作者：蔺爱国
出版社：石油工业出版社
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2013年世界炼油技术新进展：AFPM年会译文集试读：
内容提要
本书从宏观角度对当前世界炼油工业发展新动向、世界炼油技术新进展、美国页岩气开发利用情况进行系统总结和阐述，并对中国炼油工业与技术发展现状进行了深入分析，提出了相关战略性对策建议；同时，精选翻译了2013年美国燃料与石化生产商协会（AFPM）年会发布的部分论文，内容涵盖炼油工业宏观问题、原油供应与页岩油气开发、清洁燃料生产、催化裂化与延迟焦化、加氢处理以及生物燃料等方面，全面反映了2012—2013年世界炼油工业与技术新进展、新动向、新趋势。
本书可供国内炼油行业科研人员、企业技术人员、管理人员以及石油院校相关专业的师生参考使用。
图书在版编目(CIP)数据
2013年世界炼油技术新进展：AFPM年会译文集/蔺爱国主编.北京：石油工业出版社，2014.5
ISBN 978-7-5183-0124-9
Ⅰ. 2…
Ⅱ. 蔺…
Ⅲ. 石油炼制-文集
Ⅳ. TE62-53
中国版本图书馆CIP数据核字（2014）第057722号
出版发行：石油工业出版社
（北京安定门外安华里2区1号 100011）
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2014年5月第1版 2014年5月第1次印刷
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字数：460千字
定价：120.00元
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版权所有，翻印必究
《2013年世界炼油技术新进展——AFPM年会译文集》
编 译 人 员主 编：蔺爱国
副 主 编：何盛宝
参加编译：李振宇 于建宁 钱锦华 李雪静
刘志红 王建明 黄格省 薛 鹏
杨延翔 张兰波 任文坡 朱庆云
王红秋 李顶杰 乔 明 朱雅兰
张子鹏 曲静波 郑轶丹 任 静
王春娇 崔建昕 王景政 李 琰前 言
美国燃料与石化生产商协会（American Fuel & Petrochemical Manufacturers，简称AFPM）年会，是当今世界上炼油行业最重要的专业技术交流会议，在全世界炼油行业具有广泛影响。截止到2013年3月，AFPM年会已举办111届。该年会发布的论文报告集中反映了世界炼油工业各主要技术领域发展的最新动态与热点问题，对于我国炼油工业的技术研发、推广应用和产业发展具有较高的参考价值。
从2007年开始，中国石油天然气集团公司（以下简称中国石油）每年派出有关人员参加AFPM年会，及时从会上获取年会论文及有关重要技术进展信息，再由中国石油科技管理部和石油化工研究院挑选出重点论文组织翻译。截至2013年10月，已连续7年完成AFPM年会技术进展跟踪、年会论文翻译工作，为中国石油领导和相关管理部门提供了决策支持，为中国石油有关专业公司、各地区炼化公司、研究院的广大科研人员、工程技术人员和管理人员提供了技术信息参考。
第111届AFPM年会于2013年3月17—19日在美国得克萨斯州圣安东尼奥市召开。来自世界多个国家的大型石油公司、石化咨询机构、技术开发商、工程设计单位的上千名代表参加了会议。会上，共有60多位代表作了大会报告发言，内容涵盖炼油工业宏观问题、原油供应与页岩油气开发、清洁燃料、催化裂化、加氢裂化与延迟焦化、生物燃料等方面。
为使我国炼油行业相关技术人员、管理人员及科研人员全面掌握2013年AFPM年会相关重要技术信息，深入了解世界炼油技术的新进展、新趋势，学习国外先进、适用的技术和经验，进一步推动中国炼油技术水平的提高和炼油业务发展，中国石油科技管理部和石油化工研究院共同组织了2013年AFPM论文的翻译工作，并将本次年会部分论文的译文公开出版。同时，对这次年会的内容进行归纳提炼，撰写了《世界炼油工业发展新动向》、《世界炼油技术新进展》、《页岩气：美国石化工业复兴的助推器》3篇特约述评，全面总结了此次年会的有关重要技术进展和当前世界炼油行业的最新发展态势。
本书收录的21篇AFPM年会论文的译文，均获得论文原作者授权。希望本书的出版，能够使我国炼油行业相关专业人员对2013年世界炼油技术新进展与发展趋势有一个较为全面的了解，促进我国炼油技术不断进步和产业进一步发展。
由于水平有限，书中难免存在不足之处，欢迎读者批评指正。编者2013年10月特约述评世界炼油工业发展新动向蔺爱国 李雪静 李振宇1 概述
当前全球经济总体上仍处于缓慢复苏态势，但主要经济体发展情况分化明显，下行风险依然存在。据国际货币基金组织2013年7月发布的《世界经济展望》统计和预测，2012年世界经济增长率相比2011年3.8%的增速有所降低，但仍达到3.1%，其中新兴和发展中经济体的GDP增速达到4.9%，中国的GDP增速为7.8%，发达国家和经济体的GDP增速仅为1.2%。但国际机构普遍对未来世界宏观经济发展的预期并不乐观，预计2013年全球GDP增长率与2012年持平，仍为3.1%，发达国家和经济体的GDP增长率为1.2%，新兴和发展中经济体的GDP增长率预计达到5%。其中，预测中国的GDP增长率7.8%，［1］继续保持世界最快发展速度，仍是全球经济增长的亮点。
随着世界经济形势的变化，全球炼油业发展格局也出现了一些转变，其中石油生产重心“西移”、炼油重心“东进”、重油加工难度增大、油品质量升级加速等趋势受到高度关注。从全球视野、战略角度研判当前炼油行业的新动向，对于指导国内炼油产业的健康有序发展具有重要的参考意义。2 发展动向2.1 世界石油生产重心“西移”，原油供应多极化趋势显现
