曾宿主，王 琪，李 銳，龍 軍

(中國石化石油化工科學(xué)研究院，北京 100083)

不同原油價格下重油加工工藝路線的選擇

曾宿主，王 琪，李 銳，龍 軍

(中國石化石油化工科學(xué)研究院，北京 100083)

在35～100美元bbl(1 bbl≈159 L)的國際油價下，針對阿曼原油、沙中原油、伊重原油、塔河原油的不同重油加工工藝路線(如漿態(tài)床渣油加氫、沸騰床渣油加氫、固定床渣油加氫、渣油焦化、溶劑脫瀝青組合等)進(jìn)行了經(jīng)濟效益分析，結(jié)果表明：在所研究的價格體系內(nèi)，漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益明顯優(yōu)于沸騰床渣油加氫技術(shù)；對于較劣質(zhì)原油(如伊重原油)，在原油價格高于80美元bbl時，采用漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益超過常規(guī)原油固定床渣油加氫技術(shù)，隨著漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)的逐步完善與加工成本的降低，該技術(shù)在應(yīng)對特別劣質(zhì)的原料時具有很好的市場應(yīng)用前景；在原油價格高于35美元bbl時溶劑脫瀝青組合技術(shù)的經(jīng)濟效益優(yōu)于渣油焦化技術(shù)，對于缺少氫源、延遲焦化裝置原料性質(zhì)較好的企業(yè)，當(dāng)原油價格低于55美元bbl時，溶劑脫瀝青組合技術(shù)有較好的市場應(yīng)用前景；針對常規(guī)原油，當(dāng)原油價格為45～80美元bbl時，推薦采用固定床渣油加氫技術(shù)。

漿態(tài)床 渣油加氫 沸騰床 固定床 溶劑脫瀝青 延遲焦化 技術(shù)經(jīng)濟

世界范圍內(nèi)原油資源逐步趨于重質(zhì)化、劣質(zhì)化，預(yù)計2020年后重質(zhì)原油儲量占全球可采原油儲量的50%左右，重質(zhì)油高效加工利用是煉油行業(yè)面臨的重大挑戰(zhàn)[1]；隨著油品質(zhì)量升級步伐的加快與更加嚴(yán)格的環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)的出臺，國內(nèi)一些臨氫高轉(zhuǎn)化率的渣油加工技術(shù)正在迅速研發(fā)并可能在近期投入工業(yè)應(yīng)用，如漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)、沸騰床渣油加氫技術(shù)。中國加工的原油中沸點大于350 ℃餾分占原油全餾分的55%以上，重油加工技術(shù)路線的選擇往往決定著煉油企業(yè)的盈利能力，2014—2016年，原油價格從100美元bbl(1 bbl≈159 L)滑落到30美元bbl左右，煉油業(yè)進(jìn)入低油價時期。為了研究低油價下石油煉制技術(shù)經(jīng)濟思路，本課題對不同重油加工路線在不同原油價格體系下的盈利能力進(jìn)行深入系統(tǒng)的研究，希望可以為新開發(fā)的技術(shù)(如漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)、沸騰床渣油加氫技術(shù))確定適宜的盈利運行的原油價格區(qū)間與技術(shù)目標(biāo)，也能為傳統(tǒng)的煉油加工技術(shù)路線(如渣油焦化技術(shù)路線、溶劑脫瀝青組合技術(shù)路線)尋找最優(yōu)的操作區(qū)間，還可以為已有煉油廠在低負(fù)荷運行工況下重油加工流程的優(yōu)化提供方向。

