06 加工劣质塔河渣油及延长生产周期的总结.docx

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06加工劣质塔河渣油及延长生产周期的总结

加工劣质塔河渣油及延长生产周期的总结

中国石化洛阳石油化工工程公司王辰涯甘丽琳李和杰

中国石化股份有限公司塔河分公司潘先灿钱卫国封子文

新疆塔里木油田探明储量超亿吨，自开发以来产量逐年增加。

该油田生产的原油属高密度、高硫、高酸、高沥青质、高重金属含量的劣质稠油。

我国目前的炼油厂基本上是以加工低硫或含硫中质原油，生产燃料及化工产品，其工艺和设备不适合加工塔河劣质稠油，尤其是环保要求的日益严格，并且该稠油运输装卸的难度和成本都很高，因此，塔河劣质稠油出路已成为塔河油田发展的瓶颈。

开发劣质稠油加工技术，建立劣质稠油处理基地，将劣质稠油转化为高附加值的产品，可以合理利用国内原油资源，减少原油进口，促进油田的发展。

同时积累加工劣质稠油经验、掌握相应技术，可提高经济效益和社会效益。

塔河原油因为其比重大、粘度大、轻组分含量低、盐含量高、硫含量高、胶质和沥青质含量、重金属含量高，是我国较难加工重质原油之一，而且在国内尚无大规模加工的经验。

为此，中国石化股份有限公司组织石油化工科学研究院及洛阳石化工程公司研究院分别就加工流程及原油电脱盐进行了实验室试验，并在沧州炼厂作了工业试验。

试验表明，加工塔河原油时存在易结焦，腐蚀严重等问题，严重影响装置的开工周期。

因此，在装置设计阶段，采用何种加工技术方案直接影响到装置的生产周期以及其建设投资和经济效益。

中国石化股份有限公司塔河分公司延迟焦化装置由洛阳石化工程公司设计并EPC总承包，于2004年11月建成投产。

该装置加工塔河劣质稠油，采用常压－焦化的流程，常压渣油直接进延迟焦化装置。

1.塔河原油性质

1.1设计原油性质

表-1塔河原油性质

分析项目

塔河劣质稠油

塔河劣质稠油

数据来源

原油评价

中型数据

采样地点

库西集油站

采样时间

2000.8

2001.9

密度g/cm320℃

0.9666

0.9678

粘度mm2/s50℃

902.74

1979.00

80℃

145.13

255.00

100℃

87.85

凝点℃

-5

-7

残炭（康氏）m%

15.76

16.50

硫m%

2.38

2.59

氮m%

0.46

0.42

灰分m%

0.059

水m%

0.1

闪点（开口）℃

79

142

酸值mgKOH/g

1.37

盐mgNaCl/L

58.09

组成

m%

饱和烃

31.50

芳烃

30.20

胶质

9.90

24.60

沥青质

13.87

13.70

蜡含量

1.06

金属含量

mg/kg

铁

4.9

1.7

镍

43.6

41.2

铜

<0.1

<0.1

钒

261.0

294

铅

0.1

0.4（Al）

钙

15.1

19.1

钠

37.0

20.7

镁

0.9

-

1.2塔河渣油性质

表-2塔河渣油性质

分析项目

>350

>540

收率m%

78.28

44.15

v%

74.47

39.24

密度g/cm320℃

1.0085

1.0855

粘度mm2/s80℃

3450.4

-

100℃

744.2

-

凝点℃

20

>50

残炭（康氏）m%

18.66

33.01

硫m%

2.27

2.57

组成

m%

饱和烃

28.10

8.84

芳烃

37.63

36.36

胶质

17.39

26.43

沥青质

16.88

28.37

金属含量

mg/kg

铁

6.3

11.1

镍

55.7

98.8

铜

<0.15

<0.25

钒

333.4

591.2

铅

0.13

0.2

1.3几种减压渣油的族组成数据

表-3几种减压渣油的族组成数据

原油种类

饱和烃%

芳烃%

胶质%

沥青质%

大庆

36.7

33.4

29.9

-

胜利

21.4

31.3

45.7

1.6

任丘

22.6

24.3

53.1

-

大港

28.7

30.5

40.8

-

孤岛

11.0

34.2

46.8

8.0

沙轻

9.2

50.5

28.9

11.4

伊朗重

6.0

52.2

33.7

8.1

科威特

5.9

53.2

31.0

9.9

以上比较可以看出，塔河原油的减压渣油中沥青质含量远远高于其他原油，即使其常压渣油的沥青质含量也比其他原油的减压渣油高很多。

2.装置设计采用的延长生产周期的措施

2.1采用大循环比焦化方案

循环比主要是由产品质量以及原料的性质决定的。

循环比大时，总液体收率减小，焦炭和气体产率增加，汽油、柴油收率相对提高，蜡油收率相对降低，蜡油质量好；循环比小时，总液体收率增加，汽油、柴油收率相对降低，蜡油收率相对提高，蜡油质量差，焦炭和气体产率降低。

由于塔河原油比重大、硫含量高、沥青质含量、重金属含量高，现有常规延迟焦化装置及操作条件加工塔河减渣会引起加热炉炉管结焦并易生成弹丸焦。

沧州炼厂工业试验显示，为实现焦化装置长周期运行，只有尽量降低进焦化加热炉进料中沥青质的浓度。

根据石科院及沧州工业试验数据（见下表），塔河减渣焦化的方案无法实现，而采用常压渣油及循环比1.0时的加热炉进料中沥青质的浓度小于沧州焦化数据，可以实现不小于沧州焦化装置炉管烧焦周期，同时降低焦化蜡油收率，避免弹丸焦的生成。