石油生产重心“西移”的具体表现是指地处西半球的美国、加拿大、委内瑞拉等美洲国家石油储产量近年来大幅增长，正逐步成为继中东之后全球油气勘探开发的新兴热点区域。根据美国《油气杂志》统计，受益于近年来页岩油气的大力发展，2012年美国石油产量达8到创纪录的3.165×10t，比2011年增长11.8%，是美国石油业1859年起步以来最大的年均增速，年产量紧跟俄罗斯和沙特阿拉伯,位列世界第3。而加拿大依靠丰富的油砂资源，其石油储量已跃至全球第843，达到236.12×10t，石油产量达到15477×10t，比上年增长6.6%。委内瑞拉凭借其巨大的重油和超重原油资源，已取代沙特阿拉伯成为全球探明石油储量最大的国家，2012年的探明储量达到405.89×810t，比上年发布的统计数值增长了40.9%（表1、表2）。
石油是最重要的能源，其生产布局的变化必然会从多方面影响全球经济运行。以美国为代表的美洲国家在油气市场中的“话语权”增加，油气生产多极化格局得以强化和发展。石油生产重心西移，美国油气产量增长，能源自给率提升，也进一步增强了美国对全球经济的控制力，巩固了其经济霸主地位。石油生产重心的西移，也为以我国和印度等发展中国家为代表的石油进口国开辟多元化油气供应渠道创造了条件，对保障全球能源安全将产生积极的影响。2.2 世界炼油格局加速调整，炼油重心继续“东进”
伴随着石油生产重心的西移，全球石油消费重心和炼油重心进一步转移至东半球国家，其中来自我国和印度等发展中国家的油气需求成为全球油气需求增长的主要推动力。［2］表1 2012年世界石油探明储量统计数据来源：美国《油气杂志》,2012 年12 月3 日。①中立区指科威特与伊拉克之间的中立地区。
在全球经济曲折复苏的背景下，世界石油需求重新步入上升通道，需求增长主要来自非经合组织成员国，最主要是亚洲国家。而经济合作与发展组织（以下简称经合组织）成员国的石油需求仍然处于疲软状态，尤其是欧洲石油需求呈下降趋势。根据国际能源机构（IEA）4的统计，2012年全球石油需求为8994×10bbl/d， 比2011年增长1.2%。主要受中国等非经合组织成员国的消费量上升以及日本由核能转向石油消费的推动，拉动了该地区石油需求的上升。亚太国家2012年石44油消费量增幅最大，增长100×10bbl/d，达到2950×10bbl/d，约占世界石油需求总量的32.9%。预计2013年全球石油需求达到9070×4410bbl/d，增长1%，其中亚洲国家消费量为2990×10bbl/d，年增速为1.4%。亚洲石油需求增幅大大超过全球石油需求增长速率。我国42012年的石油消费量达到960×10bbl/d，比上年增长4%。预计中国42013年石油需求将达到998×10bbl/d，增长4%；印度达到375×4［3］10bbl/d，增长2.7%。中国、印度等新兴经济体是世界石油需求增长的主要贡献者。［2］表2 2012年世界石油产量统计数据来源：美国《油气杂志》,2012 年12 月3 日。①中立区指科威特与伊拉克之间的中立地区。
`近年来，全球新建炼油厂绝大部分位于亚洲和中东，欧美炼油厂关闭和出售的事件频现，部分公司如美国马拉松石油公司、康菲公司实行了上下游分离的策略，炼油业务剥离出来成为独立的炼油企业，美国赫斯公司也正在进行炼油业务剥离活动。据美国《油气杂志》统8计，截至2012年底，全球炼油总能力达到44.48×10t/a，较2011年增4长4550×10t/a，增速达到1%，相比2011年的0.2%的负增长率有了明显的回升。炼油能力的回升主要是由于亚洲炼油能力的增长，该地区48的炼油能力2012年增长了3600×10t/a，达到12.82×10t/a，约占全球炼油总能力的28.8%，高于北美，稳居世界第1。北美和东欧地区炼88油能力也有小幅增加，分别达到10.80×10t/a和5.30×10t/a。中东、8南美洲和非洲地区的炼油能力与2011年基本持平，分别为3.64×10t/a、883.30×10t/a和1.61×10t/a。西欧地区继续受经济衰退、炼油厂关停等8［4］因素影响，炼油能力持续下降，下降了0.2×10t/a。
世界炼油工业继续向规模化发展，产业集中度进一步提高。据美国《油气杂志》统计，截至2012年底，全球共有655座炼油厂，平均4规模达到679×10t/a，与2003年相比，炼油厂数量减少9%，但平均规模提高了19%（表3）。排名世界前10的10家炼油公司的炼油能力84合计达到16.5×10t/a，占全球炼油总能力的37%。规模在2000×10t/a以上的炼油厂达到22座。委内瑞拉石油公司Paraguana炼油中心以44700×10t/a的炼油能力成为世界最大的炼油厂。在全球最大的10座炼油厂名单中，有8座炼油厂位于亚洲和中东（表4）。我国的中国石油大连石化公司和中国石化镇海炼化公司的炼油能力均已超过2000×410t/a，中国石油和中国石化都已跻身世界十大炼油商之列。表3 2012 年世界主要国家炼油能力统计数据来源：美国《油气杂志》，2012 年12 月3 日。8①原文如此，据调研统计，中国实际原油加工能力约为5.75×10t/a。表4 2012年世界十大炼油厂排名数据来源：美国《油气杂志》，2012年12月3日。①位于印度贾姆纳加尔的两座炼油厂均属印度信实集团，故有其他排名认为4印度信实集团拥有世界最大的炼油厂，能力为6200×10t/a。
预计未来几年，世界新建炼油项目仍将主要集中在亚洲和中东地区，欧美地区的炼油业务调整和重组还将继续，这促使世界炼油工业的发展重心加速向具有市场潜在优势的亚洲和中东地区转移。2.3 原油资源供应趋紧，页岩气、页岩油等非常规油气资源开发成热点
随着世界经济规模的不断扩大，石油消费量持续增长。但原油资源储量有限，未来供应紧张已是必然趋势。世界主要能源机构都预测在2025—2045年世界原油生产将达到峰值，峰值过后原油产量将以年均1%～5%的速率下降。我国当前原油对外依存度达到56.4%，是仅次于美国的第二大石油进口国和消费国。原油资源不足成为制约我国炼油工业发展的最大瓶颈。
