CN111454747B - 一种页岩油分级反序加氢工艺*** - Google Patents

一种页岩油分级反序加氢工艺*** Download PDF

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Abstract

本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述工艺***包括依次连接的一段加氢***以及二段加氢***；所述一段加氢***包括第一反应装置、第二反应装置、第三反应装置、气相加氢装置、一段加氢分离装置以及一段加氢产物分离装置；所述二段加氢***包括依次连接的加氢异构反应装置、二段加氢分离装置以及二段加氢产物分离装置；两段加氢所需要氢气，通过新氢压缩机升压后，依次加入二段加氢***、一段加氢***。所述设备解决了对传统页岩油加氢深度脱氮工艺带来的经济性较差及烯烃含量高对装置长周期运行的影响的问题。

Description

一种页岩油分级反序加氢工艺***
技术领域
本发明属于页岩油加工领域，涉及一种页岩油加氢工艺***，尤其涉及一种页岩油分级反序加氢工艺***。
背景技术
页岩油是油页岩经热加工后，其有机质受热分解生成的产物，类似天然石油，比天然石油含有更多的不饱和烃，并含氮、硫、氧等非烃类有机化合物。页岩油中不饱和烃及非烃化合物是造成油品胶质增多、沉渣形成从而导致安定性变差、颜色变黑的主要原因。所以，不论是用页岩油进一步加工生产燃料油，还是生产其他产品，均需除去非烃化合物、饱和烯烃，从而保证产品质量。加氢工艺是通过催化剂的催化作用，使原料油与氢气进行反应进而提高油品质量的一种技术手段，具有处理原料范围广、液体收率高、产品质量好等优点。
页岩油其主要特点是氮含量高、烯烃含量高、饱和烃含量高、芳烃含量中等偏下、沥青质含量较低，胶质含量较高。通常，页岩油含氮0.8～1.3wt.％，含氧0.7～1.5wt.％，在常规并流加氢精制反应过程中将产生大量的氨和水，这些物质与加氢精制中间产物一同进入后续加氢反应器，氨易于和加氢催化剂酸性中心结合，造成加氢催化剂活性降低；另外，反应产物水蒸汽对催化剂的性能也有不利影响。
CN105838418B对页岩油进行预分馏，将轻质页岩油(≤365℃馏分)经两次加氢精制，柴油馏分经过两次加氢精制，解决了页岩油常规加氢精制生产柴油的方法中存在柴油产品安定性较差的问题。但是经过串联的两次中压加氢反应及低压分馏，具有流程较长，能耗高的缺陷，同时该工艺***无法加工全馏分页岩油。
CN102311788B采用一段串联加氢精制工艺，在主加氢精制反应器前设置一台通过反应产物换热即可达到反应温度的低温(200～280℃)加氢精制反应器，较好地解决了由于页岩油烯烃含量高，反应升温过程中易缩合结焦影响装置长周期运行的问题，但是无法解决页岩油加氢深度脱氮的问题。
CN101492605B，CN101942333B中将页岩油原料从上部进入反应器，氢气从下部进入反应器，气液逆向通过反应器床层，减小了反应生成氨对催化剂活性的影响，但是仍无法生产满足国Ⅴ，国Ⅵ标准要求的低氮油。如果生产以燃料油为目标，还需进一步加氢脱氮，加工流程进一步延长，生产燃料油的成本进一步增加。
CN100489067C提出了一种具有中间闪蒸段的多级加氢操作反应器，采用级间脱除气体，同时补入氢气，有助于优化加氢的反应条件。
CN108949227A提出了一种高氮含芳烃油多级加氢式深度脱氮深度脱芳烃方法。将页岩油重馏分的加氢深度脱氮深度脱芳烃过程分为多个串联过程，逐级脱出含氨气体，逐级引入低氨或无氨氢气进行多次加氢脱氮脱芳烃。这两种方法均提到在加氢反应器间设置分离器脱除气体，但是均未针对页岩油中氮含量高、烯烃含量高的特点，设置脱二烯烃的加氢反应器，也未将多级加氢生成的低氮油、低芳烃产品的进一步加氢利用与多级加氢脱氮脱芳烃高度耦合起来，形成氢气反序加入的串联加氢工艺。
发明内容
针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述设备解决了对传统页岩油加氢深度脱氮工艺带来的经济性较差及烯烃含量高对装置长周期运行的影响的问题。
为达上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述设备包括依次连接的一段加氢***以及二段加氢***；
所述一段加氢***包括第一反应装置、第二反应装置、第三反应装置、气相加氢装置、一段加氢分离装置以及一段加氢产物分离装置；
所述一段加氢***包括依次连接的第一反应装置、第二反应装置、气相加氢装置、一段加氢分离装置以及一段加氢产物分离装置；
所述第二反应装置的底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与所述气相加氢装置的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口与第三反应装置的原料入口相连，所述第三反应装置的产物出口与所述一段加氢分离装置的入口相连；
