割成一定沸点范围的馏分，如：铂重整原料、汽油、分子筛原料、柴油、石蜡原料、润滑油原料、催化裂化原料、焦化原料、瓦斯等产品。有部分产品经简单调合，可直接做为产品出厂；大部分产品，作为二次加工装置的原料。人们常说的常减压蒸馏装置是炼油加工装置的“龙头”，意义就在于此。 原油是由不同沸点范围烃类组成的混合液，原油加工过程中就是依据这一特点，通过汽化和冷凝将其分为不同沸点范围的馏分，以进一步加工成各种石油产品。将液体混合物加热使之汽化，然后再将蒸汽冷凝的过程称为蒸馏，反复进行多次汽化和冷凝的称为精馏。蒸馏和精馏的理论基础是相平衡原理、相律、拉乌尔定律和道尔顿分压定律。 由于混合液中各组分具有不同的挥发度，轻组分较重组份更易于汽化，因此在汽化时液相（以及汽相）组成在不断地改变，轻组分逐渐减少，重组分相对增多，沸腾温度也随之升高，表现出一个沸腾的温度范围（亦称馏程）。其中常压蒸馏蒸馏出低沸点的汽油、煤油、柴油等组份，而沸点较高的蜡油、渣油等组份留在未被分出的液相中。将常压渣油经过加热后，送入减压蒸馏系统，使常压渣油在避免裂解的较低温度下进行分馏，分离出润滑油料、催化料等二次加工原料，剩下减压渣油。 6 工艺流程说明 本装置主要加工沈北和大庆3：7的混合油，50℃～60℃的原油通过矸子山万吨罐进入油品3000t-41＃、42＃、43＃罐送入装置，由原油泵（P-1/1～2）抽送，通过原油过滤器，计量表分两路进行换热。 一路：原油与E-1/1（减顶循2）、E-2（减顶循1）、E-3（减四4）、E-4（减六2）、E-5/1～2（常二2）、E-6/1～2（减渣二路6）换热至130℃。 二路：原油与E-7/1～2（常顶循）、E-8（常一）、E-9/1～2（常三2）、E-10/1～2（常四2）、E-11/1～2（减五2）、E-12/1～2（减渣一路6）、E-13/1～2（减二）换热到140℃。 两路原油换热混合后分四路进行换热： 一路：原油经E-14（减三2）、E-15/1～2（减渣二路5）、E-16（常二中2）、E-17／1～2（减二中3）、E-18（减三1）； 二路：原油经E-19（常三1）、E-20/1～2（减渣一路5）、E-21/1～2（常四1）、E-22/1～2（常二1）、E-23/1～2（减二中2）； 三路：原油经E-24（减一中2）、E-25（常一中1）、E-26/1～2（减渣二路4）、E-27/1～2（减六1）、E-28/1～2（减渣二路3）； 四路：原油经E-29/1～2（减四3）、E-30（减一中2）、E-31（常一中1）、E-32/1～2（减渣一路4）、E-33/1～2（减四2）、E-34/1～2（减渣一路3）。 原油分四路换热后，温升到220℃～246℃进入蒸发塔进料段（C-1）。
大庆石油学院学报 第!"卷第#期!$$!年%月&’()*+,’-.+/0*1234)’,3(50*6404(43789:!"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! *8:#6;<=:!$$!收稿日期：!$$!>$?>!!； 审稿人：贾振岐基金项目：黑龙江省自然科学基金资助项目（/$$@$#A ） 作者简介：刘永建（B%AA >），男，教授，博士生导师，主要从事采油采气化学理论与工程方面的研究: 辽河油田超稠油水热裂解采油现场试验 刘永建，钟立国，范洪富，赵晓非，胡绍彬 （大庆石油学院石油工程学院，黑龙江安达 BAB?$$）摘要：在辽河油田杜C?块油藏开展了水热裂解采油技术应用现场试验:在蒸汽吞吐条件下 （B"$>!?$D ），采用段塞式注入方式，加入催化剂及助剂体系，使超稠油就地发生水热裂解:经水热裂解采出的稠油品位得到明显改善：原油的 总碳数和芳香碳数明显减少，芳香环和环烷烃的环数也明显降低，周期初始稠油降粘率为C$E 以上，且在#$F 内保持降 粘率大于A$E :C 口试验井累计增油A %##:%=，平均单井增油G?$=:试验结果表明：应用水热裂解采油技术开采辽河超稠 油，不仅在技术上可行，且具有明显的经济效益: 关键词：催化剂；水热裂解；超稠油；现场试验；辽河油田 中图分类号：43"!?:?43#?A 文献标识码：+文章编号：B$$$>BC%B （!$$!）$#>$$%%>$#$引言 超稠油在辽河油田中占很大比例:为了保持油田稳产，目前已经有一批超稠油区块（如杜C?