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原油相对密度
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原油相对密度一般在0.75～0.95之间，少数大于0.95或小于0.75，相对密度在0.9～1.0的称为重质原油，小于0.9的称为。
原油相对密度基本信息
API（American Petroleum Institute）标准
γ&34轻质油，20&γ&30中质油，γ&20为重质油
原油相对密度国际标准
指在地面标准条件（20度,0.1MPa）下原油密度与4度纯水密度的比值。
原油密度是油藏工程计算和石油储量评价中不可缺少的重要物性参数，但目前其模型预测方法还较少。通过对瑞利模型和指数预测模型公式的推导，利用济阳坳陷东辛油田辛11断块区实际流体性质的开发动态数据进行分析，建立了原油相对密度随开采时间变化的地质预测模型。模型研究表明，原油密度随开采时间的变化具有瑞利模型和指数模型2种变化规律，且瑞利模型能够较为准确地预测原油相对密度的开发动态，但2种模型在对原油密度进行预测时均受到油藏构造部位、开采层位以及油源性质等因素的影响。
原油相对密度分类
轻质原油：相对密度 小于0.852
中质原油：相对密度介于0.852-0.930
重质原油：相对密度介于0.931-0.998
特稠原油：相对密度大于0.998
这种分类比较粗略，但也能反映原油的共性。
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国内外重质原油市场与加工技术分析
【点击上面 蓝字 能源情报 关注我们。推荐和投稿：】能源情报通知：专业微信群：1.石化和煤化工新机会；2.石油和天然气产业链；3.电力及未来能源天地。【交易】是能源情报新推出的固定栏目，持续征集项目信息、投融资需求、人力资源服务和需求以及其他供需服务信息，请有意者联系我们。运营者个人微信：xudongEN。能源情报圈QQ群（），有兴趣者欢迎加入。加入微信群和QQ群，请提交：名字+公司+职务+详细联系方式+愿意加入的群。欢迎报名参加能源情报新年茶话会（京沪各有一场），详情请点击原文链接文/赵文明 李宇静 白雪松 双玥 屠庆华，石油和化学工业规划院重质原油是非常规石油中的重要成员，包括重油、高黏油、油砂、天然沥青等。随着世界范围内常规原油产量的日益减少，近年来重质原油等非常规原油的开发、利用开始提上日程。由于其性质特点造成加工上的困难，以及油品市场需求的变化、油品质量标准的提高和环保要求的日趋严格，促进了重油加工工艺的不断发展和进步。参照国内外通行分类方法，本文中重质原油定义如下：（1）API指数小于20（相对密度＞0.9340）的常规原油；（2）二次采油所得的非常规原油（稠油）；（3）油砂、天然沥青和页岩油等。重质原油一般具有以下特性：（1）硫、沥青质、重金属含量高；（2）流动性差、粘度较大；（3）平均沸点较高、分子量大；（4）低氢碳比。1国内外重质原油供需分析及预测1.1国外主要重质原油世界常规原油和重油分布不均衡，重油主要分布在西半球，而轻质油主要分布在东半球。初步统计，全球近70%的重油可采储量和约80%的天然沥青可采储量分布在西半球，且相对较为集中。约90%以上的超高黏度重油分布在委内瑞拉的奥里诺科重油带，约80%的可采天然沥青分布在加拿大的阿尔伯达省。由于委内瑞拉超重原油和加拿大油砂沥青资源量非常巨大，且在规模开采和加工改质方面均处于世界领先水平，有着较为悠久的发展历史，在世界上受到广泛关注，并且吸引了越来越多的国际石油公司（包括中国三大石油公司）参与勘探开发和加工。1.1.1加拿大油砂油砂又称沥青砂、焦油砂等，是沥青、水、砂及黏土的混合物。通常含有80%~90%的固体矿物（砂、黏土等）、3%~6%的水和6%~20%的沥青。世界油砂矿藏主要沿环太平洋带和阿尔卑斯带展布，资源极为丰富。据统计，世界油砂可采资源量为1千亿t左右，约占世界石油资源可采总量的1／3，已成为世界能源结构的重要组成部分。加拿大是油砂资源最为丰富的国家，约占世界油砂资源的40%，加拿大也因此成为仅次于委内瑞拉和沙特阿拉伯的世界第三大储油国。