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。