摘要：通過對綏中36-1原油與旅大10-1原油進行混煉的工業(yè)試驗，收集分析混合油各餾分的基本性質(zhì)和收率數(shù)據(jù)，掌握了混合油的生產(chǎn)和操作參數(shù)，將混合油產(chǎn)品質(zhì)量與單煉綏中36-1進行對比分析，提出了存在的問題及下一步解決措施，為今后進行類似混煉加工具有一定的指導意義。

關(guān)鍵詞： 綏中36-1 ?旅大10-1 ? 混煉

1.前言

綏中36-1原油屬于低硫環(huán)烷基、高酸重質(zhì)稠油，其潤滑油餾分幾乎不含蠟、凝點低、粘度指數(shù)低，其減壓渣油膠質(zhì)含量高、蠟含量低，是生產(chǎn)高粘度基礎(chǔ)油及高等級重交瀝青的優(yōu)質(zhì)原料。隨著 綏中36-1油田開采進入后期，資源量逐年減少，單煉綏中36-1原油的生產(chǎn)裝置無法滿負荷運行，影響裝置經(jīng)濟效益。因此擴大原油加工品種，混煉其他原油是必然的趨勢。旅大10-1與綏中36-1原油同屬低硫環(huán)烷基原油，在實驗室研究的基礎(chǔ)上，對二者進行裝置混煉工業(yè)試驗，查找制約瓶頸，為公司在原油混煉加工方面進行技術(shù)儲備及探索性研究。

2.原油性質(zhì)

3.加工方案

3.1根據(jù)實驗室調(diào)和及模擬蒸餾結(jié)果，將綏中36-1與旅大10-1以1：1的比例在原油儲罐內(nèi)調(diào)和均勻，加工量125t/h，生產(chǎn)負荷100%，減壓系統(tǒng)進行深拔，執(zhí)行90#瀝青生產(chǎn)方案。

3.2常頂油按石腦油生產(chǎn)，控制終餾點不大于205℃;常一線與常二線在裝置界區(qū)合并外送，控制90%餾出點不大于364℃;減一線控制90%餾出點不大于364℃;減二線、減三線、減四單獨外送，減壓渣油按90A道路瀝青控制。

4.生產(chǎn)運行情況

4.1混煉操作參數(shù)對比

4.2產(chǎn)品質(zhì)量分析

5.分析與結(jié)論

5.1由表2中數(shù)據(jù)可以看出，兩種加工方案的加熱爐出口溫度控制接近;加工混合油時閃蒸塔頂、常壓塔頂負荷增加，各側(cè)線油品產(chǎn)量均有不同程度的增加;從加熱爐爐膛溫度的變化可以看出，加工混合原油時裝置燃料消耗稍有增加

5.2由表3中數(shù)據(jù)可以看出，加工混合油時常頂油的收率達到了3.22%、常壓側(cè)線收率（20.52%）、減壓拔出率（29.96%）均明顯高于加工綏中36-1時，瓦斯及加工損失增加，而減渣收率（45.95%）則要低很多;從這些數(shù)據(jù)也可以看出綏中36-1與旅大兩種原油的各餾分油分布情況相差較大，旅大原油的輕餾分油含量較高。

5.3由表4可以看出，減二線油、減三的傾點大幅度上升（由-17℃、-5℃上升到-7℃、14℃），對產(chǎn)品深加工工藝選擇及操作帶來了很大影響，作為生產(chǎn)高粘度基礎(chǔ)油原料，目標產(chǎn)品收率及質(zhì)量方面難以達到生產(chǎn)要求。

5.4由表5可以看出，加工混合油得到的減渣，其15℃延度、動力粘度（60℃）和瀝青質(zhì)含量明顯低于加工綏中36-1的90#瀝青，其它各項分析結(jié)果兩者相差不大;其蠟含量高（2.6%），超出了A級90#瀝青的標準（≯2.2%）;其動力粘度（60℃）124 pa·s不滿足A級90#瀝青氣候分區(qū)（1-1）的標準（≮160 Pa.s），也小于A級90#瀝青氣候分區(qū)（2-2）的標準（≮140 Pa.s）;其延度（15℃）為90cm，不滿足>100的A級90#瀝青的標準（>100 cm），混合原油的減壓渣油產(chǎn)品不滿足道路瀝青產(chǎn)品質(zhì)量要求，下一步可降低混合比例，或嘗試生產(chǎn)110#瀝青。

5.5旅大原油輕組分含量較高，混合油常頂油氣收率由綏中原油的1.51%上升為3.22%，裝置高負荷及滿負荷運行時會出現(xiàn)常頂油氣熱負荷超過常頂空冷設(shè)計冷卻負荷，產(chǎn)品冷卻不下來，塔頂溫度超高、塔壓超高的現(xiàn)象，因此下一步需對常頂油氣冷卻系統(tǒng)進行改造，增加空冷、水冷等冷卻設(shè)備，增加冷卻能力，回收余熱。

5.6由于混合原油的輕組分油收率高于綏中36-1原油，其側(cè)線油收率較綏中36-1的變化較大，目前的換熱網(wǎng)絡(luò)無法將油品的熱量充分回收，造成在加工混合油時裝置能耗明顯增加，下一步需進行換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化，對換熱系統(tǒng)進行重新核算及改造。

作者簡介：

姜志濱 男 長期從事石油化工行業(yè)的生產(chǎn)管理、技術(shù)開發(fā)。