根据《BP能源统计2013》，截至2012年底，加拿大石油探明储量约1739亿bbl（折合280亿t），其中油砂折合石油储量约1678亿bbl（折合273亿t），占到加拿大石油探明储量的96.5%，而常规石油资源储量占比不足5%。加拿大油砂资源主要集中在阿尔伯达省，其探明储量占到加拿大探明石油储量的95%左右，主要集中在该省北部的阿萨巴斯卡、冷湖和皮斯河3个地区。加拿大的油砂自1967年开始经济开采以来，产量大幅上升。根据《BP能源统计2013》，2012年加拿大石油产量约374万bbl／d（包括常规原油、沥青、合成轻油、凝析油和轻烃等），为世界第五大原油生产国。根据CAPP（加拿大石油生产商协会）出版的《2013原油预测、市场及运输》，2012年加拿大油砂产量约180万bbl／d，约占加拿大原油总产量的56.3%。CAPP对加拿大常规原油及油砂生产情况的统计及预测见表1。可以看出， 油砂仍将是未来加拿大原油产量增长的主要驱动力。 由于几个新项目的实施， 未来油砂产量增速将高于原来的预测， 反映出生产者信心的增长。 在
年期间， 来自亚洲企业对加拿大油砂生产的直接投资显著增长。通过引进海外投资伙伴， 加拿大油砂生产商在加速发展的同时， 与其风险共担、 收益共享。
年加拿大油砂行业国外企业直接投资项目如表 2 所示。1.1.2委内瑞拉稠油委内瑞拉是西半球唯一一个欧佩克成员国，拥有世界上最丰富的重油资源， 已发现的重油油田超过 100 个。 随着重油开发力度的加大， 委内瑞拉现已超越沙特阿拉伯成为世界最大的储油国。根据 《BP 能源统计 2013》， 截至 2012 年底， 委内瑞拉石油探明储量约 2 976 亿 bbl （折合 465 亿 t），约占世界石油探明储量的 17.8%。 其中奥里诺科重油带稠油储量约 2 200 亿 bbl （折合 353 亿 t），占到委内瑞拉石油探明储量的 73.9%， 而常规石油资源储量占比不足 26%。目前全球共有 281 处重油带， 位于委内瑞拉东南部的奥里诺科重油带是最大的重油和超重油富集带， 其重质原油沉积量占世界稠油的 90%左右， 《BP 能源统计 2013》 估计奥里诺科重油带稠油可采储量约 2 200 亿 bbl， 而委内瑞拉国家石油公司最新报告中估计奥里诺科重油带超重原油的可采储量为 3 100 亿 bbl。2005 年， 委内瑞拉政府将该重油带自西向东重新划分为博亚卡 （Boyaca）、 胡宁 （Junin）、 阿亚库乔 （Ayacucho） 和卡拉沃沃 （Carabobo） 四个大区 32 个可开发区块， 每个区块的面积约 500 km2。四个大区的原油地质储量分别为： 4 890 亿 bbl（博亚卡）、 5 570 亿 bbl （胡宁）、 870 亿 bbl （阿亚库乔）、 2 270 亿 bbl （卡拉沃沃）。委内瑞拉对奥里诺科地区的勘探始于 20 世纪初， 主要经历了几个阶段。 第一阶段：
年， 为早期勘探阶段。 由于当时经济技术条件限制， 奥里诺科重油带的商业价值未被看好；第二阶段： 20 世纪 60—70 年代初， 委内瑞拉能矿部对奥里诺科重油带开始进行大规模石油勘探，发现石油地质储量约 6 920 亿 bbl； 第三阶段：1978 年—20 世纪 80 年代， 为全面勘探和评价阶段。 从 1976 年开始， 委内瑞拉对石油资源实行国有化， 由委内瑞拉国家石油公司 （PDVSA） 全面接管奥里诺科地区的勘探开发。
年，PDVSA 在重油带上进行全面勘探和评价工作， 确定重油带面积， 并将其划分为 4 个大区； 第四阶段： 20 世纪 90 年代至今， 对外开放和合作开发阶段。 20 世纪 90 年代， 委内瑞拉对外开放了奥里诺科重油带， 通过与国际大石油公司合作， 获得资金和技术方面的支持， 共同进行开发；
