中原油田：水力喷射唤醒“沉睡井”

　　自主研发新技术助力美丽中国梦

　　[中国石油报2014-01-10]1月2日，由石油化工研究院自主研发的汽油加氢精制技术（简称GDS技术）在青海油田格尔木炼厂年25万吨催化汽油加氢装置上一次开车成功，每千克汽油硫含量从200毫克降至20毫克，达到国Ⅳ车用汽油标准。

　　至此，中国石油汽油质量升级主体技术——催化汽油选择性加氢脱硫技术（简称DSO技术）和GDS技术已在12家炼厂投产，生产的汽油全部达到国Ⅳ、国Ⅴ车用汽油标准，全面实现汽油质量升级。

　　从引进到自创，从探索到成熟，中国石油用自主研发的技术为我国汽油质量升级做出重要贡献。

　　我国把全面实施国Ⅳ车用汽油标准的限期提前到2014年。速度要加快，标准也要提高。作为国有重要骨干企业，中国石油承担社会责任，提供清洁汽油。

　　汽油质量升级，需要更高的技术和新装置。石化院集全院之力，重点突破，经过艰苦攻关研制出符合国Ⅳ、国Ⅴ车用汽油标准的DSO、GDS技术。“对于中国石油的油品而言，DSO、GDS是适用的汽油质量升级技术。”集团公司高级技术专家兰玲说。

　　集团公司将创新驱动作为全面建成世界水平综合性国际能源公司的四大举措之一，新建12套汽油加氢装置，搭建清洁油品生产平台。各炼化企业加快建设新装置，做好新技术产业化应用。石化院承担起为炼化企业提供技术支撑的重任，在汽油质量升级中挑起大梁。

　　2013年伊始，中国石油股份公司总工程师蔺爱国强调：“DSO、GDS技术的工业应用，是今年的一号工程，必须集中力量、全力以赴，打好这场攻坚战。”

　　时间紧、任务重。科技管理部、炼油与化工分公司等领导现场办公，精细组织、高效协调。石化院项目组深入生产一线，根据12家炼厂的装置特点、油品性质，有针对性地提出技术方案；各炼化企业、设计单位高度重视，积极配合，确保一次应用成功。

　　催化剂是技术的核心。为确保技术可靠，石化院建立DSO和GDS催化剂生产监控体系、催化剂性能评价体系、催化剂及油品分析体系三大体系，仅DSO催化剂就进行了6万多小时的评价，油品分析数据达到1.5万余项，生产监控及性能评价数据2.5万余项，有力保障了技术开发。针对12家炼厂装置特点，石化院组织专家审查修改各装置操作指南、开工方案20余次，并在实验室小试装置上进行开工模拟，保证相关技术人员熟悉每一个细节；装置开工和运行初期，24小时坚守现场，提供全过程技术服务。

　　应用DSO技术的首套装置——庆阳石化年70万吨催化汽油加氢脱硫装置平稳运行，生产的汽油达到国Ⅳ车用汽油标准，辛烷值损失小、能耗低，为企业创效1亿元以上。

　　在汽油质量升级的背后，有很多默默奉献的科研人员。负责这个重大项目攻关的科研团队成员平均年龄只有33岁。他们离家在外，有的孩子高考不能相伴，有的连续在外试验2个月……在他们心中，这个项目不仅仅是一项工作，而是伙伴。不少人进入石化院时还是青涩小伙儿，现在已经成长为技术专家。这群年轻科研人员以报国情怀，成就了中国石油汽油质量升级。

崀人数的减少，管理及人力资源优化成为企业管理的新课题。长炼及时地调整了组织机构、岗位设置和相关业务，有效推动了企业效益。

　　绿色优化整体资源，带动区域经济发展าง

　　[中国化工信息网2014-01-13]我国成品油升级离不开加氢技术的应用，而加氢技术的应用首先要有稳定可靠的氢源。在油价和天然气价格高企，煤炭价格相对平稳的现状下，大规模煤气化制氢不仅具备成本优势，同时还可以优化炼厂的物料平衡，不失为炼厂制氢一个好的选择。对于这一新的发展方向，业内专家日前向记者表达了他们的看法。

　　目前，炼厂主要采用天然气或石脑油原料制氢，但随着石油、天然气价格的不断上涨以及成品油升级和炼油原料高硫劣质化，氢气需求也在增加。一般情况下，一个配置渣油加氢的千万吨级加工能力炼厂的平均用氢量大致是原油加工量的1.0%，氢资源已成为炼厂主要的原料。炼厂通过自身和传统的加工方式已难以解决企业的氢气平衡和需求，炼厂采用轻质原料制氢也越来越难以具有经济性。在此背景下，采用煤作为原料制氢不仅在技术上可行，同时在经济性上也表现出越来越强的优势。

　　气化是煤制氢的核心部分。近几年，我国煤气化技术走向成熟，水煤浆气化与粉煤气化都有成熟的运行业绩，这为炼厂选择技术提供了多个模本。从原料与炼厂资源的互补性、气化压力匹配性、制氢适应性方面进行比较，中石化茂名分公司高工罗志荣认为，炼厂制氢选择水煤浆气化技术较为合适。

　　据罗志荣介绍，石油焦是炼厂普遍有的产品，近年来由于环保压力剧增，导致石油焦的销路逐年变窄，且价格下滑。他认为，将其作为煤气化的原料，既可解决关键时刻煤炭的保供问题，又能解决石油焦的出路问题。石油焦具有灰分含量极少等特点，一般不宜采用干法气化技术，适宜水煤浆气化。另外炼厂普遍存在的清罐时产生的油泥目前尚无法回收利用，煤气化装置也可把油泥作为气化原料，这样做既解决了气化原料问题，同时也利于环保。

　　罗志荣还指出，煤气化制氢要满足炼厂需求，需要将合成气中的CO完全变为氢气，变换的深度很大。水煤浆气化合成气水气比为1.3-1.4时，更有利于变换反应的进行，水煤浆气化工艺合成气中氢气含量相应较高，H2/CO为0.7～1.1，变换负荷较粉煤气化低，更有利于生产氢气。从压力匹配的适应性来讲，水煤浆气化技术也更有优势，其中水煤浆气化最高压力有8.7MPa运行业绩，所产氢气可作为中压柴油加氢装置新氢直接进装置，从而省去新氢机及相关的投资和操作费用。

　　对于选择什么样的煤气化技术制氢，中石化宁波工程有限公司总工程师肖珍平有自己的看法。他认为，