双提升管催化裂解技术研究进展

综述了国内外双提升管催化裂解工艺技术进展,包括国内灵活多效催化裂解(FDFCC)系列技术、增强型催化裂解技术(DCC-plus)、两段提升管催化裂解多产丙烯技术(TMP)及国外Maxofin-FCC工艺、PetroRiser工艺及PetroFCC工艺。重点介绍了旨在解决催化剂与原料油精确匹配问题的双催化剂分区再生工艺技术,并指出今后的研发应注重:优化双提升管催化裂解分区再生装置的工艺参数,以降低操作难度;根据市场需求,实现不同技术方案在同一装置上的灵活切换,以加快工业化进程。

降低催化裂化汽油烯烃技术——FDFCC工艺

根据催化裂化过程中烯烃转化机理,提出了一种并联双提升管催化裂化反应体系--FDFCC工艺,其中一根提升管用于重油裂化,另一根用于汽油改质.工业实施结果表明,该工艺可以显著降低催化裂化汽油的烯烃含量,烯烃体积分数降低20～30个百分点,硫含量下降15%～20%,改质汽油诱导期增加,MON和RON略有增加,芳烃中苯含量基本维持不变,芳烃含量虽有所提高,但远远小于规定指标.与常规FCC工艺相比,FDFCC工艺的汽油产率下降4～5个百分点,液化气和柴油产率均增加2个百分点左右,(焦炭+干气)产率增加小于1个百分点.

灵活多效催化裂化工艺技术的工业试验

介绍了洛阳石油化工工程公司开发的灵活多效催化裂化工艺的技术特点 ,该技术在清江石油化工有限责任公司 12 0kt/a双提升管重油催化裂化装置进行的工业试验结果表明 ,灵活多效催化裂化工艺技术可使重油催化裂化装置的汽油烯烃体积分数降低到 2 0 %以下 ,硫含量也可降低 15 %～ 2 5 % ,辛烷值可提高 1～ 2个单位 ,重油催化裂化装置柴汽比提高 0 .2～ 0 .7,丙烯产率提高 3～ 6个百分点。

降低催化汽油烯烃含量的灵活多效催化裂化工艺

在对催化裂化反应机理分析的基础上,提出了一种新的催化剂并联流动的双提升管催化裂化反应体系———灵活多效催化裂化(FDFCC)工艺。该工艺能显著降低催化裂化汽油的烯烃含量,中试及工业应用结果表明,烯烃含量可降低20%～30%,硫含量下降15%左右,改质汽油诱导期增加,马达法辛烷值(MON)和研究法辛烷值(RON)略有增加,苯含量基本维持不变,芳烃含量远小于规定指标。

重油催化裂化装置技术改造设计和运行总结

采用洛阳石油化工工程公司工程研究院开发的FDFCC技术对大庆炼化分公司 0 .60Mt/a重油催化裂化装置进行 1.0 0Mt/a扩能技术改造 ,在生产低烯烃汽油的同时增产丙烯。装置目前运行状况良好 。

灵活多效催化裂化工艺集总动力学模型

针对灵活多效催化裂化(FDFCC)工艺,以工业装置数据为基础建立了重油提升管催化裂化10集总和汽油提升管催化裂化7集总动力学模型,求取了10集总模型的43个动力学参数和7集总模型的18个动力学参数。结果表明,所获得的模型动力学参数是可靠的,所建立的模型能够较好地预测FDFCC装置的产品产率,并对汽油组成和丙烯产率具有良好的预测性。

深水海洋石油钻井装备发展现状

为加快我国深海油气开发的步伐,有必要深入调研和跟踪国外深水油气勘探的动态和成功经验,了解国外深水海洋石油钻井装备的结构特点、现状和技术水平。对国外深水半潜式平台和钻井船的特点、现状及发展趋势,深水平台钻机和隔水管系统的发展现状和技术水平,以及深水钻井防喷器系统的工作特点及应用情况做了介绍,对我国深水钻井领域的发展具有指导作用。

FDFCC-Ⅲ技术工业应用中的运行优势与不足

将中国石化洛阳分公司催化裂化装置经FDFCC-Ⅲ催化裂化技术改造前后的生产运行数据进行对比,结果认为FDFCC技术具有降低汽油硫和烯烃含量、增产液化气、清洁生产等方面的优势,达到了改造的预期目的。结合该公司FDFCC装置的生产形势,对其在能耗、增产丙烯等方面的不足之处进行技术分析,并提出改进建议,为装置检修、改造提供参考。