为应对原油资源日益紧缺的挑战，减少对石油资源的依赖，从美国掀起的积极开发利用页岩气、页岩油等非常规资源的“页岩油气革命”正在向全球蔓延。由于开采技术取得突破，近年来页岩油气产量大幅上升，在全球油气资源领域异军突起，形成勘探开发的新亮点。加快页岩油气勘探开发，已经成为世界主要页岩油气资源大国的共同选择。
据美国能源信息管理署统计，全球页岩油和页岩气储量分别达到812386753×10bbl和1013×10m,其中技术可采储量分别为3450×10bbl和123206.7×10m。全球页岩气技术可采储量占全球天然气可采储量的32%，页岩油技术可采储量占全球原油可采储量的10%。全球75%的页岩油和80%以上的页岩气技术可采储量都集中在排名前10位的国家（表5、表6）。俄罗斯拥有世界上最大的页岩油资源，达到750×812310bbl。中国是世界上最大的页岩气资源国，达到31.6×10m。美国虽然不是最大的资源国，但拥有最先进的技术，由于新技术的出现，美国页岩油可采资源量比2011年增加了35%。目前也只有美国和加拿大实现了工业生产，2012年美国页岩油和页岩气产量分别达到258×483410bbl/d和2725×10m，占其石油总产量（890.5×10bbl/d）的29%和83天然气总产量（6814×10m）的40%。除美国之外的页岩油资源8850%以上集中在俄罗斯（750 ×10bbl）、中国（320 ×10bbl）、阿根88廷（270×10bbl）和利比亚（260×10bbl），页岩气资源50%以上集123123中在中国（31.6×10m）、阿根廷（22.7×10m）、阿尔及利亚123［5］（20.0×10m）、加拿大和墨西哥。表5 全球页岩油技术可采储量统计数据来源：EIA ,2013年6月10日。表6 全球页岩气技术可采储量统计数据来源：EIA，2013年6月10日。
页岩气属于干气，其中甲烷含量为90%左右，乙烷、丙烷和丁烷总含量最高可达20%，一般低于10%。页岩气可用于生产液化天然气(LNG)、制氢、生产天然气合成油（GTL）以及通过乙烷裂解生产乙烯等石化原料。北美页岩气产量每年增长5.3%，到2030年将达到8315.3×10m/d，其增量比常规天然气产量的递减量更多。受页岩气产量增长的推动，北美将在2017年成为天然气净出口地区，2030年净83出口量接近2.3×10m/d。页岩油属于轻质低硫原油，可与常规原油混炼或单独加工。美国墨西哥湾地区的炼油厂已开始加工页岩油，如4马拉松石油公司的380×10t/a得克萨斯炼油厂已全部加工Eagle Ford44页岩油；瓦莱罗能源公司500×10t/a Three Rivers炼油厂和1025×10t/4a Christi炼油厂目前加工Eagle Ford页岩油的能力分别为200×10t/a和4125×10t/a；Flint Hills Resources（FHR）公司Christi炼油厂加工4Eagle Ford页岩油的能力为300×10t/a。Vantage Point 咨询公司预4计，美国页岩油的日产量将从目前的150×10bbl增加到2025年的44（280～420）×10bbl，到2040年将下降到200×10bbl。此外，预计到2040年,页岩油的产量将占美国石油总产量的20%～40%，并将占据［6，7］美国炼油厂原油来源的较大部分。2.4 原油质量重质劣质化趋势明显，重质原油加工难度增大12
世界常规石油资源的储量为（3～4）×10bbl，而非常规石油资12源（重油、超重油和油砂沥青等）的储量接近8×10bbl。从世界石油资源剩余储量来看，高硫、重质等劣质原油比例在逐年上升。世界原油质量总的变化趋势是，低硫和轻质原油产量不断减少，而含硫、重质原油的产量在逐年增加（表7、图1）。世界原油平均API度将由2011年的33.3°API下降到2035年的32.6°API，平均硫含量将由2011年的1.15%提高到2035年的1.33%。API度小于22°API的重质原油产量将44从2011年的990×10bbl/d增加到2035年的1630×10bbl/d，在原油中的比例将从2011年的11.7%增加到2020年的峰值15.9%（表8、图2）［8］。表7 世界原油质量现状及预测数据来源：哈特能源公司，2012年12月。图1 2011—2035年全球原油质量变化趋势表8 2011—2035年世界重质原油（API度小于22°API）产量增长预测数据来源：哈特能源公司，2012年12月。图2 2011—2035年世界重质原油（API度小于22°API）产量增长预测12
据美国地质调查局统计，全世界重质原油储量约为3×10bbl，8其中可采储量为4340×10bbl。由于开采技术尚不成熟，重质原油开发进度缓慢，难度较大。许多咨询公司认为，当前中东地区主要油田超过50%的石油储量已被开采，产量开始下降，易开采石油的时代即将结束。加拿大、美国等纷纷投入超重油、油砂的开采，甚至如沙特阿拉伯、科威特等产油大国也加入了重质原油开发的大潮。
重油的高效加工和充分利用已成为全球炼油业关注的焦点。作为主要重油加工技术的渣油加氢工艺的开发和应用日益增多，其中沸腾床工艺可用于处理高金属含量和高残炭的劣质原料，在近年来的劣质重油改质项目中应用较多，发展很快。悬浮床加氢技术由于原料适应性强，适合于高金属、高残炭、高硫、高酸值、高黏度劣质原料的深加工，与当前其他重油加工技术比较，具有轻油收率高、柴汽比高、产品质量好、加工费用低等显著优点，近年来取得技术突破，工业应4用前景乐观。埃尼公司采用EST技术的第1套115×10t/a工业装置已在意大利Sannazzaro炼油厂建设，预计2013年底投产，有望率先在世界范围内实现工业化应用。