所述二段加氢***包括依次连接的加氢异构反应装置、二段加氢分离装置以及二段加氢产物分离装置；
所述一段加氢产物分离装置的加氢尾油出口与加氢异构反应装置的反应物入口相连；所述一段加氢分离装置的气相经循环氢压缩机升压后，出口管路分为两支，一支与所述第二反应装置的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连，所述一段加氢分离装置的液相出口与所述一段加氢产物分离装置的入口相连；
所述二段加氢***包括氢气循环管路，所述管路与二段加氢分离装置的气相出口以及第三反应装置的入口相连，所述二段加氢分离装置的气相产物进入所述第三反应装置作为反应气体。
作为本发明优选的技术方案，所述第一反应装置的反应物入口连接有页岩油进料管道，所述第一反应装置底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与第二反应装置的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口管路分为两支，一支与第二反应装置的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连。
本发明中，循环油的引入，一方面可降低反应进料中的二烯烃含量，另一方面可充分利用反应热，降低进入一段加氢***前页岩油经换热后出口温度，这两个优点均可减缓加氢过程中的结焦副反应，延长装置的运行周期。
优选地，所述第一反应装置返回所述页岩油进料管道的液相与页岩油的质量比为1～4:1，如1.5:1、2:1、2.5:1、3:1或3.5:1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一反应装置的反应压力为12～20MpaG，如13MpaG、14MpaG、15MpaG、16MpaG、17MpaG、18MpaG或19MpaG等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一反应装置的温度为160～280℃，如170℃、180℃、190℃、200℃、210℃、220℃、230℃、240℃、250℃、260℃或270℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一反应装置的氢油比为500～1000Nm3/m3，如550Nm3/m、600Nm3/m、650Nm3/m、700Nm3/m、750Nm3/m、800Nm3/m、850Nm3/m、900Nm3/m或950Nm3/m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一反应装置的体积空速为0.5～4.0h-1，如1.0h-1、1.5h-1、2.0h-1、2.5h-1、3.0h-1或3.5h-1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一反应装置为烯烃饱和反应装置。
作为本发明优选的技术方案，，所述第二反应装置的反应压力为12～20MpaG，如13MpaG、14MpaG、15MpaG、16MpaG、17MpaG、18MpaG或19MpaG等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二反应装置的温度为300～400℃，如310℃、320℃、330℃、340℃、350℃、360℃、370℃、380℃或390℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二反应装置的氢油比为500～1000Nm3/m3，如550Nm3/m、600Nm3/m、650Nm3/m、700Nm3/m、750Nm3/m、800Nm3/m、850Nm3/m、900Nm3/m或950Nm3/m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二反应装置的体积空速为0.5～4.0h-1，如1.0h-1、1.5h-1、2.0h-1、2.5h-1、3.0h-1或3.5h-1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二反应装置为脱硫脱氮反应装置。
作为本发明优选的技术方案，所述第三反应装置的出口以及气相加氢反应装置的出口分别独立地与所述一段加氢分离装置的入口相连。
优选地，所述第三反应装置的反应压力为12～20MpaG，如13MpaG、14MpaG、15MpaG、16MpaG、17MpaG、18MpaG或19MpaG等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第三反应装置的温度为330～420℃，如340℃、350℃、360℃、370℃、380℃、390℃、400℃、410℃或420℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第三反应装置的氢油比为500～1000Nm3/m3，如550Nm3/m、600Nm3/m、650Nm3/m、700Nm3/m、750Nm3/m、800Nm3/m、850Nm3/m、900Nm3/m或950Nm3/m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第三反应装置的体积空速为0.5～4.0h-1，如1.0h-1、1.5h-1、2.0h-1、2.5h-1、3.0h-1或3.5h-1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第三反应装置为深度脱氮脱芳烃反应装置。