块等）相继投入开发:超稠油的粘度高、组成复杂，应用蒸汽吞吐等常规技术开采难度大、成本高，为此，笔者研究并开发了水热裂解开采稠油新技术:该技术的特点是：在注蒸汽过程中，加入适当的催化剂，降低油水反应活化能，在常规注蒸汽的较低油层温度下，实现稠油井下发生一定程度的水热裂解，就地改变稠油组分 的结构（或降低相对分子质量），不可逆地降低其粘度，提高产出油品位，实现低成本、高效开采稠油［B ］:文 中报道了应用水热裂解采油技术在辽河油田杜C?块馆陶组C 口井进行的现场试验: B 水热裂解采油技术原理 在注蒸汽的条件下，稠油与水蒸气之间不仅存在物理作用，同时还发生化学反应，即发生水热裂解反应:在B"$H !?$D 条件下，加入所研制的催化剂会使含硫及低硫的辽河稠油的水热裂解反应加剧（或加速），抑制聚合、促进裂解，稠油中的有机硫化物@—6键发生断裂，从而使沥青质的含量降低、稠油的相对分子质量减小，导致稠油粘度的降低:水热裂解中生成的硫醇会进一步二次水解，释放出I !6:另外产物中的烯醇会转变为醛，而醛可很容易地分解产生@’，@’与水在催化剂的作用下会进行水煤气转换反应（J16)）:这样便可在所处的温度下高效地产生氢气， 使得加氢脱硫反应得以顺利进行:因此，在蒸汽吞吐时，由于水热裂解反应，稠油中的沥青质就得到部分的改质，表现为产出稠油的相对分子质量降低、粘度 减小以及硫含量降低［!］: 经过水热裂解后，一方面就地降低稠油中沥青质和胶质的含量，使地下稠油得到了改质；另一方面，产生的轻组分对重质组分有溶解和混相作用，产生的@’，@’!和@I ?等气体对提高稠油收率有利:所以，稠油水热裂解开采技术在不改变常规蒸汽吞吐工艺的条件下，可达到既降粘又增产的效果: ?%%?万方数据
原料渣油性质的影响 摘要分析了延迟焦化装置原料劣质化对装置安稳运行的影响因素，并提出了相应的对策。文中指出加工沥青质含量较高的渣油时需采取新工艺等应对措施，掺炼催化油浆要适度，另外可采取回炼污水场浮渣、回炼污油等技术，以推进企业的清洁生产。 关键词长周期沥青质催化油浆浮渣污油 延迟焦化工艺是实现重油轻质化的重要手段，它以加工原料和加工工艺的灵活性日益受到炼油企业的重视。延迟焦化装置一般以减压渣油为主要原料，同时为了确保对炼厂原油“吃干榨尽”，提高经济效益，推进清洁生产，延迟焦化装置常常在炼厂中扮演着“垃圾桶”的角色。中国石油化工集团济南分公司（以下简称济南分公司）0.5 Mt/a延迟焦化装置于2002年11月份建成投产，装置开工后对济南分公司实现提高产品质量，改善产品结构，提高重油加工能力具有重要作用。但随着掺炼外油的比例不断提高，促使原料劣质化加重，以及掺炼催化油浆、回炼污水处理场浮渣、回炼全厂污油等技术在延迟焦化装置的应用，给装置的安稳运行带来一系列问题。本文针对不同原料在实际生产中对安全生产造成的影响加以分析，并提出相应的对策，确保延迟焦化装置长周期运行。 11原料渣油性质的影响 延迟焦化装置的原料以减压渣油为主，原料的性质对装置的安稳运行起着至关重要的作用，直接决定着加工工艺及操作条件的选择。原料渣油的性质可由其四组成表示，即将原料分为饱和烃、芳烃、胶质、沥青质四种组份。在受热条件下，各组份性质不同，饱和烃及轻质芳烃较易发生裂解反应，重芳烃、胶质较易发生缩合反应，而沥青质是最易缩合结焦的组份；另外在加热炉中沥青质容易从原料中析出，附着在炉管内壁上，从而易导致加热炉炉管结焦。因此，原料中的沥青质含量对加热炉炉管结焦起决定作用，直接影响着装置的长周期运行。各组份的反应机理可用图1表示： 延迟焦化装置原料劣质化的最主要的表现之一就是沥青质含量升高，对焦化装置的安全生产尤其是加热炉的平稳运行存在着巨大威胁。因此在加工沥青质含量较高的劣质原料时必须对生产及时作出调整，可采取加大循环比、增大加热炉注汽量、降低加热炉出口温度或改善原料性质等措施以减缓加热炉炉管结焦倾向，确保加热炉平稳运行，否则极可能导致加热炉炉管结焦事故。以下是关于加工高沥青质原料渣油的两起典型事例，以鉴读者。 事例1：1999年初，中国石油化工集团（简称中石化）镇海炼化延迟焦化装置加工进口含硫原油的减压渣油，其原料四组成分析为饱和烃28.9％、芳烃42.3％、胶质18.4％、沥青质10.4％，按常规操作条件生产，加工仅5～7天，便出现两台加热炉炉管表面温度上升现象，经检测炉管壁温多次出现650℃以上的测点，判断为加热炉管结焦，遂作出停工烧焦处理。重新开工后，由于原料仍得不到有效改善，加热炉在运行不到半个月后，又出现结焦现象。为此镇海炼化开发出加工劣质渣油的溶剂脱沥青—延迟焦化—重油催化组合工艺。 事例2：2002年中石化沧州分公司延迟焦化装置在现有装置上加工了新疆重质常压渣油，其原料四组成分析为饱和烃31.4％、芳烃35.7％、胶质21.5％、沥青质11.4％，已接近劣质减压渣油组成，期间采用了石科院开发的多产轻质油品的延迟焦化工艺（High Light Coker Gas Oil yield process，简称HLCGO工艺）［1］。平稳运行6个月后，在原料性质不变的情况下该装置将循环比由0.7降至0.3～0.4，加热炉出口温度由495℃提高至498℃，即采用