表-4不同循环比下的油品性质

油品名称

塔河减渣

塔河减渣

塔河常渣

塔河常渣

塔河常渣

沧州焦化塔河常渣

原油密度（20℃）

g/cm3

0.9666

0.9666

0.9666

0.9666

0.9666

0.9090

原油中沥青质含量，m%

13.70

13.70

13.70

13.70

13.70

7.63

常渣中沥青质含量，m%

16.60

16.60

16.60

16.60

16.60

12.76

减渣中沥青质含量，m%

28.37

28.37

28.37

28.37

28.37

循环比

0.4

1.0

0.41

0.77

1.0

0.5

加热炉进料中沥青质含量，m%

20.36

14.19

11.77

9.38

8.30

8.51

根据加工总流程及装置希望少产高硫蜡油、多产柴油的要求，结合塔河原油沥青质高的特点及中国石化石油化工科学研究院焦化实验工艺数据，设计采用1.0循环比。

同时采用常压渣油进焦化的加工流程。

2.2电脱盐成套技术

焦化操作经验已经表明焦化原料的盐含量直接影响加热炉管结焦速度。

保证原油的脱盐效果对焦化装置的长周期运行至关重要。

装置加工原油为塔河重质原油，密度大、粘度大、含盐高、酸值高，塔河分公司原有的常减压装置生产数据表明，塔河原油的盐含量波动较大。

另外由于原油与水的比重差小及加工含酸的环烷基原油时存在严重的乳化现象，采用常规的电脱盐技术难以保证脱盐效果。

西安石化总厂、沧州炼油厂掺炼部分塔河油，电脱盐装置运行很不正常，脱后含盐一般在10mg/l以上。

塔河分公司常减压装置加工的原油完全为塔河油，其电脱盐装置三级电脱盐脱后含盐量一般在40mg/l左右。

洛阳石化工程公司工程研究院为此进行了专题研究，在经过实验室试验，工业装置试验的基础上提出针对塔河原油加工的电脱盐成套技术。

该成套技术包括：

◆三级电脱盐串联

◆电脱盐罐内部结构采用鼠笼式电极

◆经过优选的破乳剂及电脱盐助剂

◆经过优选的脱盐注水量及药剂注入量

◆经过优选的脱盐温度、混合强度

◆经过优选的电脱盐电场强度

2.3采用“两炉四塔”焦化工艺流程

塔河常渣中的沥青质含量较高，容易产生较高的泡沫层，如果按常规焦炭塔设计，可能产生焦粉的夹带。

设计按“两炉四塔”计算，且油气线速较低，有利于装置的长周期运转。

2.4焦化分馏塔

2.4.1焦炭塔顶油气进分馏塔闪蒸段下部，常压渣油进料位置在闪蒸段上部，中间设数层人字挡板。

2.4.2设置蜡油回流至分馏塔底，控制塔底温度以防止结焦。

2.4.3分馏塔塔底设置循环泵进行连续的循环搅拌防止塔底焦粉堵塞。

。

2.4.4设置进料分布器。

2.5设置消泡剂及阻焦剂注入设施

注入消泡剂能有效的降低焦炭塔内的泡沫层高度，减少焦粉夹带。

注入阻焦剂可以延缓结焦。

2.6焦炭塔设置中子料位计措施

为准确检测焦炭塔内焦炭层高度，焦炭塔安装中子料位计。

2.7加热炉设计

2.7.1采用双面辐射，延长焦化炉的连续运行周期

辐射炉管采用双面辐射形式布置，以提高其平均热强度，降低峰值热强度，因而可降低最大油膜厚度、管壁温度、物料停留时间。

2.7.2采用在线烧焦技术

在不停焦化加热炉的条件下，对多管程加热炉中的某一列管程进行烧焦。

2.7.3采用多点注蒸汽技术，同时适当增大注汽量

根据管内介质不同的加热阶段，在管路系统不同部位分别注入不同比例的水蒸汽，减缓炉管中的结焦，延长焦化炉的运行周期。

由于塔河原油的特殊性，加热炉注汽量较普通装置适当提高。

2.7.4采用新型燃烧器

根据辐射炉膛结构、炉管布置型式等，采用小能量和相对扁长形及低NOx燃烧器，以保证在提供工艺所需热量相匹配的炉膛单位燃烧热容积下，炉膛内热强度分布的均匀性的要求。

2.7.5选用相应抗腐蚀材料

选用相应的抗腐蚀材料以保证装置的长周期安全运行。

2.8采用有效的工艺和设备防腐、抗腐措施

2.8.1工艺防腐

由于塔河原油为高硫高酸原油，存在较为严重的腐蚀问题，为保证装置的长周期安全运行，装置设置电脱盐、注水、注缓蚀剂和注氨等工艺防腐措施。

2.8.2设备防腐、抗腐措施

2.8.2.1焦炭塔选材

装置加工原料属高含S（2.38%m），高含酸劣质原料，原料通过高温裂解反应后，有机酸对焦炭塔腐蚀作用不明显，对焦炭塔的腐蚀主要表现为硫化物对设备造成的腐蚀，主要有高温S腐蚀和低温湿H2S腐蚀。

一般来讲介质从240℃开始高温S对设备的腐蚀随温度的升高而加剧，到480℃左右腐蚀达到最高点。

在这种腐蚀环境下，碳钢的腐蚀速率一般都比较高，而含Cr合金钢的腐蚀率远比碳钢小，这是由于Cr是具有钝化倾向的元素，Cr的存在能在钢的表面形成双层的垢壳，其外层为多孔的硫化亚铁，内层为致密的Cr2O3，当Cr含量大于5%以上时，则能生成比较稳定的尖晶石型化合物，因此焦炭塔选用15CrMoR为主体材质，同时考虑到上部的腐蚀严重位置采用0Cr13复合板。

