重油加工技术种类很多，目前已成功应用的渣油加工组合工艺有10余种。针对常压渣油催化裂化方案产品品种单一、质量不高的问题，延迟焦化-催化裂化组合工艺技术主要用于处理非常劣质的渣油，一般情况下，转化率可达50%~70%[1]。通过调整焦化和催化的加工量可以大幅度改变柴汽比，较好地适应市场对汽油、柴油需求的变化，从而改善炼油厂的生产灵活性。石油化工科学研究院开发了渣油重溶剂脱沥青-加氢处理-催化裂化(solvent deasphalting-hydrotreating-fluid catalytic cracking, SHF)组合工艺技术[2]，该技术得到的脱沥青油(deasphalted oil，DAO)收率较高，且脱除了减压渣油中的全部沥青质和绝大部分金属，加氢后的DAO是优质的催化裂化原料。采用SHF技术加工高含硫、高金属含量的渣油不仅可以获得较高的轻质油收率，还可以较大幅度地降低重油加氢装置的投资和操作费用，同时延长催化剂的使用寿命。SHF技术的关键在于解决大硬度脱油沥青(deoiled asphalt，DOA)的出路问题。也有报道采用溶剂脱沥青-催化裂化组合工艺[3]，将油浆全部或部分抽出与减压渣油混合作为溶剂脱沥青装置进料，可提高DAO收率，DAO再送往重油催化装置进行掺炼。中国石油大学和中石化洛阳石化工程公司对溶剂脱沥青+焦化组合工艺进行了研究[4-5]，结果表明，与减压渣油直接去焦化工艺相比，采用溶剂脱沥青和焦化组合工艺(DAO去流化催化裂化(fluid catalytic cracking，FCC)或蜡油加氢，DOA去焦化)，DAO收率每提高20%，轻质产品总液体收率提高约5%。
中海油有大量环烷基减压渣油，其收率占原油的50%以上，深加工难度较大。本研究拟采用溶剂脱沥青-高压加氢-焦化组合工艺技术对环烷基减压渣油进行深度转化，考查组合工艺的液体产品收率和经济效益情况。
中海油某环烷基减压渣油性质见表 1。
由表 1可知，中海油某减压渣油密度较小，残炭含量较低，运动黏度偏低，金属含量较高，属于典型的环烷基减压渣油。
减压渣油加工组合工艺技术路线简述如下：以减压渣油为原料，采用丙烷溶剂脱沥青工艺进行溶剂脱沥青，分别得到轻脱沥青油(以下简称轻脱油)和DOA；以轻脱油为原料，采用三段高压加氢工艺生产150BS光亮油和其他产品；以DOA为原料，采用焦化工艺生产轻质油和其他产品。
选定4个工艺条件，以中海油某减压渣油为原料进行了丙烷脱沥青试验条件的考查。其操作参数见表 2，轻脱油性质见表 3。
由表 2和表 3可知：①随着抽提温度的升高，轻脱油的运动黏度(100 ℃)逐渐降低，残炭含量逐渐减少，黏度指数呈降低的趋势；②条件2的残炭质量分数为0.95%，满足加氢试验的进料要求(残炭质量分数小于1%)，故以该条件进行样品放大。
为满足加氢进料的要求(残炭质量分数小于1%，金属质量分数小于2 mg/kg)，选择条件2进行样品放大试验。所得轻脱油和DOA放大样的性质如表 4和表 5所列。
由表 4和表 5可知，轻脱油放大样的残炭质量分数为0.89%，金属总质量分数＜2 mg/kg，满足加氢装置的进料要求。DOA针入度较低，蜡含量偏高，不能直接作为高等级道路沥青。
以上述放大样轻脱油为原料，采用市售加氢处理催化剂、异构脱蜡催化剂、贵金属精制催化剂，以三段加氢工艺进行生产150BS光亮油研究。
在加氢反应压力为15 MPa、氢油体积比为1 000∶1、体积空速为0.4 h-1的前提下，加氢处理反应温度和生成油性质见表 6。
由表 6可知：当反应温度为382 ℃时，生成油的氮质量分数低于2 mg/kg，满足异构脱蜡的进料要求；当反应温度提高到386 ℃时，生成油密度、运动黏度(100 ℃)、硫含量和氮含量均有所降低。
以条件6进行异构脱蜡-补充精制试验，在反应压力为15 MPa、氢油比为800∶1、体积空速为1.0 h-1、反应温度为340 ℃/260 ℃(异构脱蜡/补充精制)的条件下进行试验，所得样品进行减压蒸馏后的润滑油产品收率和性质见表 7。
由表 7可知：