委内瑞拉超重油和加拿大油砂沥青的重油改质也发展较快。委内瑞拉超重油和加拿大油砂沥青都是高密度、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，一般通过浅度加工改质为能够管输或船运的轻或重合成原油，再通过管输或船运到炼油厂进一步加工生产出汽油、煤油、柴油等产品供应市场。目前全球共有4座委内瑞拉超重原油改质工厂，都建在委内瑞拉奥里诺科重油带的油田附近，在建中的加工委内瑞拉超重原油的炼油厂也有1座。改质工厂的核心转化装置都是延迟焦化。目前加拿大在生产中的油砂沥青改质工厂有6座，都建在加拿大油砂沥青矿附近，计划建设的油砂沥青改质工厂有10座。改质工厂的核心转化装置是渣油沸腾床加裂化和焦化。2.5 油品结构继续变化，柴油需求呈显著增长趋势
近10年来，全球炼油能力基本保持小幅增长态势，从2001年的8840.58×10t/a增至2012年的44.48×10t/a，年均增幅为0.35%。汽油、柴油等油品产量和消费量相应增长。从供需平衡看，全球油品市场基本平衡，供应略大于需求（表9）。但油品结构变化明显，柴油呈显著的增长趋势，汽油的比例在降低，生产柴汽比从1.0增加到1.12，［8］消费柴汽比从1.03上升到1.10（图3）。6表9 2011—2035全球石油产品需求及预测 单位：10bbl/d数据来源：哈特能源公司，2012年12月。图3 2011—2035年全球炼油产品结构变化
据哈特能源公司预测，未来全球油品需求将继续增长，油品结构将继续变化，增量将从汽油和燃料油转向柴油。预计从2011年到2035年，汽油在油品中的比例将下降3个百分点，而同期柴油比例将增加5个百分点(从29%增加到34%)。2011—2035年增加的石油产品总量中，46%将是柴油，而目前柴油在油品结构中的比例仅为29%。柴汽比将继续上升，2015年消费柴汽比从2011年的1.15增长到1.19，［8］2030年将达到1.43，2035年将上升到1.49。油品结构变化明显，柴油呈显著的增长趋势，汽油的比例在降低。油品消费结构的变化将对炼油厂装置结构配置、产品生产结构调整、市场销售布局设置以及生物燃料、碳一化工等替代能源的发展产生重要影响，已成为炼油业持续关注和研究的热点问题。2.6 清洁燃料标准加速升级，向低硫、超低硫方向发展
随着对环境要求的不断提高，世界各国对炼化产品的质量与环保要求日趋严格。车用清洁燃料标准已经发生很大变化，且仍在继续升级换代,最重要的指标是汽油和柴油的硫含量、苯含量及芳香烃含量。总体来看，全球各国标准中的主要指标趋向一致，质量升级速度加快，车用燃料的质量趋势是向高性能和清洁化方向发展。汽油要求低硫、低烯香烃、低芳香烃、低苯和低蒸汽压；柴油要求低硫、低芳香烃（主要是稠环芳香烃）、低密度和高十六烷值。
美国目前在执行中的清洁汽油的标准是硫含量不大于30μg/g，欧洲标准是硫含量不大于10μg/g。美国和欧洲的清洁柴油标准硫含量分别是不大于15μg/g和不大于10μg/g。发展中国家的清洁燃料也在升级换代。我国正在执行的国Ⅲ汽柴油标准的硫含量分别是不大于150μg/g和不大于350μg/g。北京已经于2012年5月31日起率先实施京Ⅴ汽柴油标准，汽柴油硫含量不大于10μg/g；上海也于2013年9月1日开始执行沪Ⅴ标准；广州、深圳等少数大城市实施相当于欧Ⅳ的车用汽柴油地方标准，硫含量均降至50μg/g。随着汽车保有量快速增长，汽车尾气排放对大气污染的影响日益增加，特别是近年来我国大范围持续出现的雾霾天气，引发了社会对油品质量升级的广泛关注。政府提出加快油品质量升级步伐，明确了我国油品质量升级的时间表，决定在已发布国Ⅳ车用汽油标准(硫含量≤50μg/g)的基础上，尽快发布国Ⅳ车用柴油标准(硫含量≤50μg/g)，实施过渡期至2014年底；2013年6月底前发布国Ⅴ车用柴油标准(硫含量≤10μg/g)，2013年底前发布国Ⅴ汽油标准(硫含量≤10μg/g)，实施过渡期均至2017年底。据统计，到2011年底全球消费的汽油中不大于10μg/g的无硫汽油比例达到了15%，主要是欧洲国家和日本、韩国等经合组织亚太成员国；10～50μg/g的超低硫汽油市场份额占到了49%，主要是北美地区；而近25%的汽油是50～500μg/g的低硫汽油，其中50%来自于亚太地区；拉美和中东地区的汽油硫含量普遍超过500μg/g。世界部分国家已公布的计划实施的汽油规格标准见表10。表10 世界部分国家已公布的计划实施的汽油规格标准续表① EFTA包括挪威、瑞士、冰岛和列支敦士登。②欧洲27国+EFTA成员国2014年计划实施的规格其他指标均与现行规格一致,蒸气压（37.8℃）将下降至58kPa。③东南欧包括阿尔巴尼亚、波斯尼亚和黑塞哥维那（波黑）、克罗地亚、马其顿、黑山和塞尔维亚。
预计到2015年，全球消费的84%的汽油将是硫含量不大于50μg/g的超低硫汽油；到2020年，72%的汽油将是硫含量不大于10μg/g的无硫汽油，对硫含量大于500μg/g汽油的需求几乎消失。在车用柴油方面，到2011年欧洲和北美绝大多数消费的都是硫含量不大于15μg/g的超低硫柴油,亚洲的经合组织成员国也使用的是硫含量不大于10μg/g的车用柴油；预计到2015年，全球消费的低硫柴油和超低硫柴油比例将由目前的65%上升到75%(表11)。表11 世界部分国家已公布的计划实施的车用柴油规格标准续表2.7 技术创新继续推动产业进步，引领产业发展
炼油工业作为技术密集型工业，技术创新在提高企业经济效益、降低生产成本、提升产品质量方面发挥重要作用。美国燃料与石化制造者协会（AFPM，原称NPRA）年会是世界最重要的炼油专业会议，主要的石油公司和炼油商、技术开发商都派代表参加，是炼油技术风向标，基本反映了全球炼油技术的发展趋势。近年AFPM会议论文的技术进展主要集中在重油加工、清洁燃料生产、炼化一体化、替代能源等领域。