1 重油加工技術(shù)路線介紹

1.1 渣油焦化技術(shù)路線

延遲焦化技術(shù)是目前比較可靠的、能處理超劣質(zhì)渣油的熱裂化技術(shù)，操作不易受原料性質(zhì)影響，因其對原料的適應(yīng)性好、工藝的可靠性高以及投資與加工成本較低而得到廣泛的應(yīng)用。2013年，中國的延遲焦化產(chǎn)能達(dá)到126 Mta，約31%的渣油通過延遲焦化裝置加工[2]。隨著中國油品質(zhì)量升級的加快與煉油產(chǎn)能過剩趨勢的加劇，延遲焦化裝置的負(fù)荷呈現(xiàn)迅速縮小的趨勢。典型的渣油焦化技術(shù)路線的加工流程為：減壓渣油送延遲焦化裝置加工，減壓蠟油與焦化蠟油作為蠟油加氫裝置原料，加氫后蠟油作為催化裂化裝置原料，最后對催化裂化產(chǎn)品進(jìn)行精制處理。

1.2 固定床渣油加氫技術(shù)路線

在固定床渣油加氫過程中，原料在臨氫高壓下通過裝有催化劑的反應(yīng)器床層，其中的金屬以沉積在催化劑上的方式被脫除，因此催化劑的容金屬能力決定加氫裝置的操作周期。國內(nèi)渣油加氫裝置原料的金屬質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般小于100 μgg，操作周期為1～1.5年。在渣油這種高黏性分子中，氫分子在原料與瀝青質(zhì)中的溶解與擴散決定加氫的效率與瀝青質(zhì)的轉(zhuǎn)化效率，反過來對原料的黏度也提出苛刻要求。固定床渣油加氫原料通常需要采用50%左右的稀釋油來降低其黏度，使固定床加氫的效率大大降低。催化劑設(shè)計與固定床加氫的反應(yīng)特性也決定此技術(shù)難以轉(zhuǎn)化瀝青質(zhì)，這是固定床渣油加氫技術(shù)與延遲焦化技術(shù)共存的根本原因。相對于渣油焦化技術(shù)，固定床渣油加氫能獲得更高的輕質(zhì)油品與高附加值產(chǎn)品收率，在較高油價下取得很好的經(jīng)濟效益，因此近年來發(fā)展很快[3]。

典型的渣油固定床加氫技術(shù)路線的加工流程為：大于350 ℃的渣油餾分經(jīng)過固定床渣油加氫裝置處理后，加氫重油作為重油催化裂化裝置原料，對催化裂化產(chǎn)品進(jìn)行精制處理，液化氣中的異丁烯作為MTBE裝置原料。

1.3 溶劑脫瀝青組合技術(shù)路線

溶劑脫瀝青技術(shù)是采用萃取方法實現(xiàn)減壓渣油中易轉(zhuǎn)化組分與難轉(zhuǎn)化組分選擇性分離的一種煉制技術(shù)。早期的溶劑脫瀝青工藝是為了生產(chǎn)高黏度潤滑油，大多數(shù)工藝采用兩段法設(shè)計，以保證脫瀝青油質(zhì)量滿足潤滑油基礎(chǔ)油要求。近年來，為了多產(chǎn)輕質(zhì)油品，將溶劑脫瀝青技術(shù)與轉(zhuǎn)化技術(shù)集成，形成了減壓渣油高效轉(zhuǎn)化組合技術(shù)。該技術(shù)采用重溶劑(丁烷與戊烷)選擇性脫除雜質(zhì)并提高脫瀝青油的拔出率[4]，已成為延遲焦化裝置與催化裂化裝置之間原料優(yōu)化的樞紐。

典型的溶劑脫瀝青組合技術(shù)路線的加工流程為：減壓渣油經(jīng)過溶劑脫瀝青裝置后，脫瀝青油與減壓蠟油一起作為蠟油加氫裝置的原料，脫油瀝青一般作為延遲焦化裝置原料或者瀝青調(diào)合組分，少數(shù)作為IGCC(整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng))裝置氣化原料；根據(jù)原料硫含量情況，也可以考慮將脫瀝青油直接作為催化裂化裝置原料。

