基于重油催化裂解（DCC）工艺不适于处理劣质重油原料的情况，开发了具有特殊结构的重油高效催化裂解快速床反应器，并形成新型高效催化裂解（RTC）工艺技术。中国石化安庆分公司采用RTC技术对其DCC装置进行工艺改造，用高效快速床反应器取代了原有的提升管+密相床层反应器，随后进行了工业试验。工业试验结果表明：和DCC工艺相比，RTC工艺对劣质掺渣原料具有更好的适应性，双烯（乙烯＋丙烯）收率和选择性明显提高，焦炭和油浆产率明显降低，汽油的烯烃含量降低、芳烃含量增加、辛烷值增加。

分别以石蜡基青海原油渣油（简称青海渣油）和中间基沙特阿拉伯轻质原油渣油（简称沙轻渣油）为原料，采用RHT系列渣油加氢催化剂进行了1 500 h 稳定性试验，采用傅里叶变换离子回旋共振质谱仪和核磁共振波谱仪分析原料和加氢生成油的分子结构差异及试验后催化剂（简称试验旧剂）上积炭组成。结果表明：青海渣油分子芳烃侧链多且长，通过初期快速升温可使其侧链断裂，改善其内扩散性能，且生焦倾向降低；沙轻渣油分子芳烃含量高，侧链较短，低温时即可达到较高杂质脱除率，高温则易生成结焦前躯物，造成催化剂快速失活；与青海渣油相比，沙轻渣油加氢试验旧剂的积炭量更大，硬炭比例更高。对青海渣油加氢反应的温度分布进行优化，快速升高脱金属催化剂床层温度，降低脱硫剂反应温度，形成前高后低的温度分布，结果表明优化后方案的加氢生成油性质更优。

为了防止石脑油中的硅对加氢工序和重整工序使用的催化剂造成危害，提出了一种催化裂化流化床处理高硅石脑油的方案。采用中型提升管试验装置对高硅石脑油进行脱硅处理，通过调整掺炼比例、反应停留时间和原料油性质初步确定工业试验工艺条件，并探究其反应机理；在中国石化天津分公司的2.80 Mt/a催化裂化装置上进行了工业试验，进一步验证了此方案在石脑油脱硅方面的效果。研究结果表明：当高硅石脑油以终止剂的形式回炼、掺炼比例小于1%、反应停留时间大于3 s时，处理效果最佳。该方案具有极佳的石脑油脱硅效果，可避免使用捕硅剂或脱硅保护剂带来杂质污染的问题。

针对精制液化气（LPG）的硫含量经常不能满足下游用户要求的情况，开展了在特定催化剂作用下以H₂O₂作为氧化剂的LPG高选择性超深度脱硫研究。以精制LPG中最常见的残余硫化物配制模型油，考察反应条件的影响，然后在最佳条件下对炼油厂精制C4进行脱硫试验。结果表明：模拟油脱硫的最佳条件为采用C催化剂、反应温度35℃、n(H₂O₂)/n(S)=4:1、H₂O₂ 纯度（质量分数）30%，在该条件下模拟油的脱硫率可达98%以上；而在上述最佳条件下，精制C₄的脱硫率只有50%，但通过优化混合方式后，对精制C₄的脱硫率可接近100%；该方法对精制C₄的烃组成几乎不产生影响，表明精制C₄氧化脱硫的选择性较高，未来有望用于LPG的超深度脱硫。

通过溶剂稀释在110℃热过滤脱除高温煤焦油中的喹啉不溶物（QI）；再经过减压蒸馏将溶剂及煤焦油中的轻组分去除，得到软化点适中、QI 质量分数为0.548%的净化沥青。进一步通过温和加氢工艺，将沥青中的 QI 质量分数降低至0.087%；加氢沥青经过500℃延迟焦化、1 000℃高温煅烧获得针状焦制品。与日本三菱公司产品相比较，针状焦性能指标相当。机理研究表明：煤焦油沥青催化加氢是不饱和烃加氢和脱硫、脱氮的过程，加氢后体系的H/C原子比提高，N、S元素含量降低；焦化反应中，芳烃会经过脱氢、环化、芳构化重组形成相对分子质量大、热力学稳定的多核稠环芳烃化合物，继而形成平面圆盘状的缩合多核稠环芳烃化合物，由于空间表面能会卷曲生成中间相复球，进而融并成平行排列的中间相体系，在气流作用下形成“针状”结构，固化、焦化后获得针状焦。

以不同胶质添加量的胜利减压渣油为原料，在高压反应釜中进行加氢反应，并对加氢前后的油样进行元素分析、平均相对分子质量测定、模拟蒸馏及金属（Ni、V）含量分析。结果表明：与原料相比，不同胶质添加量的胜利减压渣油加氢液相产物的平均相对分子质量、硫含量、氮含量、金属含量均不同程度减小，而H/C摩尔比均增大；随着胶质添加量增大，渣油加氢液相产物的平均相对分子质量和H/C摩尔比均逐渐增大，硫含量逐渐减小，氮含量和金属含量则先减小后增大；随着胶质添加量增大，渣油加氢液相产物中汽油+气体、加氢残渣油、焦炭的产率呈降低趋势，而柴油、加氢重油馏分的收率呈上升趋势。