重油深加工技术在应对全球原油劣质、重质化的挑战中不断进步。作为主流的重油加工技术，渣油加氢技术的开发和应用日益广泛，沸腾床加氢裂化技术在超重原油及油砂沥青加工方面的工业应用呈现快速增长趋势；悬浮床加氢技术近年来研究取得突破，意大利埃尼公司开发的EST技术将在2013年底实现工业化。清洁燃料生产技术向产品高品质化方向发展。清洁汽油生产技术的发展方向是进一步降低硫含量、烯烃含量和苯含量，提高辛烷值、氧化安定性和清净性。催化汽油选择性加氢脱硫是生产清洁汽油的首选技术，烷基化等高辛烷值汽油组分的生产受到更多关注。清洁柴油生产技术向降低硫含量、芳香烃含量，提高十六烷值、氧化安定性方向改进。单段芳香烃深度饱和技术可降低芳香烃含量、提高十六烷值，应用日趋广泛，异构降凝技术可改善低温流动性，成为低凝柴油的主要生产路线。炼油厂增产丙烯、芳香烃等化工原料技术伴随炼化一体化战略加快发展。炼油厂增产丙烯技术的开发主要集中在两个方面：一是现有催化裂化装置增产丙烯；二是利用炼油及乙烯裂解副产的C—C等资源转化为乙烯、丙48烯的低碳烯烃裂解技术、烯烃歧化技术。以对二甲苯为主要目的产物的芳香烃生产技术中，技术进步与创新主要体现在催化剂性能的提高、新型反应及分离工艺的开发与应用、采用组合工艺最大化增产芳香烃等方面。替代能源技术受到高度重视，迈入规模工业应用阶段。以非粮作物的纤维素和木质素为代表的第2代生物燃料正处于开发过程，需较长时间才能大规模工业应用。天然气制合成油（GTL）技术开发4应用进程加快，壳牌公司在卡塔尔的700×10t/a油品生产能力的全球最大GTL装置已于2012年5月顺利开工。
在2013年召开的AFPM年会上，许多公司介绍了一些值得关注的新技术研发及应用进展。2.7.1 介孔沸石催化裂化催化剂TM
Rive公司采用其专有的“分子大道（Molecular Highway）”介孔分子筛技术，结合Grace公司的基质技术开发出了一种催化裂化新催化剂。该技术通过创建介孔（2～6nm）网络改进Y型分子筛，使分3子筛拥有约4nm的孔径、0.15cm/g孔体积的介孔，从而在Y型分子筛晶体内部形成“分子大道”，能够使催化裂化原料分子更快速地进入分子筛的内部发生反应，然后快速退出，从而实现较低的重油收率和较高的轻油/轻烯烃收率。该催化剂已于2011年在美国印第安纳州Mount Vernon市CountryMark 炼油厂的催化裂化装置进行了工业应用。Rive 公司首席执行官称，到目前为止已有6 批次工业制备该催化剂的实践经验。最近又在得克萨斯州Big Spring Alon 炼油厂的催化裂化装置上进行了应用。工业应用表明，较大的孔道能改善烃分子进出催化剂的传质能力。由于能使汽油和柴油馏分范围的烃分子很快从沸石孔道中出来，因而能避免二次裂化、减少干气和焦炭的生成。采用该催化剂能使催化裂化装置增加2.5美元/bbl的经济效益，并且应用此［9］项技术无需增加基础投资，只需在正常范围调整操作条件。2.7.2 重质高硫原油改质新技术
Auterra 公司在2013年的AFPM 年会上推出了已完成中型试验的FlexDS 新技术。FlexDS技术是一种通过脱除硫和杂原子来实现原油及重质馏分油改质的低能耗、低成本的有效方法，用氧气代替氢气，用两种催化剂的组合以达到脱硫、脱氮、脱金属，同时提高API度、降低酸值的效果。原油生产商因此可以在油田现场对重质高硫原油进行改质，提高质量，提高经济效益。FlexDS 技术也可以在炼油厂不用氢气对重质高硫原油和馏分油进行改质。Auterra 公司宣称，在已经完成中型试验的基础上，计划在2014 年初与加拿大油砂沥青生产［10，11］商合作，在油砂沥青生产现场进行放大试验。2.7.3 石脑油脱砷催化剂
近年来，Criterion公司开发了一系列能防止加氢处理催化剂砷（烈性毒物）中毒的脱砷保护剂。砷对加氢精制催化剂的活性影响很大，催化剂表面沉积0.1%（质量分数）的砷就能导致加氢脱硫（HDS）和加氢脱氮（HDN）催化剂活性损失高达50%。2004年，Criterion公司开发了第1代砷保护催化剂（Arsenix），通过大幅增加镍的活性，使催化剂具有很高的砷吸附容量，以保持脱硫和脱氮催化剂的高活性。第2代砷保护催化剂MaxTrap［As］于2006年实现了工业应用。MaxTrap［As］催化剂具有更广泛的适用性，在炼油厂的应用范围包括石脑油加氢处理和重减压瓦斯油加氢处理。自2004以来，Arsenix和MaxTrap［As］催化剂在超过150套装置上得到了工业应用。最近Criterion公司又开发了更新一代的MaxTrap［As］syn脱砷剂，可以更加有效防止某些劣质原油（如加拿大阿萨巴斯卡油砂沥青）中的砷沉积而使加氢处理催化剂中毒。这种最新的脱砷保护剂，通过改进催化剂制备工艺，强化捕砷的动力学能力，容砷能力高达70%，镍［12］利用率大于50%。2.7.4 延迟焦化助剂技术TM
Albemarle公司和OptiFuel技术公司合作开发了OptiFuel技术，在延迟焦化装置中使用焦化助剂以降低焦炭产率,并提高液体产品收率。OptiFuel专利技术结合Albemarle公司专有的焦化助剂，不仅可改善焦化装置性能，提高收益，也能消除生产瓶颈，提高处理量，生产更多高附加值产品。该技术通过在焦化反应器顶端的蒸汽区域注入混合助剂，混合助剂由液体部分（载体）和Albemarle公司的专有固体助剂组成。与常规延迟焦化反应机理有所不同，混合助剂的活性组分增加了催化裂化反应，减少了传统延迟焦化操作下的热反应。目前该［13］技术已经完成了中试，首套工业应用装置预期很快可以运行。3 思考和启示
当前我国炼油工业正处于从炼油大国向炼油强国的转变时期，炼88油能力从2006年的3.69×10t/a增长到2012年的5.75×10t/a，仅次于美国，位居世界第二。根据工业和信息化部发布的《石化和化学工业“十二五”发展规划》，“十二五”期间，我国石化行业将保持平稳较快增长，年均增长速率保持在13%左右，到2015年，原油加工能力控8制在6×10t/a左右。我国炼油工业迎来了战略发展机遇期，但仍面临着原油资源供应日趋紧张、原油品质重劣质化、环保要求趋严等严峻挑战，必须借鉴国际先进经验，采取相应对策。3.1 扩大原油来源，实现渠道多极化和资源多元化