高硫减压渣油加工方案的技术经济比较 孔令健 （中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司，XX，255408） 摘要：对XX齐鲁分公司高硫减压渣油两种生产方案，即减压深拔工艺生产重交沥青和VRDS-FCC组合工艺生产轻质油品进行技术经济比较。结果表明：在公司裂解原料不能完全自给的 前提下，VRDS-FCC组合工艺的单位利润优于减压深拔工艺，但随着重交沥青价格的上升，VRDS-FCC 组合工艺的优势将逐渐减弱。 关键词：减压渣油减压深拔加工方案比较 XX齐鲁分公司胜利炼油厂经改扩建后，原油加工能力达到8 500 kt/a，其中胜利原油2 500 kt/a，科威特油、沙特中质（简称沙中）油、沙特轻质（简称沙轻）油各2 000 kt/a。由于原油资源配置问题，2003年炼油厂实际原油总加工量为7 945.6 kt，其中进口高硫原油4 455.7 kt，包括适合生产重交通道路沥青（以下简称重交沥青）的科威特原油933.0 kt。胜利炼油厂对高硫渣油的设计加工方案有两种：一种是通过减压深拔（浅度氧化）工艺生产重交沥青；另一种是通过重油加氢（VRDS）处理后为催化裂化（FCC）提供原料即VRDS-FCC组合工艺生产轻质油品。本文以科威特（与沙中油性质基本相同）渣油为例对两种加工路线加以讨论。 1 减压深拔工艺与VRDS-FCC组合工艺 1.1减压深拔工艺 胜利炼油厂1998年开发了进口原油制取重交沥青的新技术，并成功应用于工业生产[1]。如果原料适宜，减压深拔是生产重交沥青的一种比较简单的加工方式。科威特原油凝点为-31℃，蜡含量为1.69%，硫含量为3.06%，特性因数K为12.1，属于低凝、高硫、中间基原油。其减压渣油中的饱和烃含量为18.62%，沥青质为7.52%，胶质为25.10%，芳烃为48.76%，蜡含量（蒸馏法）1.60%，具有蜡含量低，芳烃、胶质含量高，四组分含量匹配等特点，是制取重交沥青的优质原料。 在胜利炼油厂第三常减压装置，将科威特渣油采用湿式减压深拔的工艺直接生产重交沥青，其工艺操作条件如表1所示，产品性质评价见表2。 表1 减压深拔工艺的操作条件 原油加工量/kt·d-1减压炉出口温 度/℃ 减压塔真空度 /kPa 减压塔汽化段残 压/kPa 减压塔塔底吹汽 /t·h-1 减压塔底抽出温 度/℃ 8.5～10 383～385 96～98 2.8～3.0 2.0～2.5 373～375 表2 减压深拔生产重交沥青的评价数据 项目产品性质评价值Q/SHR004-2000标准试验方法
第16卷 第3期 石油化工高等学校学报 Vol.16 No.3 2003年9月 JOURNAL OF PETROCHEMICAL UN IV ERSITIES Sep.2003 文章编号:1006-396X(2003)03-0015-05 沙轻和沙中减压渣油的分离、组成与性质 许志明, 赵锁奇, 王仁安 (石油大学重质油加工国家重点实验室,北京102200) 摘 要: 利用超临界流体萃取分馏技术,对沙轻和沙中减压渣油进行了分离;分析测定了窄馏分的密度、折光率、残炭、平均分子质量、元素(C、H、N、S)、含镍、钒质量分数、族组成(饱和分、芳香分、胶质、沥青质);计算了窄馏分的平均结构参数;对窄馏分的平均沸点进行了预测,其最后一个馏分的平均沸点可达1050K,残渣的平均沸点接近1500K。研究表明,沙轻和沙中减渣窄馏分的性质、组成和平均结构随收率的增加基本呈现有规律的变化;超临界流体萃取分馏所得重馏分和残渣性质低劣,氢碳原子比小,N、S和金属元素质量分数高,含胶质、沥青质质量分数高;分析了两种渣油萃取分馏窄馏分、残渣的性质组成对加工过程的影响。 