1) 异构脱蜡后样品经蒸馏切割得到的≥480 ℃馏分运动黏度(100 ℃)为32.84 mm2/s，黏度指数为81，倾点为-12 ℃，开口闪点为300 ℃，满足Q/SY 44—2009《通用润滑油基础油》HVI 150BS光亮油的指标要求。进一步将切割点提高至490 ℃后，得到的产品运动黏度高于150BS光亮油指标，且倾点指标卡边。
2) 280~360 ℃馏分基本满足变压器油基础油产品指标的要求，可以作为变压器油调合组分；其360~420 ℃馏分基本满足HG/T 5085—2016《橡胶增塑剂环烷基矿物油》N4006指标的要求；其420~480 ℃馏分基本满足N系列指标的要求，但运动黏度不在标准的牌号范围内，需要进一步调整其运动黏度，也可以考虑将360~420 ℃馏分和420~480 ℃馏分按收率混合后生产N4010产品。
整合以上三段加氢试验数据，形成150BS制备试验数据，见表 8~表 10。
由表 10可知，采用全加氢工艺所得样品经蒸馏切割后，≥480 ℃的馏分段性质满足150BS光亮油的指标要求。相对于中海油某减压渣油，其150BS光亮油收率为21.16%。
对DOA进行单独焦化试验，其焦化试验条件与工业装置基本一致，循环质量比为0.37，焦化塔最高温度为495 ℃，焦化塔顶部温度为420 ℃。具体操作参数见表 11，产品收率分布见表 12。
由表 12可知，DOA单独焦化试验的石油焦收率为44.30%，其生焦量是残炭的1.96倍。
以减压渣油为原料，单独进行焦化中试试验，其焦化试验条件与脱油沥青焦化试验条件一致，收率分布数据见表 13。
由表 13可知，减压渣油单独焦化试验的石油焦收率为24.48%，生焦量是残炭的1.91倍，略低于DOA焦化试验。
根据以上数据，中海油某减压渣油直接采用丙烷溶剂脱沥青，将减压渣油分为轻脱油和DOA两部分，轻脱油采用三段高压加氢工艺生产150BS光亮油，DOA单独焦化，各产品收率见表 14。
以中海油某80×104 t/a减压渣油装置为例，在原油价格为50美元的体系下进行简单的经济效益分析。环烷基减压渣油采用组合工艺的经济效益核算见表 15，采用直接焦化的经济效益核算见表 16。由表 15和表 16可知：①相比直接焦化工艺，采用组合工艺的液体产品总收率提高了2.67个百分点；②组合工艺的吨油总产值为4 278.89元，相比减压渣油，毛利润约为1 778.89元；③减压渣油采用直接焦化工艺，其总产值为2 995.43元，相比减压渣油，毛利润约495.43元。
因采用组合工艺需增加溶剂脱沥青装置和三段高压加氢装置，以80×104 t/a减压渣油装置计，则需新建1套80×104 t/a溶剂脱沥青装置、1套30×104 t/a三段润滑油高压加氢装置、制氢扩量装置和配套罐区装置等，其总投资约10亿元，加速折旧则年折旧费用为1亿元；润滑油装置能耗费用为300元/t，氢气成本为444元/t轻脱油；所得税、附加税按照减去成本、装置折旧后利润的25%计算，则销售毛利润为800 000 t×1 778.89元/t≈14.231亿元。
年净利润=14.231亿元—总加工成本—装置折旧费-所得税-附加税等=14.231亿元-2.400亿元-1.000亿元-800 000×0.435×444-所得税-附加税等=9.286亿元-2.322亿元=6.964亿元。
即采用组合工艺每吨减压渣油的纯利润约为870.50元。
由液体产品收率及经济效益核算情况可知，中海油某减压渣油采用组合工艺，比直接焦化工艺的总液体产品收率提高2.67个百分点，吨油利润高375元/吨以上。
1) 中海油某减压渣油采用丙烷脱沥青-高压加氢-焦化组合工艺，与减压渣油直接焦化工艺相比，组合工艺液体产品收率提高2.67个百分点，液体产品收率提高与轻脱油收率有一定的关系。
2) 采用组合工艺生产150BS光亮油及其副产品，减压渣油吨油利润超过870元，相比直接去焦化装置，其效益提高约375元/吨，说明在深度加工环烷基减压渣油时，生产特种产品的组合工艺具有良好的竞争力。
2024, Vol. 53 Issue (3): 14-18, 25 2024, Vol. 53 Issue (3): 14-18, 25