我国自1993年成为原油净进口国以来，进口量逐年增大。20124年我国进口原油27109×10t，比上年增长7.3%，表观消费量达到447613×10t，原油对外依存度达到56.4%，是仅次于美国的第二大石8油进口国和消费国。预计到2015年，中国原油需求将突破5×10t，82020年将达到6×10t，原油对外依存度在2015年和2020年将分别上升到62%和68%，供需缺口逐年增大。原油资源不足成为制约我国炼油工业发展的最大瓶颈。
必须加快建设多渠道的石油资源来源体系，实现渠道多极化、品种多元化。在保证国内原油稳产的同时，与油气资源国建立长期合作关系，继续从中东、俄罗斯、南美、非洲等地扩大原油来源，保障国家能源安全。同时加快开发我国具有资源储量优势的页岩油气资源，尽快实现技术突破。积极利用天然气、煤炭、生物质等其他替代能源较快发展的契机，以生物燃料、GTL、煤制油作为石油基燃料的补充。通过上述措施，努力扩大原油来源，实现炼油厂加工原料的多元化，保障国家能源供应安全。3.2 积极应对原油重质化劣质化的挑战，提高重油深加工能力
目前全球剩余可采石油资源中70%以上为重质资源，含硫、重质原油的产量在逐年增加。国内石油资源大多是低硫石油，但资源短缺，而进口的大多是含硫、高硫、重质原油。预计未来20～25年，中国8平均每年可新增可采储量（1.8～2.0）×10t，但品位下降，低渗透、超稠油比例加大。中国石油和中国石化两大集团加工高硫原油的比例达到35%左右。随着原油品质劣质化，尤其是委内瑞拉超重油、加拿大油砂沥青等重油资源的可采储量和产量逐步上升，炼油加工难度增大，重油加工深度、反应苛刻度也必然要相应提高。
国内的炼油企业需要进一步提高劣质重油深加工能力，优化资源配置，调整产品结构，加快炼油厂装置改造步伐，新建一批原料适应性好、产品质量高、产品结构灵活的加氢裂化装置。加快开展委内瑞拉超重油、加拿大油砂沥青等重油加工技术的研发与应用，推广应用重油梯级分离、延迟焦化等重油改质和加工技术，悬浮床加氢技术方面尽快取得技术突破。继续发展重油催化裂化工艺和催化剂，提高重油转化率，最大限度提高轻油收率，提高汽油辛烷值，并兼顾多产丙烯。3.3 加快清洁燃料质量升级换代，多产柴油调整油品结构
在可持续发展、低碳经济的大形势下，对石油产品的质量要求日趋严格。全球车用汽柴油质量提升十分迅速，其主要发展方向是低硫和超低硫。我国的油品标准也趋于与国际先进水平同步。目前已全面实施国Ⅲ汽柴油标准，北京、上海先后实施京Ⅴ、沪Ⅴ汽柴油标准，汽柴油硫含量不大于10μg/g；广州、深圳等少数大城市实施相当于欧Ⅳ的车用汽柴油地方标准，硫含量均降至50μg/g。政府提出加快油品质量升级步伐，决定在2014年底实施国Ⅳ汽柴油标准 (硫含量不大于50μg/g)，2017年底前全面实施国Ⅴ汽柴油标准(硫含量不大于10μg/g)。在油品质量标准更加严格的形势下，中国炼油工业必须加快产品质量升级步伐。
加快油品质量升级的关键途径是，提高加氢装置比例。重点采用催化汽油加氢后处理工艺解决汽油硫含量问题，适度发展催化汽油原料加氢预处理，进一步提高深度脱硫脱芳柴油加氢装置的能力，发展加氢裂化，生产清洁柴油。采用高活性、高选择性的汽柴油加氢催化剂和性能更加优异的反应器内构件，也是经济有效的汽柴油质量改进措施。
多产柴油也是当前和今后世界炼油工业的发展趋势之一。炼油厂可通过采取有效途径，优化利用现有流程增加柴油产量，包括调整馏分切割点、改变操作条件、更换催化剂提高产品选择性、调整炼油厂装置结构、采用先进技术等方法。除了原油常减压蒸馏装置可以多产柴油（如3%）外，能够较大幅度多产柴油的装置还包括催化裂化原料油加氢预处理以及催化裂化和加氢裂化，其中加氢裂化是生产超低硫柴油，特别是含硫10μg/g清洁柴油的最重要手段。除了应用新工艺外，炼油厂为应对中馏分油需求增加，通常还可采取以下操作调整措施：一是扩大蒸馏切割点范围，减少进入催化裂化原料油和直馏汽油的柴油量；二是提高蒸馏效率，使用作催化裂化和加氢裂化原料的减压瓦斯油中不含柴油馏分；三是采用提高催化轻循环油（催化柴油）收率的催化裂化催化剂。3.4 加强自主技术创新，支撑和引领业务发展
当前的炼油技术进步主要集中在应对加工原料的品种及质量变化、市场对产品需求变化、环保法规日益严格上。美国采用水力压裂和水平井技术突破非常规天然气开发壁垒的经验，也证明了技术的持续创新是新兴业务的发展关键。未来的技术将向着多学科集成、综合一体化解决方案发展。在当前复杂多变的竞争环境中，在充分竞争的炼油领域，技术领先战略更加强调保持并发展核心技术优势，努力拓展新兴技术。“自主创新、重点突破、应用集成、开放研究”仍然是我国炼油技术的发展原则，集中力量攻克关键技术，同时加强引进技术的消化吸收和再创新，提高自主创新能力，推进增长方式转变，通过“科技炼油、绿色炼油、可持续炼油”为建设“美丽中国”提供能源技术保障。通过进一步加大科研投入和扶持力度，重点开发劣质重油深加工和清洁燃料生产工艺和催化剂，以应对原油资源劣质化以及油品质量不断升级的需要。积极开发天然气、煤等碳一化工以及生物燃料等替代能源新技术，为能源接替和产业的长远发展提供技术保障。从战略角度研究工艺的革命性技术创新，如油煤气混炼、分子炼油、新型反应过程、新型催化材料等。参考文献
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［11］Eric Burnett. Upgrading Oil Sands Bitumen Using FlexDS: Pilot Plant Performance and Economics. AFPM AM-13-34,2013.
