在丙烷脱沥青装置中掺炼油浆试验

一、概述近几年,由于重油催化技术在我国迅速地发展,造成以生产催化料为主的溶剂脱沥青装置的原料供应不足,据资料统计,91年我国溶剂脱沥青装置的负荷率才达66.8%,我厂的10万t/a 丙烷脱沥青装置,也由于原料不足,而经常处于开开停停的状态,为了扩大丙脱装置的原料来源,决定将重油催化分馏塔外甩油浆掺进丙脱原料渣油中,实践证明,丙脱装置原料中掺入催化裂化油浆是可行的。     

管输哈国原油性质及加工性能探讨

中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司所加工原料以管输哈国原油(哈油)为主,由于原油掺混比对混合后原油的性质影响大,容易对生产造成波动。通过对比管输哈油、新疆北混和陆石三种原油的性质,并将两种新疆原油各自分别按5%,10%,15%,20%,25%的质量比例与哈油混合,比较混合原油的主要性质及蒸馏收率,得出最佳原油掺混比例为10%。实际生产中存在蜡油、渣油装置加工负荷不平衡,蜡油加工装置原料短缺等问题,对减压渣油进行深拔后,催化原料残炭和硫含量的升高对蒸馏装置和后续装置影响较大。根据实际生产情况及国Ⅳ汽油标准对硫含量的要求,采用GARDES工艺技术新建0.8 Mt/a催化汽油加氢装置来降低硫含量。     

我国6种主要原油及其直馏馏分3种蒸馏曲线的关系

根据我国大庆、华北、胜利、孤岛、中原和克拉玛依６种主要原油及其馏分油３种蒸馏过程实测的６４组平衡闪蒸数据，实沸点蒸馏及馏程试验各２０９组实测数据，提出了适合６种油的３种蒸馏换算式２１个，及相应的６张算图，算式中除３个式子外，其余１８个算式绝对平均偏差均低于ＡＰＩ图表偏差。     

实沸点蒸馏对2种高酸原油腐蚀性的影响及表征

高酸原油经实沸点蒸馏后酸值会发生较大程度的损失,哪些类型的石油酸发生了损失及高酸原油腐蚀性是否同等降低却不得而知。针对这一问题,对2种典型高酸原油实沸点蒸馏前后的酸值和腐蚀性进行了考察,并对蒸馏前后高酸原油中的石油酸进行了质谱表征。结果表明：2种高酸原油实沸点蒸馏后液相腐蚀速率减小,而气相腐蚀速率明显增大,说明大分子石油酸分解成了沸点较低的小分子石油酸;2种高酸原油的气、液总腐蚀速率降低都远小于酸值的损失,说明分解生成的小分子石油酸的腐蚀性更强;2种高酸原油实沸点蒸馏前后石油酸的类型变化不大,但碳数分布变化明显,碳数越高的大分子石油酸分解越多。高酸原油的腐蚀性与酸值并非线性关系,石油酸的类型即脂肪酸和一环环烷酸含量可能是影响高酸原油腐蚀性的重要因素。     

原油相容性及对蒸馏过程的影响

 引入不稳定性参数的概念,并采用近红外光散射的方法,测定了不同混合比例的4组原油混合体系的不稳定性参数分布情况。通过斑点实验方法,确定了混合体系处于不相容状态时的混合范围。经过蒸馏实验发现,不相容范围内的混合原油轻油收率较低,且产生的渣油中沥青质含量、残炭生成量较高。     

掺炼催化油浆对丙烷脱沥青过程的影响

介绍催化裂化—溶剂脱沥青组合工艺在玉门炼油化工总厂的应用情况。结果表明实施催化裂化—溶剂脱沥青组合工艺可以分别提高丙烷脱沥青装置轻脱油和重脱油收率7％和5％；同时轻脱油100℃运动粘度由23mm^2／s下降到11．33mm^2／s，作为高粘度润滑油原料的优势丧失。     

渤海36-1原油高等级道路沥青的开发及其温度性质的初步评价

渤海３６－１原油属低硫环烷基原油,是生产优历青的良好原料,该原油用蒸馏－半氧化法生产的ＡＨ－７０号、ＡＨ－９０号高等级道路沥青均可达到ＥＳＳＯ沥青的质量标准,ＡＨ－７０的使用性能接近ＥＳＳＯ沥青,ＡＨ－９０则优于ＥＳＳＯ沥青。     