1.4 漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)路線

漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)的核心是瀝青質(zhì)的轉(zhuǎn)化，而“均相”催化劑的研發(fā)是關(guān)鍵技術(shù)；該技術(shù)適用于高瀝青質(zhì)、高金屬含量、高殘?zhí)康某刭|(zhì)、超劣質(zhì)原料，典型的技術(shù)有Chevron公司開發(fā)的VRSH工藝、BP公司開發(fā)的VCC工藝、意大利Eni公司開發(fā)的EST工藝技術(shù)、UOP公司開發(fā)的Uniflex技術(shù)等[5]，EST技術(shù)已經(jīng)實現(xiàn)工業(yè)化。中國石化石油化工科學(xué)研究院(石科院)開發(fā)的RMD-Ⅱ技術(shù)屬于漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)范疇，目前已經(jīng)針對科威特渣油、伊朗重質(zhì)(伊重)渣油與塔河渣油完成了小試與中試研究，其技術(shù)指標(biāo)優(yōu)于國外同類技術(shù)，不同技術(shù)的試驗結(jié)果對比[6-7]見表1。RMD-Ⅱ技術(shù)采用溶劑脫瀝青技術(shù)分離尾油，而EST技術(shù)采用減壓蒸餾分離尾油，這兩種分離技術(shù)各有優(yōu)缺點。采用溶劑脫瀝青分離技術(shù)有利于多產(chǎn)催化裂化原料，多產(chǎn)汽油，降低加氫苛刻度，降低氫耗，提高脫金屬和脫瀝青質(zhì)效率，外甩尾渣數(shù)量最少；而采用減壓分離技術(shù)時裂化率高，有利于多產(chǎn)柴油，瀝青質(zhì)膠體體系的穩(wěn)定性較好。

表1 不同漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)試驗結(jié)果對比

典型的漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)路線的加工流程為：劣質(zhì)減壓渣油經(jīng)過漿態(tài)床加氫處理后，采用溶劑脫瀝青技術(shù)分離尾油得到脫瀝青油，將其與漿態(tài)床渣油加氫的蠟油餾分一起經(jīng)過加氫裝置精制后作為催化裂化裝置進(jìn)料，對催化裂化產(chǎn)品進(jìn)行精制處理，液化氣中異丁烯作為MTBE裝置原料，少量尾渣用作燃料。

1.5 沸騰床渣油加氫技術(shù)路線

典型的沸騰床渣油加氫技術(shù)有Chevron公司開發(fā)的LC-Fining技術(shù)和Axens公司開發(fā)的H-Oil技術(shù)，兩種工藝基本類似，世界上已有26套工業(yè)裝置，運行周期可達(dá)3年，目前正在運轉(zhuǎn)裝置的轉(zhuǎn)化率為60%～75%[8]。該技術(shù)的反應(yīng)床層呈“膨脹床狀態(tài)”，可消除固定床渣油加氫的熱點問題，但是氫耗高，返混比較嚴(yán)重，其脫硫率、脫氮率、降殘?zhí)柯?、脫金屬率稍低于固定床渣油加氫?劣質(zhì)尾渣的產(chǎn)率為25%～40%，只能作為延遲焦化裝置的進(jìn)料。

典型的沸騰床渣油加氫技術(shù)路線的加工流程為：劣質(zhì)減壓渣油經(jīng)過沸騰床渣油加氫處理后，蠟油餾分與減壓蠟油、焦化蠟油一起經(jīng)過重油加氫裝置處理后作為催化裂化裝置原料，對催化裂化產(chǎn)品進(jìn)行精制處理，液化氣中異丁烯作為MTBE裝置原料，占原料量約25%的尾渣作為延遲焦化裝置原料。

