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摘要：通过对绥中36-1原油与旅大10-1原油进行混炼的工业试验，收集分析混合油各馏分的基本性质和收率数据，掌握了混合油的生产和操作参数，将混合油产品质量与单炼绥中36-1进行对比分析，提出了存在的问题及下一步解决措施，为今后进行类似混炼加工具有一定的指导意义。
关键词： 绥中36-1 旅大10-1 混炼
1.前言
绥中36-1原油属于低硫环烷基、高酸重质稠油，其润滑油馏分几乎不含蜡、凝点低、粘度指数低，其减压渣油胶质含量高、蜡含量低，是生产高粘度基础油及高等级重交沥青的优质原料。随着 绥中36-1油田开采进入后期，资源量逐年减少，单炼绥中36-1原油的生产装置无法满负荷运行，影响装置经济效益。因此扩大原油加工品种，混炼其他原油是必然的趋势。旅大10-1与绥中36-1原油同属低硫环烷基原油，在实验室研究的基础上，对二者进行装置混炼工业试验，查找制约瓶颈，为公司在原油混炼加工方面进行技术储备及探索性研究。
2.原油性质
3.加工方案
3.1根据实验室调和及模拟蒸馏结果，将绥中36-1与旅大10-1以1：1的比例在原油储罐内调和均匀，加工量125t/h，生产负荷100%，减压系统进行深拔，执行90#沥青生产方案。
3.2常顶油按石脑油生产，控制终馏点不大于205℃;常一线与常二线在装置界区合并外送，控制90%馏出点不大于364℃;减一线控制90%馏出点不大于364℃;减二线、减三线、减四单独外送，减压渣油按90A道路沥青控制。
4.生产运行情况
4.1混炼操作参数对比
4.2产品质量分析
5.分析與结论
5.1由表2中数据可以看出，两种加工方案的加热炉出口温度控制接近;加工混合油时闪蒸塔顶、常压塔顶负荷增加，各侧线油品产量均有不同程度的增加;从加热炉炉膛温度的变化可以看出，加工混合原油时装置燃料消耗稍有增加
5.2由表3中数据可以看出，加工混合油时常顶油的收率达到了3.22%、常压侧线收率（20.52%）、减压拔出率（29.96%）均明显高于加工绥中36-1时，瓦斯及加工损失增加，而减渣收率（45.95%）则要低很多;从这些数据也可以看出绥中36-1与旅大两种原油的各馏分油分布情况相差较大，旅大原油的轻馏分油含量较高。
5.3由表4可以看出，减二线油、减三的倾点大幅度上升（由-17℃、-5℃上升到-7℃、14℃），对产品深加工工艺选择及操作带来了很大影响，作为生产高粘度基础油原料，目标产品收率及质量方面难以达到生产要求。
5.4由表5可以看出，加工混合油得到的减渣，其15℃延度、动力粘度（60℃）和沥青质含量明显低于加工绥中36-1的90#沥青，其它各项分析结果两者相差不大;其蜡含量高（2.6%），超出了A级90#沥青的标准（≯2.2%）;其动力粘度（60℃）124 pa·s不满足A级90#沥青气候分区（1-1）的标准（≮160 Pa.s），也小于A级90#沥青气候分区（2-2）的标准（≮140 Pa.s）;其延度（15℃）为90cm，不满足>100的A级90#沥青的标准（>100 cm），混合原油的减压渣油产品不满足道路沥青产品质量要求，下一步可降低混合比例，或尝试生产110#沥青。
5.5旅大原油轻组分含量较高，混合油常顶油气收率由绥中原油的1.51%上升为3.22%，装置高负荷及满负荷运行时会出现常顶油气热负荷超过常顶空冷设计冷却负荷，产品冷却不下来，塔顶温度超高、塔压超高的现象，因此下一步需对常顶油气冷却系统进行改造，增加空冷、水冷等冷却设备，增加冷却能力，回收余热。