关键词: 渣油; 超临界流体萃取分馏; 组成; 性质 中图分类号: TE622.9 文献标识码:A Separation,Composition and Properties of Vacuum Residues of Saudi Arabian Light and Middle Crude Oils XU Zhi-ming, ZHAO Suo-qi, WAN G Ren-an (S tate Key L ab.of Heavy Oil Processing,U niversity of Pet roleum,Beijing102200,China) Abstract: Vacuum residues of Saudi Arabian light and middle crude oils were se parated by the technology of supercritical fluid extraction and fractionation.Each residue and their subfractions were characterized b y average molecular weight,density,refractive index,carbon residue,elemental contents(C,H,N,S),metal contents(Ni,V)and SARA composition(saturates,aromatics,resin and asphaltene contents).The average boiling points and average structural parameters of the subfractions were calculated.The average boiling point of the last fraction was about1050K,as well as which of the end cut accessed1500K.The properties, composition and average structural parameters of narrow fractions change progressively with increasing cumulative yield.The SFEF heavy fractions and end cuts have unfavorable properties such as lower n(H)/n(C)ratio,more nitrogen,sulphur and metal contents,higher resin and asphaltene contents.The effects of the properties on the processing were studied. K ey w ords: Vacuum residue; Supercritical fluid extraction and fractionation; Composition; Property 进入20世纪90年代以后,中国逐渐成为原油的净进口国。在进口原油中,有相当一部分是中东含硫原油,如何适应原油的变化,合理加工含硫原油,已成为国内炼厂所面临的一个新问题。 石油大学重质油加工国家重点实验室在重质油评价方面做了大量的工作,开发了一种石油渣油评价的新方法[1-4,8]。本研究利用超临界流体萃取分 收稿日期:2002-12-11 作者简介:许志明(1969-),男,山东肥城,讲师,硕士。 基金项目:中国石油化工集团公司资助项目(195009)。馏(Supercritical Fluid Extraction and Fractionation,简称SFEF)技术,分离了沙轻减压渣油(简称SQVR)和沙中减压渣油(简称SZVR),对所得到的窄馏分的性质、组成进行了详细研究,旨在为工业设计和含硫原油渣油的加工提供有价值的基础数据。 1 实验部分 1.1 超临界流体萃取分馏 沙轻和沙中减压渣油的分离,是在超临界流体萃取分馏装置[2]上进行的。以往的研究结果表明,