作为本发明优选的技术方案，所述一段加氢产物分离装置包括产品出口、加氢尾油出口以及气体出口；
优选地，所述产品出口包括柴油产品出口以及石脑油产品出口；
优选地，所述柴油产品出口的管路分为两支，一支采出产品，另一支与所述一段加氢产物分离装置与所述加氢异构反应装置间的管路相连。
本发明中，一段加氢***采用高压三级加氢精制反应器，二段加氢***采用中压加氢异构反应器(也可以采用高压加氢，优选中压加氢)，氢气反序从二段加氢***中加氢异构反应装置入口加入。高压***工艺物料紧密衔接，新氢反序串联加入二段、一段加氢***，工艺流程短，设备投资及运行能耗低。
作为本发明优选的技术方案，所述氢异构反应装置的出口与所述二段加氢分离装置相连。
优选地，所述加氢异构反应装置的入口与氢气补充管路相连。
优选地，所述加氢异构反应装置进行加氢异构反应以及后精制反应。
优选地，所述加氢异构反应的反应压力为6～20MpaG，如7MpaG、8MpaG、9MpaG、10MpaG、11MpaG、12MpaG、13MpaG、14MpaG、15MpaG、16MpaG、17MpaG、18MpaG或19MpaG等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述加氢异构反应的温度为300～400℃，如310℃、320℃、330℃、340℃、350℃、360℃、370℃、380℃或390℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述加氢异构反应的氢油比为500～1000Nm3/m3，如550Nm3/m、600Nm3/m、650Nm3/m、700Nm3/m、750Nm3/m、800Nm3/m、850Nm3/m、900Nm3/m或950Nm3/m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述加氢异构反应的体积空速为0.5～4.0h-1，如1.0h-1、1.5h-1、2.0h-1、2.5h-1、3.0h-1或3.5h-1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述后精制反应的反应压力为6～20MpaG，如7MpaG、8MpaG、9MpaG、10MpaG、11MpaG、12MpaG、13MpaG、14MpaG、15MpaG、16MpaG、17MpaG、18MpaG或19MpaG等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述后精制反应的温度为220～350℃，如230℃、240℃、250℃、260℃、270℃、280℃、290℃、300℃、310℃、320℃、330℃或340℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述后精制反应的氢油比为500～1000Nm3/m3，如550Nm3/m、600Nm3/m、650Nm3/m、700Nm3/m、750Nm3/m、800Nm3/m、850Nm3/m、900Nm3/m或950Nm3/m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述后精制反应的体积空速为0.5～4.0h-1，如1.0h-1、1.5h-1、2.0h-1、2.5h-1、3.0h-1或3.5h-1等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述氢气循环管路上设置有压缩机，所述压缩机与所述氢气补充管路相连。
作为本发明优选的技术方案，所述压缩机采用3～4级压缩，压缩机的2～3级出口与加氢异构反应装置入口相连，所述压缩机的3～4级入口与所述二段加氢分离装置的气相产物相连。
本发明中，加氢异构反应装置入口氢气的升压与第三反应装置入口低氮氢气的升压采用共用一台多级氢气压缩机实现，可节省氢气升压的能耗及压缩机的占地。
作为本发明优选的技术方案，所述二段加氢分离装置的液相出口与所述二段加氢产物分离装置相连。
优选地，所述二段加氢产物分离装置设置有气体出口以及至少一个产品出口。
与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：