年期间， 委内瑞拉政府对奥里诺科重油带胡宁和卡拉沃沃地区进入新一轮勘探开发阶段， 委国家石油公司先后与来自中国、 美国、 俄罗斯、西班牙、 日本、 越南、 意大利、 马来西亚等国的石油公司建立了合资企业， 共同开发重油带资源。油价上涨和技术进步增加了奥里诺科重油资源的经济可采性， 也带来了产量的增加。 委内瑞拉重油产量已从 20 世纪末的不足 10 万 bbl／d 提高到 2012 年的 52 万 bbl／d。 根据 2005 年制订的“石油播种计划”， 到 2015 年委内瑞拉在石油行业的总投资将达到 2 250 亿美元， 其中 1 000 亿美元将专门用于奥里诺科重油带的开发， 届时委石油产量有望达到 425 万 bbl／d， 其中重油带的产量将增至 185 万 bbl／d。 到 2021 年， 委内瑞拉石油产量预计将进一步扩大至 686 万 bbl／d， 其中重油带的产量为 466 万 bbl／d。1.2国内重质原油1.2.1稠油资源我国稠油资源分布广泛、 储量丰富， 已在十几个大中型含油气盆地和地区发现了近百个重质油藏， 规模大且成带分布。 初步统计我国陆上重油、 沥青资源约占石油资源总量的 20%以上， 预测资源量达到 198 亿 t， 其中最终探明地质资源量为 79.5 亿 t， 可采资源量为 19.1 亿 t。 此外， 海上重油的探明和控制储量也逐步增长， 主要集中在渤海湾地区， 初步统计渤海湾盆地重油沥青总资源量可达 40 亿 t 以上。我国对重油油藏的研究、 开发和加工已日趋成熟， 并形成了相当大的开采规模。 经过五十多年的勘探， 先后在全国多个盆地发现了近百个重油油田。 目前， 国内陆上稠油储量最多的是东北的辽河油区， 其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。 目前虽然在十几个盆地发现了近百个稠油油田， 但稠油储量和生产主要集中在中石油下属的辽河、 新疆， 中石化下属的胜利、河南， 中海油下属的渤海等油田， 形成了五大开发生产区。自 1982 年在辽河油田高升油藏采用注蒸汽吞吐开采试验成功以来， 我国的稠油开采技术发展很快， 蒸汽吞吐方法已成为稠油开采的主要技术。2012 年， 我国稠油产量初步统计约 4 595 万 t， 约占当年国内原油总产量的 22.4%， 全国稠油产量主要来自辽河、 新疆、 胜利、 河南 4 个陆上油田和渤海油田， 主要来自中石化下属的胜利油田有限公司、 西北分公司、 河南油田分公司、 江苏油田分公司、 中原油田分公司、 江汉油田分公司，中石油下属的辽河油田分公司、 华北油田分公司、大港油田分公司、 冀东油田分公司、 新疆油田分公司、 吐哈油田分公司、 玉门油田分公司、 浙江油田分公司， 以及中海油下属的天津分公司、 深圳分公司等。 其中， 稠油产量在百万吨以上的企业包括中石化胜利油田分公司、 中石化西北分公司、 中石油辽河油田分公司、 中石油大港油田分公司、 中海油天津分公司等。可以看出， 近 10 年来， 我国生产的原油品质不断下降， 稠油所占比例呈明显上升趋势， 从 2000 年到 2012 年提高了近 10 个百分点。 根据 OPEC 组织出版的 《世界石油展望 2013》 （WOO2013）， 预测2020 年我国原油产量将达到 430 万 bbl／d （全年约 2.15 亿 t）， 若以稠油比例进一步提高到 30%计， 届时国内稠油产量将达到 0.65 亿 t。1.2.2油砂资源我国油砂资源丰富。 根据 2006 年国家新一轮油气资源评价对全国 24 个含油砂盆地、 106 个矿带的评价结果， 全国油砂油地质资源量为 59.7 亿 t，可采资源量为 22.58 亿 t， 位居世界第 5 位。 主要分布于 5 个区域： 西部地区、 中部地区、 东部地区、 南方地区和青藏地区。 各区域资源状况如图 2所示。从具体分布看， 我国油砂油资源量主要分布在大盆地中， 其中准噶尔盆地、 塔里木盆地、 羌塘盆地、 柴达木盆地、 松辽盆地、 四川盆地、 鄂 尔多斯盆地中油砂油地质资源量达到 52.92 亿 t，占全国总资源量的 88.6%； 可采资源量 20.54 亿 t，占全国可采资源量的 91.0%。 从矿权区分布情况看， 我国油砂资源主要分布在中石油矿权区内，其可采油砂油资源量约占全国的 80%， 中石化矿权区内油砂油可采资源量约占全国 5%。 见表 3。 从资源品位看， 与加拿大阿尔伯达油砂相比，我国油砂品位较低， 油砂矿藏以含油率 3%~6%的低含油率资源量最多， 其油砂油地质资源量为33.7 亿 t， 占全国总资源量的 56.5%， 可采资源量11.67 亿 t， 占全国总可采资源量的 51.7%； 其次是含油率 6%~10%的油砂， 其油砂油地质资源量为25.05 亿 t， 占全国总资源量的 42.0%， 可采资源量为 10.49 亿 t， 占全国总可采资源量的 46.4%；含油率高于 10%的油砂较少， 其油砂油地质资源量仅 0.93 亿 t， 占全国总量的 1.6%， 可采资源量为 0.43 亿 t， 占全国总可采资源量的1.9%。 