提高塔河原油所产沥青闪点的技术研究

针对塔河原油所产沥青闪点低的情况,对影响沥青闪点的因素进行分析,并提出提高沥青闪点的措施。通过分析塔河原油的性质,并与科威特原油性质进行比较,认为沥青质含量过高是导致减压渣油闪点低的主要原因。通过优化原料及工艺,采用塔河原油掺炼催化裂化油浆的强化蒸馏技术,可显著提高沥青产品的闪点。将所得减压渣油再与SBR母液调合,可生产高品质的道路石油沥青。     

中间-石蜡基原油生产石油沥青的研究

通过对中间-石蜡基原油所产生的脱油沥青、脱油胶质、减压渣油和催化油浆等组分进行沥青调合研究,发现脱油沥青作为硬组分,催化油浆作为软组分,温度控制在165～175℃,软、硬组分进行沥青调合,可生产出符合SH 0522-2000标准要求的60号和100号道路石油沥青.     

2，5—二甲基—3—糠酰硫基呋喃的合成

以2,5－二甲基－3－呋喃硫醇,糠酰氯和吡啶为原料,通过醇解反应合成了2,5－二甲基－3－糠酰硫基呋喃,并通过元素分析,红外光变及熔点等分析方法证明了产物的结构。考虑了工艺条件对产物收率的影响,确定了最佳合成工艺条件：n(2,5-二甲基－3－呋喃硫醇）：n(糠酰氯）：n(吡啶）＝1．0：1．5：1．5,乙醚加入量10mL,反应温度5℃,反应时间1.5h,在此条件下,产率可达81．3％。     

2—叔丁基对甲苯酚的合成研究

以对甲苯酚和异丁烯为原料合成2－叔丁基对甲苯酚。对催化剂进行了筛选,讨论了催化剂用量、原料配比、反应温度、反应时间对烷基化反应的影响。确定了合成2－叔丁基对甲苯酚的最佳条件：催化剂用量（以对甲苯酚质量计）12％,异丁烯加入时间2h,补充反应时间1h,反应温度100－110℃,对甲苯酚与异丁烯的摩尔比为1．1：1。在此条件下产品收率为79．1％。     

2-氨基-3-氯-1,4-萘醌的合成研究

以2,3-二氯萘醌与氨气为原料,甲醇作溶剂,制备了2-氨基-3-氯-1,4-萘醌.考察了反应条件对产品收率的影响,得到最佳工艺条件:在二氯萘醌用量为0.1 mol,氨与二氯萘醌的物质的量比为6,氨甲醇溶液含量15％～17％,反应温度20～25℃,反应时间4h,产品收率可达96％.     

高抗钒污染催化裂化催化剂

在2.8 Mt/a重油催化裂化装置中,试应用了高加工负荷催化裂化催化剂(牌号为LMC-500),并与WP 3催化剂(美国Grace公司生产)的应用效果进行了对比分析。结果表明:在操作参数相近的条件下,当平衡催化剂含钒量约为7 000μg/g时,与WP 3催化剂相比,使用LMC-500催化剂的汽油收率增加,柴油和干气收率呈下降趋势,焦炭收率略有增加,液化石油气中丙烯体积分数维持在40%,LMC-500催化剂表现出良好的重油转化能力和优异的目标产品选择性。     

催化轻汽油醚化技术

15万t/a催化轻汽油醚化装置采用LNE-3轻汽油醚化技术,以总叔碳烯烃质量分数约为20.80%的催化轻汽油为原料,在第1和第2醚化反应器入口温度分别约为48.0,55.0℃,甲醇/叔碳烯烃(摩尔比)约为1.35,反应压力为0.80 MPa,进料空速为0.9 h~(-1)的操作条件下,对装置进行了标定。结果表明:醚化反应后,C_5/C_6叔碳烯烃平均转化率分别为92.37%,45.54%,醚化轻汽油收率为108%;与原料轻汽油相比,醚化后轻汽油研究法辛烷值提高了约1.1个单位,总叔碳烯烃质量分数降低了约16个百分点;全年甲醇转化为92~#汽油的收益约为5 200万元;装置实际能耗高于设计值。     