锥形布风板双循环流化床颗粒循环流率研究及预测

在锥形布风板双循环流化床冷态装置上,研究了提升管风速、气化室风速、物料质量和颗粒粒径对提升管颗粒循环流率的影响,并与水平布风板的结果进行了对比.利用3种改进的BP神经网络算法建立模型来预测循环流率.结果表明:提升管颗粒循环流率随着提升管风速和气化室风速的增大而增大,当风速达到一定值后,增大趋势逐渐平缓;循环流率随着物料质量的增大基本呈线性增大,随着颗粒粒径的增大而明显减小;锥形布风板比水平布风板更具优势,同样条件下可以增大循环流率;BFGS拟牛顿算法的预测效果最佳,其颗粒循环流率预测值与实验值的最大相对误差为7.703 5%,平均相对误差为3.594 3%.

灵活多效催化裂化工艺汽油提升管反应热的探讨

对灵活多效催化裂化工艺汽油提升管的反应热进行了分析研究,并通过催化碳法和分子膨胀法计算得出,在低温下以降低汽油烯烃为目标时,反应热为20～30kJ/kg;在高温下以多产丙烯和降低汽油烯烃为目标时,反应热为180～200 kJ/kg。

隔水管气举双梯度钻井注气量计算及其影响因素分析

为了完善深水钻井的理论基础,研究了隔水管气举双梯度钻井过程中注气量的计算方法。基于双梯度钻井过程中气液固多相流动特性,建立了对应的多相流动方程;结合一定的定解条件,得到隔水管气举双梯度钻井过程中注气量的计算模型。利用该计算模型,可以设计隔水管气举双梯度钻井过程中的注气量,分析影响注气量的因素和影响规律。分析表明,钻井液密度、钻井液排量、水深以及隔水管顶部井口回压等参数变化时,注气量也大致呈线性变化,而且井口回压对注气量的影响最敏感。研究结果表明,利用多相流动理论研究隔水管气举双梯度钻井过程中注气量的设计方法是可行的,为今后开展双梯度钻井提供了理论依据。

基于LM算法的双流化床循环流率预测模型研究

为准确预测双循环流化床生物质气化的颗粒循环流率Gs,设计并搭建了双循环流化床冷态试验台,研究了提升管流化风速、二次风量、二次风送风方式、二次风口高度及二次风口数量对颗粒循环流率的影响,并建立了基于Levenberg-Marquardt优化算法的BP神经网络预测模型,通过对比找出了最优模型,对颗粒循环流率进行了预测.结果表明:Gs随着提升管流化风速和二次风量的增大而增加,二次风量超过一定值后,增加的趋势变缓;二次风径向引入比切向引入时的Gs大;Gs对二次风口高度的变化十分敏感;应用该BP神经网络模型得出的Gs预测值与试验值的平均偏差为0.07 kg/(m2.s),平均相对误差仅为0.49%,模型准确地预测了提升管送风特性对颗粒循环流率的影响.

隔水管充气双梯度钻井充气水深和充气速率研究

为确定隔水管充气双梯度钻井充气水深和充气速率,根据气液两相流漂移流理论,考虑气体流动过程中其体积受隔水管环空压力变化的影响,建立了隔水管环空压力计算微元模型,推导出了隔水管充气双梯度钻井充气速率计算模型,并利用现场试验数据验证了模型计算结果的准确性。以南海某深水井为例,利用所建模型分析了施工参数对隔水管充气双梯度钻井充气水深、泥线处环空压力和充气速率的影响。结果显示:进行隔水管充气双梯度钻井时,在0~300.00 m水深段充气对井底压力的调节效果最明显,反应最迅速;在300.00~1 100.00 m水深段,充气只起到辅助调节井底压力的作用;在水深超过1 100.00 m处充气实现双梯度钻井所需的充气速率非常大;井口回压较小时,通过充气调节海底泥线处隔水管环空压力的效率高。研究结果表明,进行隔水管充气双梯度钻井时,应根据水深选择充气点,合理配置充气管路。