［12］Keith Wilson, Amanda K Miller.Role of Bulk Metal Catalysts in Hydroprocessing Improvement. AFPM AM-13-14,2013.
［13］Raul Arriaga, Ryan Nickel, Phil Lane, et al. Improve Your Delayed Coker's Performance and Operating Flexibility with New OptiFuel Coker Additive. AFPM AM-13-67,2013.世界炼油技术新进展朱庆云 任文坡 乔 明1 概述
21世纪的全球炼油工业面临着诸多挑战。首先是加工原油的硫含量逐年增加，API度逐年降低，加工难度加大，加工成本增加，加工工艺需要不断调整。其次是环保压力增大。随着汽车工业的快速发展，车用燃料消耗与日俱增，导致大气污染越来越严重。炼油生产的清洁化和燃油的清洁化促使炼油业不断调整生产结构和产品结构，同时也成为炼油工业可持续发展的强大动力。再次是世界油价剧烈波动，石油经营风险加大，炼油利润不断降低。炼油技术的不断改进和创新成为全球炼油行业应对上述挑战的主要措施。劣质原油改质、清洁燃料质量升级、炼油厂清洁化生产等涉及炼油厂众多的生产装置，关系到许多炼油生产技术。劣质原油改质涉及延迟焦化、催化裂化、渣油加氢等技术，清洁燃料生产涉及加氢处理、加氢裂化以及重整、烷基化等技术；炼油厂清洁化生产涉及催化裂化装置减排等清洁生产技术。在炼油厂二次转化能力中，催化裂化能力占总炼油转化能力的比例最大（图1），但加氢裂化能力的增长则是三者中最多的。［1］图1 现在及未来全球炼油二次转化能力的变化趋势
本届AFPM年会涉及炼油新技术的主要论文有8篇，其中与劣质重质原油改质技术有关的论文2篇，与催化裂化技术有关的论文2篇，与延迟焦化技术有关的论文1篇，与加氢处理技术有关的论文2篇，与烷基化技术有关的论文1篇。2 劣质重油改质技术
石油输出国组织发布的数据显示，委内瑞拉探明石油储量20118年达到2965×10bbl，超过沙特阿拉伯，成为世界探明石油储量最大的国家，其中重质原油和超重原油的比例达到92%，开发潜力巨大［2］。加拿大原油储量居世界第3位，其中97%是油砂沥青，据加拿大石油生产商协会（CAPP）2013年统计，该地区油砂沥青储量约16808［3］×10bbl。目前全球炼油厂加工原油中50%以上都是重质含硫、高［4］硫原油，10%以上是中质和重质高酸原油。 重质劣质原油改质是炼油工业的热点和难点问题，由于加拿大政治和社会环境稳定，近年来油砂沥青资源的开发利用热潮逐渐升温，炼油企业和炼油技术供应商都在探索解决油砂沥青加工过程中的难题。据国际能源咨询机构4（IHS）预测，世界油砂产量将从2012年的170×10bbl/d增长到2020年4的320×10bbl/d，北美以外，特别是中国是油砂的主要潜在市场。2.1 Criterion公司油砂沥青加工系列催化剂研发［5］
油砂沥青加工面临的一个重要挑战是其原料中杂质含量很高，硫、氮和金属杂质（如镍和钒）会影响催化剂性能；沥青质会堵塞工艺设备影响反应效率；砷（即使在非常低的浓度下）会导致催化剂迅速失活。Criterion公司针对油砂沥青的加工特点不断改进催化剂，为油砂加工企业提供了更好的解决方案。2.1.1 脱砷催化剂
砷对加氢精制催化剂的活性影响很大，催化剂表面沉积0.1%（质量分数）的砷就能导致加氢脱硫（HDS）和加氢脱氮（HDN）催化剂活性损失高达50%。为应对这一挑战，Criterion公司2004年开发了砷保护催化剂Arsenix，通过大幅增加镍的活性，使催化剂具有很高的砷吸附容量。2006年实现了改进型Arsenix催化剂（即第2代砷保护催化剂）MaxTrap［As］的工业应用。MaxTrap［As］催化剂在炼油厂中的适用范围更广，包括从石脑油到重减压瓦斯油的加氢处理。自2004年以来，Arsenix和MaxTrap［As］催化剂已在150多套装置应用。
通过合作研发，Criterion公司开发了新催化剂MaxTrap［As］syn。与MaxTrap［As］催化剂相比，MaxTrap［As］syn催化剂的砷捕获能力提高70%，同时使镍对砷的捕获效率提高50%以上(图2)。此外，以焦化石脑油为原料进行的中试试验显示，MaxTrap［As］syn催化剂表现出更强、更稳定的脱硫和脱氮活性。图2 MaxTrap［As］系列催化剂脱砷效果比较2.1.2 提高催化剂的原料适应能力
催化裂化原料来自常减压、焦化、渣油超临界萃取、溶剂脱沥青等装置，因此催化裂化原料预处理催化剂必须有很强的适应性。加工沥青原料时，在镍、钒、硅、钠、砷和沥青质等杂质含量较高的情况下，预处理催化剂必须具备最优的脱硫、脱氮、芳香烃饱和性能，以确保催化裂化装置运行的经济性和稳定性。®
Criterion公司新一代CENTERA DN-3651催化剂综合了DN-3551®催化裂化预处理镍钼催化剂的杂质耐受性与CENTERA活性位设计，具备更好的脱硫、脱氮、芳香烃饱和性能及更高的稳定性。当处理较难加工的原料（如来自沥青的减压瓦斯油和重焦化瓦斯油）时，在相同或者较高的脱硫活性条件下，相对于DN-3551催化剂，DN-3651催化剂在脱氮活性方面至少降低反应温度5.5℃。