其中，含油率 3%~6%的油砂资源主要分布在中部、 西部及青藏地区， 含油率 6%~10%的油砂资源主要分布在西部。我国油砂勘探开发起步较晚， 尚处于普查与初步调查阶段， 没有大规模工业化开发。 但最近几年， 随着油价的不断升高， 越来越多的石油公司、 科研院所、 民间机构等开始关注油砂的开采，国土资源部、 中石油、 中石化、 成都理工大学和吉林大学等开始对我国油砂资源的勘探和开发技术进行专门的研究工作。 初步估计 2012 年中国油砂油产量在 10 万 t 左右。目前我国油砂资源利用主要存在的问题有几个方面： （1） 油砂分布不集中， 类型复杂多变；（2） 油砂勘探程度整体偏低， 油砂普查尚处于开始阶段， 对油砂的分布、 资源、 成藏规律等只有初步认识， 特别是地下油砂资源认识程度较低；（3） 油砂含油率较低、 有一定开采难度。 含油率3%~6%的油砂资源占总量的 56.5%， 而含油率高于 10%的油砂仅占总量的 1.6%。据国土资源部有关专家预测， 到 2015 年， 国内油砂油产能可达到 50 万 t／a。 到 2020 年， 产能可达到 100 万 t／a； 到 2030 年， 将达到 500 万 t／a。随着技术的进步， 开采成本会逐步降低， 产能也会稳步上升。 同时， 需要看到， 近年来随着中石化、 中石油、 中海油等公司加快海外资源获取步伐， 特别是在加拿大开展了一系列资源收购活动，将使得油砂油海外权益产量大幅增长。1.2.3页岩油资源页岩油是油页岩中的有机质受热分解生成的产物， 其碳氢比类似天然石油， 也称 “页岩原油”。 我国典型页岩油性质表现为 “三高一低”，即石蜡含量高、 凝点高、 氮含量高及沥青质含量较低， 均属高氮石蜡基油种。国内对页岩油的开发已有 90 年历史。
年间研发出了抚顺发生式干馏炉。 该炉型可在油页岩干馏的同时， 气化燃烧页岩半焦。 至1949 年该炉型页岩油年产量达 25 万 t。 新中国成立后随着我国原油工业的发展， 以及经济、 技术、环保三因素的制约， 油页岩工业发展缓慢， 甚至一度出现了停滞、 衰退的状况。 目前， 中国有 10座页岩油厂， 分别位于辽宁的抚顺、 朝阳、 北票和调兵山， 吉林的桦甸和汪清， 山东龙口， 黑龙江东宁， 甘肃窑街等， 2012 年共生产页岩油 75.5万 t。 其中， 以抚顺矿务局的产油量最大， 其次为龙口矿业集团， 再次为桦甸， 其他页岩油厂的规模都很小， 年产量仅数万吨。 抚顺矿务局拥有东露天及西露天两座露天矿， 油页岩位于煤层之上，系采煤的副产品， 故其开采费用较低。 目前西露天矿基本已经采完， 油页岩主要采自东露天矿，年采约 1 000 万 t。 抚矿拥有两座页岩油厂， 共有220 台抚顺式炉 ， 年产约四十余万吨页岩油 。 抚矿自加拿大尤墨太克公司进口的德国克虏伯-波里修斯公司制造的加工 6 000 t／d 颗粒页岩的 ATP干馏装置已建成， 待试运。 2014 年 5 月， 辽宁成大新疆 30 万 t／a 页岩油厂已经建成试生产。 由于页岩油的性质与常规原油有较大的差异， 需经加氢处理工艺改质为 “合成原油” 才能作为常规炼厂的原料， 其改质转化与重油加工流程相似， 可采取脱碳、 加氢或其组合工艺等措施进行处理，且都需面临改质和轻质化两项任务。2国外重质原油加工技术现状及趋势2.1典型重质原油加工方案2.1.1典型重质原油性质分析委内瑞拉超重原油和加拿大油砂都是高密度、高黏度、 高硫、 高氮、 高酸、 高残炭、 高金属、 高沥青质的劣质原油， 是当今世界上最难加工的原油。典型的委内瑞拉超重原油、 加拿大油砂理化性质、馏分组成及其减压渣油的四组分分析如表 4 所示。委内瑞拉超重原油和加拿大油砂除了难以开采和开采成本高以外， 对于炼厂还存在难以输送、难以脱盐脱水、 难以正常生产运行等问题。 