常压渣油 原油常压蒸馏特点原油的常压蒸馏就是原油在常压(或稍高于常压)下进行的蒸馏，所用的蒸馏设备叫做原油常压精馏塔，它具有以下工艺特点： （1）常压塔是一个复合塔原油通过常压蒸馏要切割成汽油、煤油、轻柴油、重柴油和重油等四、五种产品馏分。按照一般的多元精馏办法，需要有n-1个精馏塔才能把原料分割成n个馏分。而原油常压精馏塔却是在塔的侧部开若于侧线以得到如上所述的多个产品馏分，就像n个塔叠在一起一样，故称为复合塔。（2）常压塔的原料和产品都是组成复杂的混合物原油经过常压蒸馏可得到沸点范围不同的馏分，如汽油、煤油、柴油等轻质馏分油和常压重油，这些产品仍然是复杂的混合物(其质量是靠一些质量标准来控制的。如汽油馏程的干点不能高于205℃)。35℃~150℃是石脑油（naphtha）或重整原料，130℃~250℃是煤油馏分，250 ℃~300℃是柴油馏分，300℃~350℃是重柴油馏分，可作催化裂化原料。>350℃是常压重油。 （3）汽提段和汽提塔对石油精馏塔，提馏段的底部常常不设再沸器，因为塔底温度较高，一般在350℃左右，在这样的高温下，很难找到合适的再沸器热源，因此，通常向底部吹入少量过热水蒸汽，以降低塔内的油汽分压，使混入塔底重油中的轻组分汽化，这种方法称为汽提。汽提所用的水蒸汽通常是400℃ ~450℃，约为3M PA的过热水蒸汽。 在复合塔内，汽油、煤油、柴油等产品之间只有精馏段而没有提馏段，这样侧线产品中会含有相当数量的轻馏分，这样不仅影响本侧线产品的质量，而且降低了较轻馏分的收率。所以通常在常压塔的旁边设置若干个侧线汽提塔，这些汽提塔重叠起来，但相互之间是隔开的，侧线产品从常压塔中部抽出，送入汽提塔上部，从该塔下注入水蒸汽进行汽提，汽提出的低沸点组分同水蒸汽一道从汽提塔顶部引出返回主塔，侧线产品由汽提塔底部抽出送出装置。 （4）常压塔常设置中段循环回流在原油精馏塔中，除了采用塔顶回流时，通常还设置1~2个中段循环回流，即从精馏塔上部的精馏段引出部分液相热油，经与其它冷流换热或冷却后再返回塔中，返回口比抽出口通常高2 ~3层塔板。 中段循环回流的作用是，在保证产品分离效果的前提下，取走精馏塔中多余的热量，这些热量因温位较高，因而是价很高的可利用热源。采用中段循环回流的好处是，在相同的处理量下可缩小塔径，或者在相同的塔径下可提高塔的处理能力。 减压蒸馏及其特点原油在常压蒸馏的条件下，只能够得到各种轻质馏分。常压塔底产物即常压重油，是原油中比较重的部分，沸点一般高于350℃，而各种高沸点馏分，如裂化原料和润滑油馏分等都存在其中。要想从重油中分出这些馏分，就需要把温度提到350℃以上，而在这一高温下，原油中的稳定组分和一部分烃类就会发生分解，降低了产品质量和收率。为此，将常压重油在减压条件下蒸馏，蒸馏温度一般限制在420℃以下。降低压力使油品的沸点相应下降，
渣油油浆重油的区别 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020
油浆 经所得的残余油。又称减压渣油。有时将从蒸馏塔底所得的称为常压渣油。色黑粘稠，常温下呈半固体状。其性质与原油性质有关。在中，渣油常用于加工制取、残渣、等产品，或作为裂化原料。在生产中，渣油可通过部分氧化法生产合成气或，或作为蓄热炉裂解制乙烯的原料。渣油另一重要用途是用作。 渣油和油浆的区别 渣油主要是指从常减压装置底层出来的重组分，其中常压装置出来叫做常压渣油，减压装置出来的叫做减压渣油。渣油一般作为焦化原料来使用。 油浆主要是指炼厂催化装置底层出来[2]的，主要作为燃料来使用。 重油 重油是提取、后的剩余重质油，其特点是分子量大、高。重油的比重一般在0．82～0．95，比热在10,000～11,000kcal/kg左右。其成分主要是炭水化物，另外含有部分的（约0．1～4%）的硫黄及微量的无机化合物。 180重油，主要用于工业燃料，重油的主要性能是黑褐色粘稠状可燃性液体，燃烧性能好，发热量大，无水分，更节能，更环保，灰分少。主要用于电力、船舶、锅炉、沥青搅拌站、冶金熔铸、窑炉等领域 燃料油
大部分均可用作，但燃料油在不同的地区却有不同的解释。对燃料油的概念一般是指经蒸馏而留下的黑色粘稠残余物，或它与较轻组分的掺和物，主要用作蒸汽炉及各种加热炉的燃料或作为大型慢速燃料及作为各种工业燃料。但在则指任何不低于°C的可燃烧的液态或可液化的石油产品，它既可以是残渣燃料油（Residual Fuel Oil,亦称Heavy Fuel Oil）也可是燃料油（Heating Oil）。馏分燃料油不仅可直接由蒸馏原油得到（即直馏馏分），也可由其它加工过程如裂化等再经蒸馏得到。 国产燃料油种类 200号重油、250号重油180号重油 7号燃料油、工业燃料油催化油浆蜡油浆混合重油沥青 进口燃料油种类 复炼、奥里乳化油、180号低硫燃料油、380号低硫燃料油、180号高硫燃料油 M100 M300