(1)本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述设备高压***工艺物料紧密衔接，新氢反序串联加入二段、一段加氢***，工艺流程短，设备投资及运行能耗低；
(2)本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述一段加氢***设置有一台烯烃饱和反应器，烯烃饱和反应器底部设置气液分离空间，液相产物一部分循环至烯烃饱和反应器前和页岩油原料混合。循环油的引入，一方面可降低反应进料中的二烯烃含量，另一方面可充分利用反应热，降低反应器前页岩油经换热后出口温度，这两个优点均可减缓加氢过程中的结焦副反应，延长装置的运行周期。
(3)本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述设备在脱硫脱氮反应装置底部设置气液分离空间，脱除含氨气体，并同时在后续的深度脱氮脱芳烃反应装置入口引入低氨甚至是无氨氢气进行深度脱氮脱芳烃反应，可以以较高的催化剂空速加氢获得低氮低芳烃油品；
(4)本发明提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，所述设备可根据原料组分特点及产品市场需求，可灵活调整产品方案；当加工石蜡基页岩油时，二段加氢可多产高品质的润滑油基础油及少量特种溶剂油，如低氮低芳烃白油、无味煤油等，同时低沸点润滑油基础油也可以作为低凝柴油的调和组分。当加工中间基页岩油时，二段加氢可用来多产低凝柴油及少量特种溶剂油。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的页岩油分级反序加氢工艺***的结构示意图。
图中：1-烯烃饱和反应器，2-脱硫脱氮反应器，3-深度脱氮脱芳烃反应器，4-气相加氢反应器，5-一段加氢反应器，6-循环氢压缩机，7-循环泵，8-一段加氢产物分馏塔，9-新氢压缩机，10-加氢异构反应器，11-二段加氢分离器，12-二段加氢产物分馏塔。
下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：
实施例1
本实施例提供一种页岩油分级反序加氢工艺***，其结构如图1所示，所述工艺***包括依次连接的一段加氢***置以及二段加氢***；
所述一段加氢***包括依次连接的烯烃饱和反应器、脱硫脱氮反应器、深度脱氮脱芳烃反应器、气相加氢反应器、一段加氢分离器以及一段加氢产物分馏塔；
所述二段加氢***包括依次连接的加氢异构反应器、二段加氢分离器以及二段加氢产物分馏塔；
所述一段加氢产物分馏塔的底部加氢尾油出口与加氢异构反应器的反应物入口相连；
所述烯烃饱和反应器的反应物入口连接有页岩油进料管道，所述烯烃饱和反应器底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与脱硫脱氮反应器的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口管路分为两支，一支与脱硫脱氮反应器的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连；
所述脱硫脱氮反应器的底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与所述气相加氢反应器的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口与所述深度脱氮脱芳烃反应器的原料入口相连；
所述深度脱氮脱芳烃反应器的出口以及气相加氢反应器的出口分别独立地与所述一段加氢分离器的入口相连；
所述一段加氢分离器的气相经循环氢压缩机升压后，出口管路分为两支，一支与所述脱硫脱氮反应器的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连，所述一段加氢分离器的液相出口与所述一段加氢产物分馏塔的产品入口相连；
所述一段加氢产物分馏塔包括石脑油出口、柴油出口、加氢尾油出口以及气体出口，所述柴油出口的管路分为两支，一支采出柴油，另一支与加氢尾油混合并与所述加氢异构反应器间相连；
所述加氢异构反应器的出口与所述二段加氢分离器相连，所述加氢异构反应器的入口与氢气补充管路相连，所述加氢异构反应器进行加氢异构反应以及后精制反应；
所述二段加氢分离器的气相产物进入所述深度脱氮脱芳烃反应器作为反应气体，所述氢气循环管路上设置有压缩机，所述压缩机与所述氢气补充管路相连。
所述二段加氢分离装置的液相出口与所述二段加氢产物分分馏塔相连；
所述二段加氢产物分离装置设置有气体出口、石脑油出口、白油出口、轻质润滑油基础油出口、中质润滑油基础油出口以及重质润滑油基础油出口。
实施例2
本实施例提供一种使用实施例1提供的页岩油分级反序加氢工艺***进行页岩油分级反序加氢，所述方法包括：