PCA-OD辛烷值助剂在催化裂化装置的工业试应用

在中国石油独山子石化公司80万t/a催化裂化装置中,以加氢蜡油为原料,选用LZR-30催化裂化催化剂,对PCA-OD新型辛烷值助剂的工业化试应用进行了标定。结果表明:当PCA-OD助剂占系统藏量达到5%时,与空白标定相比,在原料油密度下降23.3 kg/m3,500 ℃馏出物体积分数下降2.5个百分点,含硫量增加31.5 μg/g,以及加工负荷提高5 t/h,反应温度提高0.5~1.0 ℃,反应压力提高6~7 kPa,床温升高5~10 ℃的条件下,总结标定的稳定汽油研究法辛烷值提高0.5个单位,液态烃收率提高1.67个百分点,丙烯收率（相对装置进料）增加0.93个百分点,液态烃中丙烯平均体积分数增加1.69个百分点;标定前后油浆密度维持在1 050~1 100 kg/m3,油浆固体物质量浓度维持在2~3 g/L,在工业试应用过程中催化剂未出现跑损现象。     

采用快速消解-原子吸收法测定土壤中的Ni，Cu，Co，Pb含量

针对化工园区土壤中Ni,Cu,Co,Pb等4种金属,开发了一种采用快速消解-原子吸收法检测其含量的方法。结果表明:使用V（H2SO4）∶V（H3PO4）∶V（H2O）为4∶1∶3的硫磷混酸消解液20 mL,在400 ℃电热板直接加热的最优消解条件下,约20 min即可完成消解;采用火焰原子吸收分光光度计在最优仪器操作条件下检测消解液,Co,Cu,Ni,Pb等4种金属含量的加标回收率为98.9%~105.5%,相对标准偏差依次为2.95%,1.83%,2.27%,1.91%,其相对于标准品定值结果的相对误差依次为6.30%,2.47%,1.90%,0.93%;该方法对于土壤中Ni,Cu,Co,Pb等4种金属含量的检测具有较高的准确度、精密度以及可操作性,并且不需要使用微波消解仪,成本低,操作简单快捷。     

硅藻土在催化裂化催化剂重油转化中的应用

对高岭土、埃洛石和硅藻土的物理化学性质和形貌进行了表征,并以此为载体,采用常规方法制备了催化裂化（FCC）催化剂。以减压蜡油与减压渣油（二者质量比为6∶4）混合物为原料,在催化剂/原料油（质量比）为5,反应温度为530 ℃,催化剂用量为9 g的条件下,对所制备催化剂的反应性能进行了评价。结果表明:以质量分数为7%的埃洛石等比例替换高岭土所制备的催化剂,其反应性能与100%高岭土者（催化剂1）相当;采用7%硅藻土等比例替换高岭土所制备的催化剂,产物汽油、轻质油和总液体收率较催化剂1依次提高了0.44,0.27,0.23个百分点,转化率提高了0.51个百分点,重油收率降低了0.35个百分点,表明硅藻土对改善产品性能有促进作用;但是,当硅藻土质量分数提高到15%时,重油转化能力降低。     

TH系列高氮焦化馏分油加氢催化剂的工业应用

在中海石油舟山石化有限公司170万t/a焦化馏分油加氢裂化装置中,以焦化重馏分油为加氢裂化原料,裂化产物与焦化轻馏分油的混合物为加氢精制原料,加氢石脑油和外购直馏石脑油的混合物为重整预加氢原料,对TH系列加氢催化剂的工业应用效果进行了评价。结果表明:在标定期间,加氢石脑油和干气收率分别为45.8%,1.7%,均满足设计值要求;加氢柴油含硫量低于1.5 μg/g,十六烷值约为52.6,优于国Ⅵ柴油标准;加氢石脑油的含硫量和含氮量均低于0.35 μg/g,芳烃潜含量（质量分数）不小于28.0%,满足重整装置进料要求。     

石脑油催化加氢脱芳烃制备石油醚

采用高镍催化剂,以中海油沥青股份有限公司精密分馏装置生产的石脑油为原料,在固定床加氢试验装置上考察了反应温度、反应压力以及氢油体积比对石脑油加氢脱芳烃反应的影响,分析了制备石油醚的可行性。结果表明:该公司石脑油中的苯、芳烃质量分数分别为0.143 0%,0.228 0%,将其切割成30~60,＞60~90,＞90~120,＞120~160 ℃等4段馏分,其中,＞60~90 ℃馏分苯质量分数为0.034 3%,不满足石油醚产品指标要求;在反应温度为160 ℃,体积空速为0.5 h-1,反应压力大于1.8 MPa,氢油体积比大于200∶1的条件下,通过催化加氢脱芳烃反应,可降低石脑油＞60~90 ℃馏分中的苯质量分数,制备合格石油醚产品。