依托中国石化金陵分公司1.6 Mt/a延迟焦化（简称焦化）装置，研究了催化裂化油浆掺炼比对焦化装置工艺操作、产品分布、产品质量和装置能耗等的影响。结果表明，将油浆掺炼比（w）由5.6%增至12.4%后，装置的汽油、柴油收率降低，蜡油收率提高，焦炭产率提高，焦炭的灰分增加、硫含量降低。油浆掺炼比的增加还会明显增加焦化装置燃料气、蒸汽和电的消耗。此外，掺炼高固含量油浆会引发加热炉炉管结焦，堵塞分馏塔塔底过滤器，加剧设备磨损。因而，可以通过严控油浆掺炼比例、油浆脱固、调整工艺操作等方法降低掺炼油浆带来的影响，保证焦化装置长期稳定运行。

开发了一种FCC催化剂胶体连续制备技术，设计了连续制胶/连续研磨的工业侧线试验装置，完成了处理量(干基)分别为3 t/h和6 t/h的催化剂胶体连续制备工业试验。结果表明：该系统运行连续稳定，进出料畅通；与间歇制胶方式相比，当连续制胶处理量（干基）为3 t/h时，二者制胶时间相同；当连续制胶处理量(干基) 为6 t/h时，其制胶时间缩短一半，功耗降低56%~67%；与间歇制胶制备的催化剂相比，连续制胶的胶体粒度更小，催化剂平均磨损指数降低0.6百分点，水热处理（100%水蒸气）17 h后活性提高3.0百分点，稳定性更优。

增强型RFS09硫转移助剂（简称硫转移剂）在中国石化镇海炼化分公司3.4 Mt/a MIP-CGP催化裂化装置上进行了工业应用。结果表明，当增强型RFS09硫转移剂在反应器-再生器催化剂总藏量中的质量比例达到1.6%后，蓝烟问题基本消除，再生烟气SOx含量下降约80%，脱硫用碱量下降58%，装置降本增效270万元/a，且硫转移剂的使用对产品分布、反应器-再生器流化状态和烟机运行情况无不良影响。

收集了某炼油厂柴油加氢裂化装置顶部加氢保护剂，经甲苯抽提处理后，采用X射线衍射、X射线荧光光谱、碳-硫分析、N2吸附-脱附、扫描电镜-能谱分析、热重-质谱分析等手段对保护剂样品进行表征，探讨床层压降升高的主要原因。结果表明：沿保护剂横截面，Si、P杂质均匀分布在保护剂的内部和外部， Ca、Fe杂质则主要沉积在保护剂的外表面；大量非金属Si、P，金属Fe、Ca及积炭等杂质的沉积，在保护剂外形成了一层“外壳”，使保护剂孔道被堵塞、外表面被覆盖，导致保护剂容纳杂质的能力明显降低，“外壳”的脱落最终导致床层压降不断升高。

基于生物质资源腰果酚的结构特点，设计环境友好型生物质基润滑油抗氧剂的分子结构；通过对腰果酚进行环氧化、叔丁基化反应，合成了新结构的酚型抗氧剂；通过傅里叶变换红外光谱、¹³C核磁共振波谱等手段表征了合成抗氧剂的结构，并考察了合成产物在不同基础油中的抗氧化性能及其与胺型抗氧剂的配伍性能。结果表明：合成的酚型抗氧剂分子结构为2-叔丁基-5-环氧十五烷基酚，在不同类型的润滑油基础油中，特别是在酯类基础油中，合成产物具有较好的抗氧化性能；在癸二酸二辛酯中，合成产物与胺型抗氧剂具有良好的配伍性和协同效应，适宜用作润滑油脂添加剂。

以煤基费-托合成油为API III+润滑油基础油，利用高压差式扫描量热仪（PDSC）和热氧化模拟试验（TEOST MHT-4）测定配制煤基汽油机油样品的起始氧化温度和高温沉积物生成量，考察了复合剂和抗氧剂对煤基润滑油基础油起始氧化温度和高温沉积物的影响。结果表明：复合剂与抗氧剂的加入量不会持续增强油品的氧化安定性，过量的抗氧剂反而会因其自身氧化而增加高温沉积物生成量；全配方煤基5W-30汽油机油样品PDSC测试起始氧化温度为259.94 ℃，TEOST MHT-4试验高温沉积物为18 mg；与某品牌石油基5W-30汽油机油相比，煤基汽油机油具有更好的氧化安定性和更少的高温沉积物生成量。

采用压力差示扫描量热法分别考察了自由基终止型与过氧化物分解型抗氧剂在润滑脂中的抗氧化作用，以及两类抗氧剂复合使用的协同抗氧化作用；采用阿伦尼乌斯方程计算了添加不同抗氧剂的润滑脂的氧化反应活化能。结果表明：作为自由基终止剂的胺类和酚类抗氧剂之间有一定的协同作用，复合添加后使润滑脂的抗氧化性能有一定的提高；胺类、酚类自由基终止型抗氧剂与过氧化物分解型抗氧剂的三元复合体系具有良好的抗氧化协同作用，能够显著增大润滑脂氧化反应的活化能，大幅提升润滑脂的抗氧化性能。