5.6由于混合原油的轻组分油收率高于绥中36-1原油，其侧线油收率较绥中36-1的变化较大，目前的换热网络无法将油品的热量充分回收，造成在加工混合油时装置能耗明显增加，下一步需进行换热网络优化，对换热系统进行重新核算及改造。
作者简介：
姜志滨 男 长期从事石油化工行业的生产管理、技术开发。
关键词： 绥中36-1 旅大10-1 混炼
1.前言
绥中36-1原油属于低硫环烷基、高酸重质稠油，其润滑油馏分几乎不含蜡、凝点低、粘度指数低，其减压渣油胶质含量高、蜡含量低，是生产高粘度基础油及高等级重交沥青的优质原料。随着 绥中36-1油田开采进入后期，资源量逐年减少，单炼绥中36-1原油的生产装置无法满负荷运行，影响装置经济效益。因此扩大原油加工品种，混炼其他原油是必然的趋势。旅大10-1与绥中36-1原油同属低硫环烷基原油，在实验室研究的基础上，对二者进行装置混炼工业试验，查找制约瓶颈，为公司在原油混炼加工方面进行技术储备及探索性研究。
2.原油性质
3.加工方案
3.1根据实验室调和及模拟蒸馏结果，将绥中36-1与旅大10-1以1：1的比例在原油储罐内调和均匀，加工量125t/h，生产负荷100%，减压系统进行深拔，执行90#沥青生产方案。
3.2常顶油按石脑油生产，控制终馏点不大于205℃;常一线与常二线在装置界区合并外送，控制90%馏出点不大于364℃;减一线控制90%馏出点不大于364℃;减二线、减三线、减四单独外送，减压渣油按90A道路沥青控制。
4.生产运行情况
4.1混炼操作参数对比
4.2产品质量分析
5.分析與结论
5.1由表2中数据可以看出，两种加工方案的加热炉出口温度控制接近;加工混合油时闪蒸塔顶、常压塔顶负荷增加，各侧线油品产量均有不同程度的增加;从加热炉炉膛温度的变化可以看出，加工混合原油时装置燃料消耗稍有增加
5.2由表3中数据可以看出，加工混合油时常顶油的收率达到了3.22%、常压侧线收率（20.52%）、减压拔出率（29.96%）均明显高于加工绥中36-1时，瓦斯及加工损失增加，而减渣收率（45.95%）则要低很多;从这些数据也可以看出绥中36-1与旅大两种原油的各馏分油分布情况相差较大，旅大原油的轻馏分油含量较高。
5.3由表4可以看出，减二线油、减三的倾点大幅度上升（由-17℃、-5℃上升到-7℃、14℃），对产品深加工工艺选择及操作带来了很大影响，作为生产高粘度基础油原料，目标产品收率及质量方面难以达到生产要求。
5.4由表5可以看出，加工混合油得到的减渣，其15℃延度、动力粘度（60℃）和沥青质含量明显低于加工绥中36-1的90#沥青，其它各项分析结果两者相差不大;其蜡含量高（2.6%），超出了A级90#沥青的标准（≯2.2%）;其动力粘度（60℃）124 pa·s不满足A级90#沥青气候分区（1-1）的标准（≮160 Pa.s），也小于A级90#沥青气候分区（2-2）的标准（≮140 Pa.s）;其延度（15℃）为90cm，不满足>100的A级90#沥青的标准（>100 cm），混合原油的减压渣油产品不满足道路沥青产品质量要求，下一步可降低混合比例，或尝试生产110#沥青。
5.5旅大原油轻组分含量较高，混合油常顶油气收率由绥中原油的1.51%上升为3.22%，装置高负荷及满负荷运行时会出现常顶油气热负荷超过常顶空冷设计冷却负荷，产品冷却不下来，塔顶温度超高、塔压超高的现象，因此下一步需对常顶油气冷却系统进行改造，增加空冷、水冷等冷却设备，增加冷却能力，回收余热。
5.6由于混合原油的轻组分油收率高于绥中36-1原油，其侧线油收率较绥中36-1的变化较大，目前的换热网络无法将油品的热量充分回收，造成在加工混合油时装置能耗明显增加，下一步需进行换热网络优化，对换热系统进行重新核算及改造。
作者简介：
姜志滨 男 长期从事石油化工行业的生产管理、技术开发。