2 方案設(shè)計

采用流程模擬技術(shù)針對阿曼原油、沙特中質(zhì)(沙中)原油、伊重原油、塔河原油的渣油餾分設(shè)計不同的重油加工路線，重點研究固定床渣油加氫技術(shù)路線、渣油焦化技術(shù)路線、溶劑脫瀝青組合技術(shù)路線(脫瀝青油去催化裂化裝置，脫油瀝青作為延遲焦化裝置原料)、漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)路線、沸騰床渣油加氫技術(shù)路線在不同原油價格下的經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)。設(shè)計的基礎(chǔ)條件如下：①以大于350 ℃常壓渣油處理量2.2 Mta為基準(zhǔn)，考察不同重油加工技術(shù)路線的經(jīng)濟性；②原油價格變化范圍為35～100美元bbl，產(chǎn)品價格采用不同原油價格下中國石化下屬煉油廠同期產(chǎn)品批發(fā)價；③假定煉油裝置均為新建，按照7年快速折舊考慮；④漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)采用石科院RMD-Ⅱ中試數(shù)據(jù)，沸騰床渣油加氫技術(shù)采用2014年Axens公司H-Oil技術(shù)交流數(shù)據(jù)，其中漿態(tài)床渣油加氫投資數(shù)據(jù)取同等規(guī)模固定床渣油加氫裝置的1.7倍，沸騰床渣油加氫投資數(shù)據(jù)取同等規(guī)模固定床渣油加氫裝置的1.2倍；⑤催化裂化汽油采用S Zorb技術(shù)處理，生產(chǎn)滿足國Ⅴ排放標(biāo)準(zhǔn)要求的汽油，催化裂化輕循環(huán)油與各方案的焦化柴油、固定床渣油加氫柴油、蠟油加氫精制柴油、漿態(tài)床渣油加氫柴油、沸騰床渣油加氫柴油一起作為柴油加氫改質(zhì)裝置原料，生產(chǎn)滿足國Ⅳ排放標(biāo)準(zhǔn)要求的普通柴油。

4種原油的減壓渣油性質(zhì)見表2。從表2可以看出，沙中減壓渣油、阿曼減壓渣油均可以作為固定床渣油加氫裝置的原料，而伊重減壓渣油與塔河減壓渣油的性質(zhì)非常差，尤其是金屬含量很高，不能采用固定床渣油加氫技術(shù)處理，可以采用延遲焦化技術(shù)、漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)或沸騰床渣油加氫技術(shù)處理。

表2 4種原油的減壓渣油性質(zhì)

沙中渣油采用4種方案進(jìn)行加工，即渣油焦化(方案1)、固定床渣油加氫(方案2)、沸騰床渣油加氫(方案3)、漿態(tài)床渣油加氫(方案4)。阿曼渣油采用5種方案進(jìn)行加工，即渣油焦化(方案5)、固定床渣油加氫(方案6)、溶劑脫瀝青組合(脫瀝青油收率70%，方案7)、溶劑脫瀝青組合(脫瀝青油收率60%，方案8)、溶劑脫瀝青組合(脫瀝青油收率50%，方案9)。伊重渣油采用3種方案進(jìn)行加工，即渣油焦化(方案10)、沸騰床渣油加氫(方案11)、漿態(tài)床渣油加氫(方案12)。塔河渣油采用漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)進(jìn)行加工(方案13)。

3 結(jié)果與分析

采用流程模擬技術(shù)針對4種原油的不同重油加工技術(shù)路線共計13個加工方案進(jìn)行模擬計算，采用35～100美元bbl國際原油價格體系對每個方案的經(jīng)濟效益進(jìn)行分析。

3.1 物料平衡數(shù)據(jù)

沙中渣油各方案的物料平衡數(shù)據(jù)見表3，阿曼渣油各方案的物料平衡數(shù)據(jù)見表4，伊重渣油各方案的物料平衡數(shù)據(jù)見表5，塔河渣油漿態(tài)床加氫方案的物料平衡數(shù)據(jù)見表6。