因此，油矿需设置合理改质工厂， 把密度很大、 黏度很高的不能管输或船运的超重原油， 通过浅度加工改质为能够管输或船运的轻或重合成原油， 再通过管输或船运送到炼油厂进一步加工生产出汽、煤、 柴油等产品。 而炼油厂通常是把进厂原油通过深度加工和改质， 直接生产出供应市场的汽、煤、 柴油等产品。2.1.2委内瑞拉超重原油改质工厂典型加工方案目前委内瑞拉共有 4 座加工奥里诺科超重原油的改质工厂， 均建在奥里诺科重油带附近， 如表 5 所示。 委内瑞拉超稠油相对密度大、 粘度大、 轻组分含量低、 硫含量高、 胶质和沥青质含量、 重金属含量高， 性质比我国目前最差的塔河原油的渣油性质还要差， 是世界范围内最难加工的重质原油之一。 因此， 这 4 座改质工厂均采用了以延迟焦化为核心的加工方案。 以 Petrocedeno 改质工厂为例， 其加工流程如图 3 所示。 Petrocedeno 改 质 工 厂 设 计 加 工 Junin 油 田Zuata 区块超重原油 （°API＝7.5~8.9）， 用稀释剂稀释后送进改质工厂进行加工改质， 经脱盐和常压蒸馏以后， 全部常压渣油进减压蒸馏塔， 全部减压渣油进延迟焦化装置。 全部常压 （直馏） 瓦斯油、 减压轻瓦斯油、 焦化轻瓦斯油和焦化石脑油分别进馏分油加氢处理和石脑油加氢处理装置进行脱硫和稳定， 还增加了减压重瓦斯油和焦化重瓦斯油缓和加氢裂化装置。建设 Petrocedeno 改质工厂的目的主要是进行深度改质生产无渣油高价值轻合成原油 （°API＝32， d， 硫质量分数 0.1%）， 以在国际市场销售， 与某些轻质原油 （如 Brent 原油） 竞争。在 Petrocedeno 改质工厂投产一段时间后， 主要通过焦化装置脱瓶颈改造， Zuata 超重原油的改质能力提高到 20 万 bbl／d， 生产轻合成原油 17.5 万bbl ／ d。 如果用户需要， 也可以把轻合成原油与超重原油或减压渣油调合， 供应用户重合成原油。2.1.3加拿大油砂改质工厂典型加工方案目前， 加拿大运行中的油砂改质工厂共 6 座，如表 6 所示。 与委内瑞拉相比， 加拿大改质工厂以一体化为主， 改质工艺更为多样化。 以 Syncrude 公司Mildred Lake 改质工厂为例 ， 其加工流程如图 4所示。 Syncrude 公司 Mild red Lake 改 质 工 厂 加 工Athabasca 露天开采的油砂沥青， 核心装置是常压与减压渣油沸腾床加氢裂化和流化焦化。 其主要加工装置的运转情况如下。（1） 稀释剂回收 （常压蒸馏） 装置 3 套， 进料为含稀释剂的油砂沥青， 产品是稀释剂 （循环使用）、 轻瓦斯油和常压渣油。（2） 减压蒸馏装置 1 套： 加工常压渣油 （拔头沥青）， 生产减压轻瓦斯油、 减压重瓦斯油和减压渣油。（3） 流化焦化装置 3 套 ： 原料是常压渣油 、减压渣油、 沸腾床加氢裂化生产的重瓦斯油与未转化的渣油， 产品是石脑油、 轻瓦斯油、 重瓦斯油和石油焦。（4） 沸腾床加氢裂化装置 1 套： 原料是常压渣油和减压渣油， 产品是石脑油、 轻瓦斯油、 重瓦斯油和未转化的渣油。（5） 石脑油加氢处理装置 2 套： 原料主要是焦化和沸腾床加氢裂化生产的石脑油 （含煤油馏分） 及一部分重瓦斯油加氢处理得到的石脑油， 产品是含硫 4 μg／g、 含氮小于 1 μg／g 的 C5~177 ℃石脑油和含硫 36 μg／g、 含氮 9 μg／g、 烟点 15 mm的煤油。（6） 轻瓦斯油加氢处理装置 1 套： 原料是常压轻瓦斯油、 减压轻瓦斯油和少量减压重瓦斯油，产品主要是 177~343 ℃柴油， 含硫 12 μg／g， 含氮小于 6 μg／g， 十六烷值 36， 其中 142~260 ℃煤油馏分的烟点为 16 mm， 大于 343℃重馏分油含硫 30 μg／g、 含氮 63 μg／g。（7） 轻瓦斯油芳烃饱和装置 2 套： 原料主要是焦化和沸腾床加氢裂化生产的轻瓦斯油。 产品是： 177~343 ℃柴油， 含硫小于 5 μg／g、 含氮小于5 μg ／ g、 十六烷值为 48； 142~260 ℃煤油 ， 烟点25 mm； 大于 343℃的重馏分油， 含硫小于10 μg／g、含氮小于 10 μg／g。