石西原油评价报告-2012-9-13-发布

1编号：YJY-4008-2012石石石西西西原原原油油油综综综合合合评评评价价价乌鲁木齐石化公司研究院2012年9月6日2审批表项目部门姓名签字日期室组编写工艺评价室李江室组审核工艺评价室（主任）孙甲会签科研生产管理室马军科研生产管理室（主任）陈涛专家审核技术总监迪松林分析副总工程师宁长青批准副院长孟伟参加本次原油评价人员：孙甲李江邢华刘珂岳冬梅胡卫平夏桂红梁志勇熊庆春贺西宝31、前言石西油田地处准噶尔盆地古尔班通古特沙漠腹地，距克拉玛依正东方向140公里，是二十世纪末建成的一座百万吨级现代化沙漠整装油田。从1997年11月10日成立石西油田作业区至2005年8月，已累积生产原油880万吨，生产天然气42亿立方米。为新疆油田的发展，为新疆油田建成我国西部第一个千万吨大油田，为中国石油事业的发展做出了积极贡献。经过近10年的发展，石西油田作业区目前已形成以石西油田为中心，北有石南油田、南有莫北油田、东有陆南油田的大生产格局。目前，石西油田作业区共辖有4个油田24个开发单元，共动用原油地质储量10230万吨，天然气地质储量126.2亿立方米，已建成完善的油田采、集、输、水、电、路、讯及世界先进的油田自动化系统。油田范围也已发展为东西长约46公里，南北宽约61公里的生产战线，油田规模正朝着油、气并举的方向发展。石西油田作业区先后荣获新疆维吾尔自治区文明单位、中国石油天然气集团公司“花园式单位”、克拉玛依市新疆石油管理局安全生产先进单位、绿化工作先进单位、综合治理模范单位、新疆油田公司安全生产先进单位等诸多荣誉称号。为确保油田保持持续、协调发展，石西油田作业区在2005年确立了油田的发展目标，即：2005年完成83.5万吨原油生产任务，2006年实现重上百万吨目标，到2010年，油气当量稳定在100万吨以上，安全生产零事故，保持高效油田，打造一流队伍，创建特色文化。2010年这个作业区全年生产原油103.5万吨、天然气3.67亿立方米，连续5年稳产百万吨。石西原油是乌石化公司加工的主要原油，2012年一季度石西原油进厂量约23.8万吨，预计2012年石西原油进厂量可达100万吨以上，以往原油评价数据表明其原油基本性质全年变化不大。按照公司及研究院的工作计划安排，2012年5月21对所取石西原油样品进行了实沸点馏分切割，相关样品经研究院分析检测中心检测分析得到相关数据，现据样品相关检测数据对此次石西原油样品进行评价。2、原油性质石西原油常温下呈黑色液体，室温下具有较好流动性。实验室在Oilpro全自动实4沸点蒸馏仪按GB/T-17280和GB/T-17475标准对该原油进行实沸点蒸馏的窄馏分切割，原油性质见附表1。由表1可知，原油密度为840.2kg·m-3，属轻质原油；50℃粘度7.863mm2·s-1，凝固点较高，数值为16℃，原油凝点高给冬季原油输送和低凝柴油生产会造成一定的困难。本次原油酸值为0.20mgKOH/g，属低酸原油，本次原油硫含量为0.040%（m/m），属低硫原油，原油的低酸及低硫特性较有利于炼厂设备的防腐工作。该原油氯盐含量为5.8mgNaCl/L，金属Ca、Na、Fe含量分别为0.851μg/g、1.50μg/g和1.13μg/g，Ni、V含量分别为1.75μg/g、0.033μg/g。第一关键馏分API为40.68，第二关键馏分API为34.11，原油的类别应为石蜡基。根据关键馏分分类该原油为低硫-石蜡基轻质原油，高凝。见下表关键馏分密度石蜡基指标中间基指标环烷基指标实测结果第一关键馏分(250～275℃)817.6API40K11.9API＝33～40K＝11.5～11.9API33K11.5API＝40.68K＝12.02第二关键馏分(395～425℃)850.3API30K12.2API＝20～30K＝11.5～12.2API20K11.5API＝34.11K＝12.533、窄馏分性质实沸点蒸馏收率和窄馏分性质见附表2。