加工油砂沥青原料时，Criterion公司提出了3项强化催化剂优势的举措。第一，提高油砂焦化瓦斯油的处理量时，选用抗金属杂质性能更好的催化剂系统；第二，通过优化催化剂装填来提高催化剂的稳定性；第三，改善催化剂的开环裂化活性，以延长反应周期，提高油砂焦化瓦斯油的处理能力。［6］2.2 Auterra公司油砂沥青改质工艺FlexDS
FlexDS是Auterra公司开发的原油处理新工艺，用氧气代替氢气，用两种催化剂的组合可以达到脱硫、脱氮、脱金属，同时提高API度、降低酸值的效果。与现有技术相比，作为油砂与含硫重馏分改质的新技术有望降低二氧化碳排放。
FlexDS采用标准工艺装置，包括两个反应器、两个循环回路和一个最终水洗装置（图3）。硫分子的氧化发生在第1个催化反应器（A）中。FlexDS技术独有的催化剂仅氧化原油中所需氧化的分子（硫和氮）。氧化过程在催化剂的金属中心（钛）上分两步发生，包括高选择性的氧原子转化过程。氧原子转化过程首先将硫化物氧化成亚砜，之后变成砜。在第2个反应器（B）中进行的是第2步选择性脱硫酰基反应，即将砜中的—SO—从烃链中脱除。该分离过程产生小2相对分子质量的链（烷）烃，这可以增加体积收率并降低黏度。这种催化剂组合的优势在于，脱除了由总酸值来表征的酸性分子，同时氧化了氮和微量金属等杂环原子。这种脱硫酰工艺越高效，对燃料质量影响就越大，用这种方法改质原油得到的合成油价值比油砂沥青高很多。对FlexDS技术来说，有效的循环是提高经济效益的关键。第1步循环（C）是从油品中回收利用氧化剂载体。氧化剂载体循环采用的是富含芳香性组分，利用其自氧化生成有机过氧化物。该工艺反应温度相当低，容易适应特定需求。最具成本效益的方案是利用富含芳香烃的原油，发生自氧化反应，不需要循环和补充。氧化剂载体的成本为0.05～0.25美元/bbl，取决于回收（蒸馏）效率和其相应的补充水平。第2步循环（D）是回收利用第2步反应中的催化剂及物料，包括一个简单的热分离过程和水洗步骤。在热分离过程中绝大部分化合物被回收，其余的物质蒸馏出洗涤溶剂，之后循环使用。图3 FlexDS工艺流程
FlexDS中试装置于2011年1月开始运行，日处理能力为20L，主要处理加拿大油砂，液收可达到98%～99%。操作中使用的氧化剂载体是一种单一的石油化工产品，易于过氧化。FlexDS反应器是固定床反应器，停留时间为10min，操作温度为85℃，压力稍高于常压。过氧化装置生成并循环氧化剂载体，操作条件为120℃、常压。砜处理装置是连续型的搅拌釜式反应器，操作温度为275～300℃，标准压力为300psi，沥青停留80min。工艺收尾部分包含了分离和水洗装置，其操作温度略有上升。油砂沥青经FlexDS技术处理前后的性质变化见表1。［6］表1 FlexDS改质技术的效果
Auterra公司将在2013年末兴建第2套中试装置，为建立准确的工业模型提供全套工程数据。第1套室外装置计划2014年建在加拿大艾伯塔省的Fort McMurray，装置规模为200bbl/d，目的是为了放大和试验。第1套完整的工业化生产装置预计于2016年投入运行。3 加氢处理、加氢裂化技术3.1 概述8
截至2012年底，全球加氢总能力达到25.71×10t/a，占全球总炼油能力的51.5%（表2）。加氢能力的增幅远高于炼油能力，加氢裂化能力的增幅高于加氢处理能力。
加氢能力持续增加的主要原因有两个：一是运输燃料需求量增加；二是全球许多国家越来越严格的汽柴油标准的实施（表3）。许多国家、地区都已把进一步降低运输燃料的硫含量放到重要位置，其他指标如汽油苯含量、烯烃含量、蒸汽压，柴油的密度、十六烷值和多环芳香烃含量等都趋于严格，因为这些指标都与汽车尾气排放的颗粒物有关。［7］表2 2000—2012年全球加氢能力变化表3 主要国家汽柴油标准
目前全球多数炼油厂都采用加氢处理工艺对直馏柴油、重整原料油、催化原料油、催化汽油进行加氢处理，也有许多炼油厂采用低压或高压加氢处理工艺加工芳香烃含量多的催化轻循环油或焦化轻瓦斯油生产超低硫柴油。加氢裂化也是生产优质汽柴油的关键技术。随着清洁燃料质量要求的不断提高以及劣质原油处理量的不断增加，炼油加氢能力还会进一步增加（图4）。［1］图4 现在及未来全球炼油加氢能力的变化情况3.2 加氢技术发展趋势3.2.1 加氢处理技术
加氢处理技术的最新进展主要包括工艺和催化剂两个方面。
在加氢处理技术方面的进展主要有以下4个方面：（1）处理重瓦斯油原料如焦化重瓦斯油，以应对焦化装置能力增加，用好焦化重瓦斯油的需要；提高中馏分油加氢处理能力，加工多种轻瓦斯油（包括催化轻循环油），以提高超低硫柴油收率；在工艺流程方面，如气相加氢处理和把低压装置改造为高压装置，以提高超低硫柴油收率。（2）减少氢耗提高经济效益。现已工业应用的工艺有：杜邦公司IsoTherming，在原料油进反应器前先用氢气饱和原料油；SK公司HDS预处理工艺，含催化轻循环油或焦化瓦斯油的原料油在进加氢处
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