（8） 重瓦斯油加氢处理装置 2 套 ： 原料油是焦化、 减压重瓦斯油， 得到的石脑油送石脑油加氢处理装置、 轻瓦斯油送轻瓦斯油芳烃饱和装置进一步处理， 大于 343 ℃的重瓦斯油含硫小于3 000 μg ／ g、 含氮小于 1 700 μg ／ g。（9） 天然气蒸汽转化制氢装置 4 套： 氢气纯度99.9%。（10） 变压吸附氢气回收装置 2 套： 回收所有加氢装置排放气和废气中的氢气。Syncrude 公司 Mildred Lake 改质工厂实际生产的低硫无渣油合成原油的质量指标如表 7 所示。这种合成原油主要供 Edmonton 和 Sarnia 周围加拿大的炼油厂加工。 3国内典型稠油加工方案目前国内规模较大、 具有较强代表性的稠油加工基地主要有中石油克拉玛依石化、 中石油辽河石化和中石化塔河石化， 其原油年加工能力均已达到 500 万 t／a。3.1克拉玛依石化稠油中国石油克拉玛依石化公司是以特色产品为主要发展方向的大型炼化企业， 其发展定位于“稠油集中加工基地、 高档环烷基润滑油、 重交道路沥青、 低凝柴油生产基地”， 主要加工北疆重质原油， 目前原油加工能力达到 500 万 t／a， 稠油加工装置运行水平处于国内行业先进水平。 2011 年公司原油处理量达到 409 万 t。2011 年， 由克拉玛依石化公司牵头， 与中石化石油化工科学研究院等单位联合申报的 《环烷基稠油生产高端产品技术研究开发与工业化应用》课题获得 2011 年国内炼油化工行业唯一一项国家科学技术进步一等奖。 近三十年来， 克拉玛依石化公司经过持续自主研发、 长期联合攻关和不断工业化应用改进， 攻克了克拉玛依油田生产的难采、 难输、 难炼的高酸、 高钙、 高粘的劣质环烷基稠油深加工这一国际性难题， 实现了我国稠油深加工技术从空白到国际先进的历史性跨越， 形成了具有自主知识产权的环烷基稠油加工的成套技术。以此技术为支撑进行的中国石油克拉玛依石化分公司超稠油加工技术改造及油品质量升级项目已于 2011 年启动。 该项目建成后， 克拉玛依石化将具备原油加工能力 900 万 t／a， 其中低凝稠油 250 万 t／a， 超稠油 450 万 t／a， 稀油 200 万 t／a，将成为我国最大的稠油集中加工基地。克拉玛依石化超稠油加工技术改造及油品质量升级项目采用常减压蒸馏-蜡油加氢处理-催化裂化-润滑油高压加氢加工流程， 具体方案如表 8所示。3.2辽河石化稠油中国石油天然气股份有限公司辽河石化分公司是一家原油加工能力达 500 万 t／a 的大型现代化燃料-润滑油-化工型炼油企业， 2012 年公司原油处理量达到 513 万 t。辽河石化公司作为以加工稠油为主的特色炼化企业， 在确立了 “建设稠油加工基地、 打造现代化特色精品企业” 的发展目标后， 即以稠油加工为主攻方向， 开辟出一条以特色资源、 特色工艺、 开发特色产品的发展之路。 面对稠油轻质油收率低、 腐蚀严重、 环保问题难以解决等困难，辽河石化先后开发出利用超稠油和低凝油混合生产重交沥青和调合法生产重交沥青的新工艺， 形成了自己独特的工艺技术路线， 成功开发出具有特色的沥青产品， 现已成长为国内最大的沥青生产基地和供应商。 公司还以辽河超稠油为原料，采用改质-蒸馏工艺路线， 工业化生产出合格的重交沥青系列产品， 同时使轻质油收率提高 10%，大大提高了该工艺的经济效益。 2011 年， 辽河石化参与研发的重油催化裂化后反应系统关键装备技术开发与应用、 提高轻质油品收率的两段提升管催化裂化新技术等两项成果同时获得国家科技进步二等奖。 2012 年， 由辽河石化公司承担的委内瑞拉超重油渣油延迟焦化工业试验和万吨级重油梯级分离耦合萃余残渣造粒工业示范试验通过专家验收， 标志着辽河石化公司重油加工技术已达到国际先进水平。辽河石化公司原油加工装置情况如表 9 所示。 3.3塔河石化稠油中石化塔河石化分公司原油加工能力 400 万t ／ a， 以加工南疆塔河油田重质原油为主。 该油种为高密度、 高硫、 高酸、 高沥青质、 高重金属含量的劣质稠油， 是我国较难加工重质原油之一。塔河石化采用常压-焦化流程加工塔河劣质稠油，主要炼油生产装置 18 套， 并配套油品储运、 水电汽配套公用工程系统等。塔河石化公司原油加工装置情况如表 10 所示。 4国内重质原油加工组合工艺及发展趋势当前我国炼油工业采用的主要重油加工方法不外乎两大类， 即脱碳和加氢。 