从原油实沸点蒸馏收率来看，160℃馏份收率为9.46%(m/m)，120-260℃馏份收率为21.47%(m/m)，160-360℃馏份收率为35.7%(m/m)，360℃馏份收率为45.16%(m/m)，大于360℃减压渣油收率为54.30%(m/m)。初馏-520℃总拔出率为78.67%(m/m)，大于520℃减压渣油收率为20.68%(m/m)。从表2看出，各窄馏份密度、氮含量、凝点和苯胺点随沸程的升高而增大，凝点和苯胺点较高，呈现出了石蜡基原油的应有特性。此原油340℃以上馏份酸度（酸值）较高，应注意环烷酸腐蚀；此原油属低硫原油，360℃以前的馏份硫含量均小于260PPm，可满足目前我国燃料油的环保要求；综合硫、酸分布特性，应加强常减压装置减压塔转油线、减压塔减四线以下段的硫、酸综合腐蚀监测及防护，常压塔常三线以下及相应温位管线的环烷酸腐蚀监测及防护。综合原油特性，此原油应有利于炼厂的调合储炼工作。54、重整原料及石脑油馏分性质调和初馏点到160℃为重整原料，性质见附表3，此原油重整原料馏分收率为9.46%，对照乌石化预加氢原料控制指标，该原油重整料的主要杂质含量中硫含量较低，符合参考指标的要求；总氮含量超标一倍多，应引起炼厂在加工过程中的关注。由烃组成分析来看，重整原料烷烃、环烷烃含量高，芳烃含量较低，芳烃潜含量相对于乌石化14种进厂原油的铂料来说较高，为32.90%，仅次于采南原油的铂料芳潜36.7%，芳烃收率指数为47.3，符合重整装置进料控制指标（行业推荐值为40），适宜作为重整原料。调和初馏点到200℃作为石脑油馏分，性质见附表6，此原油石脑油馏分收率为14.89%，氮含量较高，超出了参考指标的要求，硫含量低；由烃组成分析来看，总烷烃的含量达到58.5（m/m）％，总芳烃的含量为10.7（m/m）％，较适合做为裂解制乙烯的原料。初馏点～160℃的重整原料的烃组成分析数据见附表4。初馏点～200℃的石脑油馏分的烃组成分析数据见附表5。5、航空喷气燃料馏分性质调和120—260℃馏分作为喷气燃料进行考察，性质见表7，表中同时列出3#航煤的指标进行对比分析。由表7可知，喷气燃料馏分收率为21.47%，密度处于较好的水平，20℃粘度符合指标要求，硫及硫醇含量较低，满足指标要求，不必通过加氢精制进行脱硫；酸度值符合指标，不需通过碱洗即可合格；闪点较低且不符合指标，冰点偏高，不合格，闪点和冰点与参考指标相比，难以通过单炼调整馏程等物理手段使闪点和冰点同时合格，因此闪点和冰点会成为影响该产品质量的主要指标，生产时须适当选择合适的掺炼对象（如掺兑23-30%的轮一联原油、塔指原油（目前为吐哈原油和哈德轮古原油的混合物）或者吐哈鲁克沁：吐哈轻质（神葡、雁木西、红台、温尼的混合原油）=1:1.5的吐哈管输混合原油）和混炼比例来生产3#喷气燃料。66、柴油馏分性质随着经济的繁荣发展，柴油的需求量也在不断增加，其增长趋势已经远远超过汽油，低硫、低芳烃是未来柴油产品质量发展的方向。调和200-260℃、200-360℃、260-360℃馏分做柴油馏分，对其进行性质分析，结果见附表8，表中同时列出柴油的现行产品标准，进行对比分析。三种柴油收率分别为11.1％、30.27%、19.17%，各馏分铜片腐蚀合格，硫含量较低，可满足目前柴油燃料的标准要求，不需进行精制处理。十六烷指数和苯胺点较高，由凝点、冷滤点分析数据来看，柴油馏分除200-260℃馏分外，200-360℃、260-360℃调和馏分的凝点、冷滤点偏高，不适合直接生产低凝柴油，将给炼厂冬季低凝柴油的生产造成一定的困难；粘度和酸度不会成为影响该产品质量的主要指标，生产时适当选择切割点就可以直接生产合格的柴油。7、裂化原料油的性质调和360-520℃馏分做蜡油馏分，对其进行性质分析，结果见附表9。蜡油的加工方向一般有：加氢裂化、催化裂化和润滑油原料，根据乌石化公司炼油厂加工流程，重点分析做加氢裂化原料和催化裂化原料的加工性能。