表3 沙中渣油各加工方案的物料平衡數(shù)據(jù) kt

從表3可知：對于沙中渣油的加工，輕質(zhì)油品(汽油+柴油+石腦油)產(chǎn)量與高附加值產(chǎn)品(汽油+柴油+石腦油+液化氣+丙烯)產(chǎn)量由小到大的順序為渣油焦化方案<渣油固定床加氫方案<渣油沸騰床加氫方案<渣油漿態(tài)床加氫方案；相比沸騰床渣油加氫方案，漿態(tài)床渣油加氫方案的氫耗雖然稍高，但是其輕質(zhì)油品產(chǎn)量與高附加值產(chǎn)品產(chǎn)量有較大的提升，柴汽比降低。

表4 阿曼渣油各加工方案的物料平衡數(shù)據(jù) kt

從表4可知，對于阿曼渣油的加工，與渣油焦化方案相比，固定床渣油加氫方案在輕質(zhì)油品產(chǎn)量、高附加值產(chǎn)品產(chǎn)量、丙烯產(chǎn)量等方面均大幅提升，柴油產(chǎn)量下降，汽油產(chǎn)量上升，溶劑脫瀝青組合技術(shù)方案介于兩者之間，隨著溶劑脫瀝青裝置脫瀝青油收率的增加，輕質(zhì)油品產(chǎn)量與高附加值產(chǎn)品產(chǎn)量增加。

從表5可知：對于伊重渣油的加工，輕質(zhì)油產(chǎn)量與高附加值產(chǎn)品產(chǎn)量由小到大的順序為渣油焦化方案<沸騰床渣油加氫方案<漿態(tài)床渣油加氫方案；相比沸騰床渣油加氫方案，漿態(tài)床渣油加氫方案的氫耗雖然稍高，但是其輕質(zhì)油品產(chǎn)量與高附加值產(chǎn)品產(chǎn)量均有較大的提升，柴汽比降低。

表5 伊重渣油各加工方案的物料平衡數(shù)據(jù) kt

表6 塔河渣油漿態(tài)床加氫方案的物料平衡數(shù)據(jù) kt

3.2 綜合指標(biāo)分析

不同重油加工技術(shù)路線的綜合指標(biāo)如表7所示。從表7可知：固定床渣油加氫方案相對于渣油焦化方案，在輕質(zhì)油品收率、高附加值產(chǎn)品收率、丙烯收率與柴汽比等方面占優(yōu)勢；沸騰床渣油加氫方案相對于固定床渣油加氫方案，在高附加值產(chǎn)品方面提高有限，且柴汽比反而顯著升高，可以推斷：在處理常規(guī)原油的渣油時，其經(jīng)濟技術(shù)競爭力不如固定床渣油加氫方案。相比固定床渣油加氫方案，漿態(tài)床渣油加氫方案的輕質(zhì)油品收率、高附加值產(chǎn)品收率、丙烯收率大幅提高，且兩者柴汽比相當(dāng)，在應(yīng)對劣質(zhì)原料時，還可以取得成本優(yōu)勢，可以推斷：隨著原油價格的上升，漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)具有顯著的技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)勢。

表7 不同重油加工技術(shù)路線的綜合指標(biāo)

3.3 經(jīng)濟效益分析

根據(jù)各方案的流程模擬計算結(jié)果，結(jié)合各方案下裝置的物耗成本、投資成本、公用工程消耗成本等數(shù)據(jù)，計算每個方案在不同原油價格體系下的經(jīng)濟效益，在此基礎(chǔ)上分析各重油加工技術(shù)路線的經(jīng)濟效益，計算結(jié)果如表8所示。

表8 各方案的經(jīng)濟效益對比 元t

表8 各方案的經(jīng)濟效益對比 元t

項 目原油價格∕(美元·bbl-1)3540456080100方案1322.7197.777.810.9-15.1-123.1方案2328.1211.2110.8115.8148.0127.3方案3220.197.7-22.2-69.8-66.0-121.0方案4302.1184.972.897.9143.2144.4方案5330.1205.984.819.616.9-72.1方案6371.5258.9159.9165.0200.0182.8方案7355.1235.9124.7107.1104.338.8方案8342.9218.7103.967.946.6-32.8方案9314.1189.773.629.55.1-83.5方案10334.8209.388.122.7-2.6-103.5方案11281.4163.447.712.647.525.5方案12337.0220.4108.4143.5211.9238.4方案13298.8221.0132.2203.7375.5424.5