脱碳工艺包括延迟焦化和溶剂脱沥青等。 加氢工艺则包括加氢裂化、 渣油加氢脱硫及渣油加氢转化等。 低油价时期脱碳型炼油厂投入低， 加工成本低， 投资回报较高，国内炼油企业基本都选择了脱碳型的加工路线，世界上也同样如此。 脱碳型炼厂的汽柴油收率低于加氢型炼油厂， 一般采用焦化路线的炼油厂轻质油收率要低 7 个百分点左右。 进入高油价时代，提高石油资源利用率要放在首位， 大力发展蜡油、渣油加氢处理或加氢裂化工艺。 目前我国炼油企业采用较多的重质油加工方案有以下几种。4.1脱碳路线组合方案4.1.1延迟焦化-催化裂化组合工艺加工低硫、 低氮的石蜡基原油时， 优先选择的重质油加工方案是常压渣油催化裂化， 炼厂的装置构成和加工流程较为简单， 经济效益也好。但此方案产品品种单一、 质量不高， 生产灵活性受到一定限制。 延迟焦化-催化裂化组合工艺则可大大改善炼厂的生产灵活性， 通过调整焦化和催化裂化的加工量以及焦化石脑油 （加氢后是优质重整或乙烯原料） 的用途， 可大幅度地改变柴汽比， 较好地适应市场对汽油、 柴油需求的变化。延迟焦化-催化裂化组合工艺是重质油轻质化、 改善炼厂柴汽比的重要手段之一， 开发出的具有高附加值的优质石油焦产品， 可进一步提高该组合工艺的经济效益。 由于延迟焦化装置投资较低、原料适应性强， 延迟焦化-催化裂化组合工艺是我国炼厂重油加工方案的首要选择， 但随着成品油质量标准、 环保排放标准等要求的逐步提高， 以及含硫或高硫石油焦处理难度增加， 其劣势逐渐凸显出来。4.1.2延迟焦化-加氢精制-催化裂化组合工艺我国不少渣油氮含量很高， 经延迟焦化后的焦化蜡油硫、 氮含量 （尤其是碱氮含量） 很高，这种焦化蜡油如果直接进入催化裂化装置会严重影响催化裂化产品的分布和质量， 并使催化剂降低活性。 因此， 可尽量增加重质油的延迟焦化处理量以多产汽柴油， 且柴汽比高， 增加产品的灵活性和市场适应性。 由于焦化干气产量大， 干气中 CH4、 C2H6含量高， 可提供丰富的廉价制氢原料， 以获得便宜充足的氢源， 发展加氢精制以提高焦化汽柴油的品质来满足市场竞争的要求。 焦化蜡油与焦化汽柴油或催化柴油混掺加氢裂化，不但可得到优质汽柴油， 而且尾油又是优良的乙烯原料和催化裂化原料， 并且此过程氢耗量小于单独的重质油加氢裂化。 加氢精制的石脑油是优良的催化重整的进料， 增加高辛烷值低烯烃汽油产量， 并且苯、 甲苯、 二甲苯又是化工原料， 自产氢气可平衡炼厂系统的氢气。 石油焦既可外卖，又可经煅烧生产优质的煅烧焦， 增加产品附加值。4.1.3溶剂油脱沥青-延迟焦化-催化裂化组合工艺利用该组合工艺将催化裂化澄清油与减压渣油混合， 回收澄清油中可裂化的组分进入脱沥青油， 然后再返回到重油催化装置中， 为催化裂化装置提供大量的原料。 澄清油中的稠环芳烃进入到沥青中可改善沥青的质量。 脱沥青油既可作为催化裂化进料， 又可作为加氢裂化的原料。 脱油沥青可作为延迟焦化进料或做锅炉燃料。 为了给催化裂化装置提供更多的原料， 增加延迟焦化装置的原料品种， 石科院与中石化广州石化总厂合作， 以脱油沥青掺入减渣 （掺入质量分数 20%~30%） 进行焦化， 可转化为轻质产品的收率约为60.5%。 可见， 将少量的脱油沥青与减渣混合作为焦化的原料， 不但扩大了焦化的原料品种， 也解决了一部分硬沥青的出路， 还有经济效益。 用脱油沥青作为焦化原料的缺点是随着沥青的掺入量增加， 焦炭产量也增加， 焦炭的质量也越来越差，另外是使加热炉管结焦倾向增大， 因此应设法改善渣油与沥青的互溶性， 以增强沥青质在渣油体系中的稳定性。4.1.4减粘裂化-延迟焦化组合工艺茂名石油化工公司、 安庆石油化工总厂等企业采用了减粘裂化-延迟焦化组合工艺， 减压渣油经减粘裂化后用作延迟焦化原料， 改善了装置运行工况和产品分布， 轻油收率明显提高， 焦炭产率降低。 茂名石油化工公司延迟焦化装置的标定表明， 采用减粘裂化-延迟焦化组合工艺比普通延迟焦化工艺轻油收率提高 2.30%， 焦炭产率下降3.36%。 同时各项操作参数平稳， 装置处理量可适当提高， 运转周期有所延长。4.1.5减粘裂化-溶剂脱沥青-延迟焦化组合工艺广州石油化工总厂根据企业重油加工装置的配置， 采用了减粘-溶剂脱沥青-延迟焦化组合工艺沥青与减压渣油混合作为延迟焦化的进料， 做到了 “吃干榨尽”。