2.8.2.2分馏塔和高温换热器选材

由于装置加工的塔河劣质稠油属高硫、高酸原油，在装置的高温部位,柴油抽出以下部位高温介质所接触的设备，采用316或316L等材质提高设备的抗腐蚀能力。

2.8.2.3加热炉炉管选材

对流段炉管和辐射炉管入口部分选用316L，其他部分炉管采用Cr9Mo，提高加热炉炉管的抗硫、酸腐蚀和高温氧化能力。

2.8.2.4管道、阀门选材选材

针对装置加工高含硫含酸油的实际情况，为了防止管道的低温硫腐蚀和高温硫及环烷酸腐蚀，管道设计时在以下部位采取防腐措施：

辐射进料泵的出入口管道；

焦化炉进料管道和出口管道,以及与四通阀相联接的管道；

焦炭塔进料管道和出口油气管道及部分甩油管道；

分馏塔进料管道和出口油气管道及进空冷的油气管道；

分馏塔底蜡油循环线以及温度大于250℃的蜡油线。

3.装置运行效果

塔河分公司延迟焦化装置自2004年12月初投产以来一直平稳运行，未出现弹丸焦情况。

3.1开工原油性质

表-5开工原油性质

项目

塔河原油A

塔河原油B

油样用途

开工用油

开工用油

取样时间

2004.09

2004.09

密度（20℃）

0.9281

0.9429

运动粘度50℃

108.0

204.0

80℃

26.03

46.76

水分w%

0.28

0.12

机械杂志w%

0.14

0.24

盐含量ugNaCl/g

518

124

凝固点℃

-20

-19

残炭w%

12.5

14.6

灰分

0.051

0.059

总酸值MgKOH/g

0.20

0.25

胶质w%

12.5

14.3

沥青质w%

9.0

10.6

元素分析

C

H

S

N

84.94

11.67

2.1

0.42

85.37

11.46

2.4

0.43

金属分析

Al

Ca

Cu

Fe

Mg

Na

Ni

Pb

V

<0.1

28.0

<0.1

2.5

1.9

137

29.9

<0.1

175

<0.1

6.3

<0.1

4.8

0.4

24.7

36.2

<0.1

213

模拟蒸馏℃

初馏点

5%

10%

30%

50%

70%

90%

46

132

179

315

416

513

537（74%）

46

143

196

346

459

538（63%）

由上表可以看出，开工用油较设计原油比重小，性质略好于设计用油。

3.2物料平衡

表-6物料平衡

项目

2005年4月

2005年5月

设计

输

入

t

原油

113625

114671

3600t/d

重整C5馏分

222

240

－

加氢干气

690

688

－

输

出

％

直馏石脑油

5.64

4.84

4.88

直馏柴油

21.91

22.11

16.6

液化气

2.89

3.08

2.80

焦化汽油

16.09

16.54

14.16

焦化柴油

28.48

27.56

27.45

蜡油

0.81

1.17

2.74

甩油

1.10

0.86

1.17

焦炭

18.59

19.22

24.31

干气

4.42

4.46

5.49

加工损失

0.08

0.17

0.40

从上表可看出，装置实际产品分布不管是轻收还是液收都要优于设计，特别是焦炭产率比设计要低5个百分点以上，这主要是加工的原油比设计的轻，从开工以来，装置的原油重度在0.93左右，而装置是按重度大于0.96的重质原油设计的；装置一直贯彻大循环比的设计原则，因此蜡油产率比设计值低出1.5个百分点以上。