3.3.1 固定床渣油加氫方案與渣油焦化方案的經(jīng)濟效益對比 從表8中方案1、方案2、方案5和方案6的經(jīng)濟效益對比數(shù)據(jù)可知，與渣油焦化方案相比，隨著原油價格的上升，固定床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益優(yōu)勢逐漸提高。由于在低油價(小于40美元bbl)下，成品油價格隨著原油價格的降低而下調(diào)的幅度相對較小，形成“地板價”，出現(xiàn)了在“地板價”區(qū)間盈利能力突然升高的現(xiàn)象，如果按照新加坡成品油市場價格趨勢從45美元bbl原油價格向下自然延伸，對于阿曼原油，渣油焦化技術(shù)路線與固定床渣油加氫技術(shù)路線的經(jīng)濟效益拐點出現(xiàn)在40美元bbl左右；而對于沙中原油，渣油焦化技術(shù)路線與固定床渣油加氫技術(shù)路線經(jīng)濟效益的拐點出現(xiàn)在43美元bbl左右。

3.3.2 溶劑脫瀝青組合技術(shù)的經(jīng)濟效益分析 阿曼渣油溶劑脫瀝青組合技術(shù)路線與渣油焦化技術(shù)路線以及固定床渣油加氫技術(shù)路線的經(jīng)濟效益對比如表8中方案5～方案7所示，在本課題所研究的價格范圍內(nèi)，溶劑脫瀝青組合方案的經(jīng)濟效益始終優(yōu)于渣油焦化方案，如果按照新加坡市場成品油價格趨勢向下自然延伸，溶劑脫瀝青組合方案在原油價格42美元bbl以下時，其經(jīng)濟效益優(yōu)于固定床渣油加氫方案，在較大的價格區(qū)間內(nèi)，溶劑脫瀝青組合方案的經(jīng)濟效益介于渣油焦化技術(shù)與固定床渣油加氫技術(shù)之間；在原油價格低于55美元bbl時，對于氫源不足、延遲焦化裝置原料尚不夠劣質(zhì)化的企業(yè)，推薦采用溶劑脫瀝青組合技術(shù)。

溶劑脫瀝青裝置的脫瀝青油收率對經(jīng)濟效益的影響如表8中方案7～方案9所示。隨著脫瀝青油收率上升，溶劑脫瀝青組合技術(shù)的經(jīng)濟效益逐漸升高。對于阿曼渣油脫瀝青油收率為50%時的經(jīng)濟效益與延遲焦化技術(shù)相當(dāng)。

3.3.3 沸騰床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益分析 沙中渣油與伊重渣油沸騰床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益分別如表8中方案3和方案11所示。對于沙中渣油，沸騰床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益在原油價格低于100美元bbl時小于渣油焦化方案，遠(yuǎn)遜于固定床渣油加氫方案，說明對于常規(guī)原油，沸騰床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益處于絕對劣勢。對于伊重渣油，沸騰床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益在原油價格大約為65美元bbl時與渣油焦化方案相當(dāng)，明顯不如阿曼渣油固定床渣油加氫方案，這說明針對常規(guī)原油與非常規(guī)原油，沸騰床渣油加氫方案在很大的原油價格區(qū)間內(nèi)均沒有經(jīng)濟競爭力。