4.2加氢路线组合方案4.2.1加氢脱硫-渣油裂化和减压渣油加氢脱硫-渣油催化裂化常压渣油加氢脱硫-渣油裂化和减压渣油加氢脱硫-渣油催化裂化两种工艺适合于金属含量较低的重油炼制。 常压渣油加氢脱硫 （ARDS） 与减压渣油加氢脱硫 （VRDS） 是固定床渣油加氢技术中的两种不同工艺， 是目前最为成熟的渣油加氢技术， 单程转化率较低， 需要配套较大规模的重油催化裂化装置。 在加工高硫高金属原油时， 通过 ARDS 或 VRDS 工艺对常压渣油或减压渣油进行加氢脱硫、 脱氮、 脱金属、 脱残炭等， 使加氢后的重质馏分可在催化裂化等装置中进一步轻质化， 并满足一定的产品质量和环保要求。 近年，我国进口含硫原油的数量不断增加， 为了解决含硫原油深度加工的问题， 国内目前正在进行固定床渣油加氢催化剂和工艺的研究与开发， 国内炼油厂也将越来越多地考虑采用固定床渣油加氢的技术。 4.2.2渣油加氢-延迟焦化-催化裂化流程渣油加氢路线投资较高， 但轻质油收率也较高； 脱碳路线投资较低， 但轻质油收率也较低。渣油加氢路线适合加工残炭和重金属含量较低的原油， 而脱碳路线对原油性质没有特殊要求。 根据现有炼油企业的经验和以往研究的结果， 渣油加氢路线的经济效益好于脱碳路线。 但新建项目全部依赖进口原油， 考虑到原油性质会在一定范围内波动， 因此新项目的渣油加工方案往往采用加氢路线为主、 脱碳路线为辅助的设计原则， 革新建设项目规划采用渣油加氢 + 催化裂化 + 延迟焦化组合方案。4.2.3渣油加氢裂化-溶剂脱沥青和渣油加氢裂化-延迟焦化沸腾床加氢裂化是目前唯一实现工业化的渣油加氢裂化工艺， 该工艺可加工高残碳、 高金属含量的劣质渣油， 兼有裂化和精制双重功能， 转化率和精制深度高， 同时还克服了固定床工艺床层易堵塞而导致操作周期短等缺点。 为进一步提高渣油转化率和轻油收率以及扩大应用范围， 沸腾床加氢裂化可与溶剂脱沥青或延迟焦化组合。沸腾床加氢裂化与溶剂脱沥青组合工艺是将加氢裂化未转化尾油送溶剂脱沥青进行处理， 将最难发生加氢裂化的沥青质脱除后再返回沸腾床加氢裂化， 以此来提高渣油的整体转化率。 沸腾床加氢裂化与延迟焦化组合工艺是将加氢裂化未转化尾油送延迟焦化进行轻质化处理， 由于沸腾床加氢裂化的残炭脱除率在 40%～70%， 使得未转化尾油中生焦母体大大减少， 在焦化反应时石油焦产量必然降低， 轻油收率得以大幅提高。随着原油价格不断上涨， 渣油悬浮床加氢裂化技术体现出很好的经济性， 渣油沸腾床加氢裂化与溶剂脱沥青和延迟焦化的组合工艺已成为加工高硫、 高残炭、 高金属重质 ／ 超重质原油炼油厂的重要技术， 其工业应用即将进入增长期。除上述组合工艺外， 还有溶剂脱沥青-加氢处理-催化裂化、 高苛刻度热裂化-溶剂脱沥青、 循环油溶剂抽提脱芳-催化裂化等组合工艺， 主要应用于低硫重油的加工。 此外， 除固定床加氢以外，浆液床加氢工艺采用不易结焦的空筒反应器， 可以处理各种高黏度、 高金属、 高残炭的劣质原料油， 而且转化率高， 加氢空速大， 脱金属、 脱残炭率高， 因此受到国内企业及研究单位的重视。5结束语（1） 随着常规石油资源开采程度加深， 以及油砂、 重油等非常规石油资源开采技术水平的提高， 预计未来世界重质原油供应量将继续呈现增长趋势。 近年国际油价频繁波动， 但重质、 超重质及劣质原油价格相对较低， 与布伦特原油价差拉大， 加工重质原油、 超重原油利润水平升高，相关的重质油、 超重油的加工技术受到越来越多的关注。（2） 大型化炼油厂多采用组合技术进行重油深加工， 得到更多的轻质油品及燃料， 减粘、 焦化、 溶剂脱沥青、 催化裂化和重质油加氢裂化等重油加工技术得到快速发展， 其中重质油固定床加氢裂化技术、 延迟焦化、 重油催化裂化作为重油加工的主体技术发挥出其不可替代的重要作用。（3） 从国内外重质原油加工技术发展趋势来看， 随着对燃料环保要求的不断提高， 加氢技术将发挥更加重要的作用， 尤其沸腾床加氢裂化、悬浮床加氢裂化技术能够处理高残炭、 高重金属含量的重油和超稠油， 提升炼厂重油加工能力和装置操作灵活性， 将受到更多关注。
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