3.3主要操作条件

表-7主要操作条件

项目

单位

设计

实际操作

原油进闪蒸塔温度

℃

225

210

常压炉炉出口温度

℃

360

360

常顶温度

℃

133

120～130

常顶压力

MPa

0.05

0.03～0.05

常压塔底温度

℃

351

340～350

焦化炉辐射出口温度

℃

500

495

焦化炉对流管出口温度

℃

310

310

焦化生产炉分支进料量

t/h

29.3

28.0～30.0

生产炉分支注汽量

kg/h

350+150

350+150

焦碳塔顶压力

MPa

0.17

0.14

分馏塔塔顶压力

MPa

0.1

0.12

分馏塔顶温度

℃

114

110～125

分馏塔蒸发段温度

℃

385

385

分馏塔塔底温度

℃

365

365

循环比（对常底油）

1.0

0.95～1.04

生焦周期

h

24

24

3.5加热炉运行情况

3.5.1加热炉管壁温度

表-8加热炉管壁温度（单位：

℃）

时间

2004.12

2005.01

2005.02

2005.03

2005.04

2005.05

A炉膛管壁温度

TI1151A1

534.2

554.6

540.8

539.0

538.4

TI1151A2

544.4

558.6

551.0

556.0

544.4

TI1151A3

564.8

580.2

580.0

584.8

553.6

TI1151A4

580.2

584.0

574.6

576.4

582.4

TI1151A5

582.2

582.8

579.8

579.6

575.8

TI1151A6

541.0

554.6

563.0

560.4

565.6

TI1152A1

540.4

566.6

556.8

553.2

541.6

TI1152A2

564.8

579.0

569.6

578.6

575.6

TI1152A3

576.6

591.2

575.8

593.4

596.8

TI1152A4

571.0

581.4

586.2

598.6

596.4

TI1152A5

575.2

584.2

592.4

590.8

600.2

TI1152A6

562.0

572.6

575.6

568.0

584.2

TI1153A1

548.0

563.4

571.0

541.4

545.0

TI1153A2

557.6

574.4

566.6

567.4

540.0

TI1153A3

563.4

582.0

582.6

583.2

581.4

TI1153A4

559.4

570.4

575.8

589.2

582.0

TI1153A5

565.0

585.6

595.0

580.6

595.0

TI1153A6

568.6

587.6

579.0

573.4

582.2

TI1154A1

559.2

585.2

571.2

565.6

572.8

TI1154A2

564.4

581.8

580.0

580.0

572.6

TI1154A3

572.4

588.6

593.0

595.8

591.6

TI1154A4

583.0

589.0

594.4

590.0

593.6

TI1154A5

586.0

588.6

592.8

585.6

597.4

TI1154A6

574.6

581.4

584.0

590.0

597.4

B炉膛管壁温度

TI1151B1

576.0

550.6

573.6

554.4

564.6

564.4

TI1151B2

589.8

578.4

592.6

587.0

592.8

591.4

TI1151B3

590.2

571.2

590.0

589.0

590.0

597.0

TI1151B4

599.2

576.6