蜡油馏分收率为33.51%，该馏分密度为867.0kg/m3，酸值较低为0.18mgKOH/g，残炭值小于0.1%，灰分为0.002%，硫含量低，但氮含量高于指标。对于加氢裂化原料而言，由金属含量分析来看，铁、钙的含量值不符合参考指标的要求，在生产装置加工时应给予重视。8、减压渣油的性质重油加工工艺和组合工艺很多，乌石化公司可选择的加工方式有催化裂化、延迟焦化，选择生产方案时应根据原料油的性质、产品要求、转化率、经济和环境保护等综合考虑。渣油评价考察520℃馏分的状况，理化性质见附表10。乌石化520℃减压渣油馏分二次加工方向有延迟焦化、催化裂化和石油沥青三种方式，下面分别进行分析。该馏分收率较低，为21.33％，粘度（100℃）为199.3mm2/s，酸值为0.09，铁、镍和钙含量较小，用作催化催化原料是有利的；当与蜡油混合残炭为6％时，渣油理论最大掺兑量为75.74％，按重催最高掺渣比55％计算的混合原料性7质其残炭和金属可满足工艺要求，可以作为重油催化裂化的原料；从四组分分析来看，该馏分饱和烃含量为67.4％，超出了道路沥青13-31％的推荐要求，7.3％的芳烃含量也低于32-60％的推荐要求，胶质含量为19.8％勉强符合道路沥青19-39％的推荐要求，沥青质含量为5.5％也达不到道路沥青6-15％的推荐要求，说明该馏分不能直接作为调和沥青的调和组分，即使和环烷基原油调亦不能作为生产道路沥青的基质沥青；附表1原油性质项目计量单位检测结果分析方法密度（20℃）kg/m3840.2SH/T0604-2000粘度（50℃）mm2/s7.863GB/T11137-1989粘度（80℃）mm2/s4.103GB/T11137-1989凝固点℃16GB/T510-1983（2004）氯盐mgNaCl\L5.8SY/T0536-2008酸值mgKOH/g0.20GB/T264-1983（2004）残炭(电炉法)%(m/m)1.6SH/T0170-1992（2000）胶质%(m/m)2.99Q/SYWHYj0716-2010沥青质%(m/m)0.93Q/SYWHYj0716-2010分子量－456SH/T0583－1994元素分析氮%(m/m)0.0718ASTMD5762-2008硫%(m/m)0.040GB/T17606-2009金属含量铁mg/kg1.13Q/SYWHYj0742-2010镍mg/kg1.75Q/SYWHYj0742-2010钙mg/kg0.851Q/SYWHYj0742-2010钠mg/kg1.50Q/SYWHYj0742-2010钒mg/kg0.033Q/SYWHYj0742-2010灰分%(m/m)0.003GB/T508-1985(2004)水分%(m/m)0.10GB/T8929-2006特性因数K-12.9—恩氏馏程：初馏点℃82GB/T255-1977(2004)100℃mL1.0GB/T255-1977(2004)120℃mL3.0GB/T255-1977(2004)140℃mL6.0GB/T255-1977(2004)160℃mL9.0GB/T255-1977(2004)180℃mL12.0GB/T255-1977(2004)200℃mL16.0GB/T255-1977(2004)220℃mL19.0GB/T255-1977(2004)240℃mL23.0GB/T255-1977(2004)260℃mL26.0GB/T255-1977(2004)280℃mL31.0GB/T255-1977(2004)8300℃mL37.0GB/T255-1977(2004)全馏量mL39.0GB/T255-1977(2004)1附表2实沸点蒸馏馏分收率及窄馏分性质沸程℃收率，w%密度酸度/值硫含量氮含量折光率20℃粘度,Mm2/s凝固点苯胺点单计累计kg/m3mgKOH/100mlmgKOH/gmg/kgmg/kg-20℃50℃100℃℃℃IBP-100℃3.01