双流化床提升管二次风对其循环流率的影响规律

双循环流化床提升管二次风特性是影响颗粒循环流率的重要因素。设计并搭建了双循环流化床冷态实验台,通过实验分析了二次风风速、送风方式、风口高度及风口数目对颗粒循环流率的影响。实验表明:对于物料固定粒径、固定静床高时,颗粒循环流率随着二次风速的增加而增加,风速达到一定值后,颗粒循环流率的增加趋势趋于平缓;风速一定时,径向送风比切向给风时颗粒循环流率大,4个二次送风口比2个送风口时颗粒循环流率稍大;二次风口在距布风板15cm时比20cm时颗粒循环流率明显增加,且风口高度对颗粒循环流率的影响随着风速的增加逐渐明显。

双提升管催化裂化装置隔离汽油沉降器后的风险分析及对策

分析了双提升管催化裂化装置隔离汽油沉降器的方法及隔离后存在的风险,根据分析结果提出相应对策。

催化柴油回炼多产汽油工艺研究

为了满足国内炼油企业多产优质汽油、压减劣质柴油的需求,开发了催化柴油和加氢催化柴油进FDFCC-Ⅲ装置第二提升管多产汽油工艺技术。对催化裂化装置自身回炼平衡柴油、另一套装置柴油及加氢催化柴油的裂化性能进行了系统的研究。结果表明,在反应温度530℃条件下,第二提升管回炼加氢催化柴油,柴油转化率为65.45%,汽油产率可达51.5%,生成汽油RON为99.9。

不停工处理再生滑阀问题的探讨

采用双提升管的催化裂化(FCC)装置再生滑阀出现故障后,欲实现不停工处理,关键有二:一是建立新的催化剂循环系统,二是以装置压力平衡和热平衡为重点进行操作调整,满足正常运转需要。确保压力平衡的关键,是沉降器快分在最低线速以上运行,沉降器藏量能够自动调节,气压机入口压力不低于机组自保启动值。为此,需要降低原料油流量到设计负荷的50%～60%,提高预提升干(富)气流量至其上限值,即6000m3/h(标准),降低气压机转速,提高其返喘振流量;其后,根据热量平衡,提高汽油提升管反应温度至600℃,选择合适的汽油回炼量,并适当降低再生器主风供给量。当压力平衡得到满足后,使用燃烧油,确保供热链的正常,停用外取热设施,提高装置掺渣比,适当降低再生催化剂温度。2010年2月5日,长岭石化1号FCC装置再生滑阀盘根箱发生催化剂严重泄漏,采取关闭再生滑阀的方法进行堵漏。利用汽油提升管反应后的待生催化剂,通过待生循环滑阀改进重油提升管,建立新的催化剂循环,历时7h,成功做到不停工处理再生滑阀问题。

FDFCC-Ⅲ工艺的先进性及工业应用

介绍了FDFCC-Ⅲ工艺及其关键技术特点。该工艺采用双提升管反应器技术,为不同原料的裂化提供单独可优化的空间;通过催化剂混合降温技术,实现“低温接触、大剂油比”的技术理念。工业应用结果表明,该工艺显著提升了液化气和丙烯的产率,改善了的汽油性质。

原油直接裂解制化学品技术开发

为了应对能源需求结构的变化,开发了原油直接裂解制化学品技术(COTOC)。采用双提升管催化裂化技术,2根提升管分别加工原油的轻、重馏分,同时回炼催化轻汽油和C_(4)烯烃,达到最大化生产低碳烯烃和芳烃的目的。中试试验结果表明,对于石蜡基和中间基原油,所开发的催化剂具有较高的活性和低碳烯烃选择性,低碳烯烃和芳烃产率可达到50%以上。将该技术与配套的芳烃抽提工艺和低碳烷烃脱氢工艺相结合,化学品产率可达到70%以上。

加氢催化柴油进第二提升管多产汽油工艺开发与应用

以多产优质汽油为目标,开发了加氢催化柴油进第二提升管多产汽油工艺,通过不同反应条件下的中试考察,得到了相应的产品分布和产品性质。2016年该工艺在中石化长岭分公司1#催化FDFCC-Ⅲ装置成功进行了工业应用,应用结果表明,加氢催化柴油进第二提升管回炼可以大幅度提高汽油收率,装置汽油收率可提高20%多,达到63%以上,副分馏塔粗汽油RON可达98~99,全装置稳定汽油RON提高约1个单位,达到95以上,经济效益十分显著。