585.0

583.0

590.0

594.0

TI1151B5

596.4

578.4

585.2

593.2

598.0

597.2

TI1151B6

570.8

563.2

579.4

589.8

587.4

593.0

TI1152B1

577.2

557.2

572.6

577.4

567.2

583.6

TI1152B2

587.4

564.8

571.6

574.6

579.4

577.0

TI1152B3

586.4

577.4

582.0

591.2

590.8

593.0

TI1152B4

566.0

579.2

581.6

583.0

595.0

585.0

TI1152B5

589.2

571.8

580.4

594.4

593.4

598.4

TI1152B6

553.4

556.2

576.0

569.2

577.0

590.2

TI1153B1

545.4

534.2

540.0

546.8

538.0

558.4

TI1153B2

552.8

551.8

559.4

558.6

560.0

555.0

TI1153B3

590.6

577.2

593.0

592.6

592.2

600.8

TI1153B4

565.4

558.8

565.6

578.8

578.2

572.2

TI1153B5

586.4

581.2

586.0

591.6

591.4

597.0

TI1153B6

571.4

580.2

585.6

586.2

585.6

600.0

TI1154B1

562.8

553.6

559.0

566.8

551.6

548.8

TI1154B2

559.6

561.6

578.0

584.6

567.2

564.2

TI1154B3

576.6

580.0

576.2

585.0

584.4

587.2

TI1154B4

531.6

533.4

533.2

568.0

578.2

569.6

TI1154B5

575.0

581.8

579.8

590.0

587.4

599.2

TI1154B6

574.2

575.4

596.8

595.2

587.2

601.0

注：

加黑数据为炉出口处管壁温度。

3.5.2加热炉炉管压降

表-9加热炉炉管压降（单位：

MPa）

2005.2

2005.3

2005.4

2005.5

A炉1路

1.04

1.1

1.11

1.13

1.14

1.12

1.12

1.15

1.15

1.13

1.14

1.15

1.14

1.13

1.14

1.19

1.17

1.18

1.17

1.17

A炉2路

1.15

1.15

1.16

1.19

1.19

1.2

1.19

1.2

1.2

1.19

1.19

1.19

1.16

1.17

1.17

1.17

1.15

1.23

1.23

1.28

A炉3路

1.11

1.23

1.23

1.23

1.22

1.22

1.22

1.21

1.2

1.11

1.19

1.19

1.18

1.19

1.16

1.17

1.17

1.19

1.22

1.2

A炉4路

1.17

1.18

1.2

1.17

1.16

1.17

1.14

1.17

1.19

1.1

1.13

1.14

1.2

1.2

1.21

1.23

1.21

1.25

1.26

1.22

B炉1路

1.02

B炉2路

1.08

1.12

1.11

1.12

1.15

1.16

1.14

1.11

1.13

1.15

1.14

1.16

1.15

1.14

1.14

1.13

1.14

1.16

1.16

1.17

B炉3路

1.05

1.09

1.09

1.12

1.13

1.1