中国石化石油化工科学研究院研制的RDL-100型液相脱氯剂在中国石油四川石化有限责任公司2.0 Mt/a连续重整装置进行了工业应用。RDL-100 型液相脱氯剂稳定运转7个月的结果表明：脱氯剂具有良好的脱氯效果，脱氯处理后重整生成油中氯化氢质量分数小于1 μg/g；该脱氯剂使用过程不板结、不泥化，脱氯罐压降无明显变化，使用寿命长，能满足连续重整装置生成油脱氯的需要，降低了脱戊烷塔系统的氯腐蚀和结盐，确保了装置长周期稳定运转。

针对自2016年大检修以来，中国石化北京燕山分公司延迟焦化装置出现的原料缓冲罐罐顶平衡线腐蚀、焦炭塔上进料线弯头腐蚀、解吸塔塔底重沸器壳体腐蚀、稳定塔塔顶冷却器管束腐蚀等进行腐蚀原因分析，并提出了相应的防护措施建议。原料缓冲罐罐顶平衡线腐蚀为高温硫腐蚀，需要采用对管线材质升级或加防腐蚀内衬等措施；焦炭塔上进料线弯头腐蚀为湿硫化氢腐蚀和冲刷腐蚀共同作用，应该在塔顶处采取阀门隔断；解吸塔塔底重沸器壳体腐蚀为壳体下部两侧区域形成滞留区和腐蚀介质浓缩引起的低温硫腐蚀，需要控制原料的硫含量并将重沸器材质进行升级；稳定塔塔顶冷却器管束腐蚀以溶解氧腐蚀为主、垢下腐蚀为辅，管束内壁结垢并发生金属腐蚀，应做好在线监测、适当提高水冷却器管程流速等。装置运行情况表明，采取适当的防护措施，装置腐蚀风险基本可控。

基于图卷积神经网络的神经指纹方法，引入了池化操作，建立了改进的神经指纹方法；进而采用改进的神经指纹法建立了汽油单体烃辛烷值的预测模型，作为对分子级汽油辛烷值调合模型的支撑。通过用单体烃沸点和临界温度数据集对预测模型进行验证，发现池化操作的引入对神经指纹法的预测能力有明显提升，改进神经指纹法模型可自动选取对辛烷值有利和不利的结构特征，双键结构对单体烃马达法辛烷值的影响比芳环结构的影响更大。该预测模型对研究法辛烷值和马达法辛烷值的预测达到了同等水平，取得了良好的预测效果。

催化裂化汽油在精制改质过程中通常存在一定幅度的辛烷值损失。以国内某石化企业1.2 Mt/a S Zorb装置多年数据为基础，使用灰色关联分析和SPSS方法从包括原料油性质、吸附剂性质、产品性质和操作变量在内的368个变量中筛选出22个建模变量。在通过模糊C均值聚类算法将原料油分为3类的基础上，分别建立了结构为21-20-1，21-18-1，21-17-1的预测产品研究法辛烷值（RON）的BP神经网络模型。结果表明，所建立的3种模型预测效果良好。将所建立的RON预测模型与遗传算法相结合，在保证汽油脱硫效果的前提下，可以明显降低产品汽油RON损失，对实际工业生产具有参考作用。

二甲苯塔是芳烃分离的关键设备，也是能量消耗较高的设备。利用Aspen Plus流程模拟软件，对吉林石化二甲苯塔进行建模。通过模型计算值和实际值的对比，验证了模型的准确性。利用软件的优化器和灵敏度分析功能，研究了操作条件变化对二甲苯塔分离效果及塔底热负荷的影响。根据分析结果，在实际生产中通过降低回流量对二甲苯塔进行了节能优化。在保证产品质量的基础上，降低了操作费用。

含油污泥是新疆油田固态污染物的重要组成部分，其减量化和无害化对于石油污染的控制和治理具有重要意义。为了解决这个问题，通过生物制剂清洗和微生物降解处理相结合的方式对中国石油新疆油田新港公司含油污泥进行处理，使含油污泥中的矿物油得到了有效去除。通过单因素试验和响应面优化得到最优反应参数；初始含油污泥含油率为28.23%，单因素优化后含油污泥的含油率为6.48%，响应面优化后含油污泥的含油率为3.04%。进一步利用枯草芽孢杆菌XG02对复合制剂洗脱后的含油污泥进行微生物降解处理，20天后污泥含油率仅为0.45%，达到新疆维吾尔自治区地方标准DB65/T 3998—2017 《油气田含油污泥综合利用污染控制要求》中对矿物油含量的要求。

综述了水煤气变换反应（WGSR）用于模型化合物和馏分油原位加氢过程的影响因素，包括催化剂和反应条件对原位加氢过程的影响，以及不同类型反应之间的相互作用。重点讨论了CO分压和H₂O含量对原料油原位加氢的影响机制，分析总结了H₂O在原位加氢过程中的重要作用,为原料油原位加氢过程的催化剂选择及反应条件优化提供了重要参考。