3.3.4 漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)經(jīng)濟效益分析 沙中渣油與伊重渣油漿態(tài)床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益分別如表8中方案4和方案12所示。對于沙中渣油與伊重渣油，漿態(tài)床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益在原油價格高于45美元bbl時優(yōu)于渣油焦化方案，在原油價格高于80美元bbl時優(yōu)于固定床渣油加氫方案。在本課題研究的價格范圍內(nèi)，漿態(tài)床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益遠(yuǎn)優(yōu)于沸騰床渣油加氫方案。如果選擇非常劣質(zhì)的塔河渣油作為漿態(tài)床加氫方案的原料，其經(jīng)濟效益明顯優(yōu)于阿曼渣油固定床渣油加氫方案。

4 結(jié) 論

(2) 對于常規(guī)原油(固定床渣油加氫裝置可以處理的原油)，在原油價格高于45美元bbl時，固定床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益優(yōu)于渣油焦化方案，明顯領(lǐng)先于沸騰床渣油加氫方案，在原油價格為45～80美元bbl時，推薦采用固定床渣油加氫方案。

(3) 在本課題所研究的價格區(qū)間內(nèi)，對于常規(guī)原油，沸騰床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益不如渣油焦化方案；對于非常規(guī)原油，只有在原油價格高于65美元bbl時沸騰床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益才優(yōu)于渣油焦化方案；常規(guī)原油固定床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益明顯優(yōu)于非常規(guī)原油沸騰床渣油加氫方案；無論對于常規(guī)原油還是非常規(guī)原油，沸騰床渣油加氫技術(shù)的經(jīng)濟效益均遠(yuǎn)遜于漿態(tài)床渣油加氫方案，該方案幾乎沒有市場競爭力。

(4) 對于較劣質(zhì)的原料如伊重渣油，在原油價格高于80美元bbl時漿態(tài)床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益優(yōu)于固定床渣油加氫技術(shù)；對于非常劣質(zhì)的原料如塔河渣油，漿態(tài)床渣油加氫方案的經(jīng)濟效益明顯大于常規(guī)原油固定床渣油加氫方案。隨著漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)的逐步完善與加工成本的降低，該技術(shù)在應(yīng)對特別劣質(zhì)的原料時具有很好的市場應(yīng)用前景。

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SELECTION OF HEAVY OIL PROCESSING ROUTES AT VARIOUS PRICES OF CRUDE OILS

Zeng Suzhu， Wang Qi， Li Rui， Long Jun

(SINOPECResearchInstituteofPetroleumProcessing，Beijing100083)

The economic benefit analysis was made for several processing routes of Oman crude oil， Arab medium oil， Iranian heavy oil and Tahe crude oil at international oil price of $35—$100bbl. The processing routes included slurry-bed， ebullated-bed， and fixed-bed residual oil hydroprocesses， delayed coking， and combination process with solvent deasphalting (SDA). The results show that the economic benefit of the slurry-bed is superior to that of the ebullated-bed residual oil hydroprocesses based on the price system used in this article. When the price of crude oil is above $80bbl， the economic benefit of the slurry-bed residual oil hydroprocess is better than that of the fixed-bed residual oil hydroprocess using conventional crude oil as feed. With the constant improvement of technology and reduction of processing cost， the slurry-bed residual oil hydroprocesses have good market prospects. When the price of crude oil is more than $35bbl per barrel， the economic benefit of SDA combination process has an advantage over the delayed coking. For the refineries which are lack of hydrogen source and have preferential raw materials for delayed coking， the SDA combination process is a good choice when the price of crude oil is less than $55bbl. The fixed-bed residual oil hydroprocess is recommended when the price of conventional crude oil is between $45bbl and $80bbl.

slurry-bed； residual oil hydroprocess； ebullated-bed； fixed-bed； solvent deasphalting； delayed coking； technical economy

2016-04-13； 修改稿收到日期： 2016-05-18。

曾宿主，碩士，高級工程師，主要從事煉油廠流程優(yōu)化與工藝評估領(lǐng)域工作，公開發(fā)表論文5篇。

曾宿主，E-mail：zengsuzu.ripp@sinopec.com。