页岩油与循环氢气及返回的液相烯烃饱和反应产物混合后进入烯烃饱和反应器进行以二烯烃加氢饱和反应为主的加氢反应，反应产物在反应器底部进行气液分离，液相一部分循环至烯烃饱和反应器，一部分与气相产物混合后进入脱硫脱氮反应器继续进行烯烃饱和反应，同时进行以脱硫、脱氮、脱氧及芳烃饱和为主的加氢精制反应。反应过程中由于产生大量的氨和水蒸汽，不利于后续深度脱氮脱芳烃的加氢反应，反应产物先在脱硫脱氮反应器底部进行气液分离，分离出氨和水蒸汽等不利于深度加氢脱氮脱芳烃的气体组分，液相进一步与新氢压缩机来的高压低氨氢气混合后进入深度脱氮脱芳烃反应器进行深度脱氮脱芳烃的加氢反应。气相组分在气相加氢反应器中进一步加氢脱硫、脱氮、脱氧及烯烃、芳烃饱和后与深度脱氮脱芳烃反应产物混合后一同进入一段加氢分离器，分离得到富含氢气的气体作为循环氢经循环氢压缩机升压后返回至一段加氢各级反应器，液相流至一段加氢产物分馏塔进行产品分馏，得到石脑油，柴油产品，加氢尾油及一部分柴油(柴油混入比例根据产品需求可调)与新氢压缩机级间气缸出来的中压氢气混合后进入加氢异构反应器进行加氢异构及后精制反应。加氢异构反应产物经二段加氢分离器分离，分离得到富氢气体经新氢压缩机升压后进入深度脱氮脱芳烃反应器，液相流至二段加氢产物分馏塔进行产品分馏，根据市场需要，可以分离出石脑油、白油、轻、中、重质润滑油基础油产品。其中白油和轻质润滑油馏分，也可以作为低凝柴油调和组分与一段加氢柴油产品调和成-20号，甚至是-35号柴油。
实施例3
使用实施例1提供的页岩油分级反序加氢设备以及实施例2提供的页岩油分级反序加氢的方法进行页岩油的处理，其具体条件如表1所示。
表1
Figure BDA0002463998860000121
Figure BDA0002463998860000131
所述烯烃饱和反应器返回所述页岩油进料管道的液相与页岩油的质量比为1:1；
一段加氢产物分馏塔分离得到的加氢尾油及部分柴油的混合进入加氢异构反应器的质量比为7.5:1。
一段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油，柴油。
二段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油、白油、轻质润滑油基础油、中质润滑油基础油以及重质润滑油基础油。
石脑油产品质量指标可达到S<0.5ppm，N<0.5ppm。
白油产品质量指标芳烃<0.5％，闪点～110℃。
柴油产品质量指标可达到S<1ppm，N<1ppm，凝点<-10℃。
轻质、中质、重质润滑油基础油分别可满足API标准Ⅱ类2号、4号及6号润滑油基础油的指标要求。
实施例4
使用实施例1提供的页岩油分级反序加氢工艺***以及实施例2提供的页岩油分级反序加氢的方法进行页岩油的处理，其具体条件如表2所示。
表2
Figure BDA0002463998860000141
所述烯烃饱和反应器返回所述页岩油进料管道的液相与页岩油的质量比为1:4；
一段加氢产物分馏塔分离得到的加氢尾油及部分柴油的混合进入加氢异构反应器的质量比为5:1。
一段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油，柴油。
二段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油、白油、轻质润滑油基础油、中质润滑油基础油以及重质润滑油基础油。
石脑油产品质量指标可达到S<0.5ppm，N<0.5ppm。
白油产品质量指标芳烃<0.5％，闪点～100℃。
柴油产品质量指标可达到S<1ppm，N<1ppm，凝点<-15℃。
轻质、中质、重质润滑油基础油分别可满足API标准Ⅱ类2号、4号及6号润滑油基础油的指标要求。
实施例5
使用实施例1提供的页岩油分级反序加氢工艺***以及实施例2提供的页岩油反序加氢的方法进行页岩油的处理，其具体条件如表3所示。
表3
Figure BDA0002463998860000151
所述烯烃饱和反应器返回所述页岩油进料管道的液相与页岩油的质量比为1:2；
一段加氢产物分馏塔分离得到的加氢尾油及部分柴油的混合进入加氢异构反应器的质量比为3.5:1。
一段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油，柴油。
二段加氢产物分馏塔的产物包括石脑油、白油、轻质润滑油基础油、中质润滑油基础油以及重质润滑油基础油。
石脑油产品质量指标可达到S<0.5ppm，N<0.5ppm。
白油产品质量指标芳烃<0.5％，闪点～60℃。
柴油产品质量指标可达到S<1ppm，N<1ppm，凝点<-20℃。
轻质、中质、重质润滑油基础油分别可满足API标准Ⅱ类2号、4号及6号润滑油基础油的指标要求。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (31)

1.一种页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述工艺***包括依次连接的一段加氢***以及二段加氢***；
所述一段加氢***包括第一反应装置、第二反应装置、第三反应装置、气相加氢装置、一段加氢分离装置以及一段加氢产物分离装置；
所述第一反应装置、第二反应装置、气相加氢装置、一段加氢分离装置以及一段加氢产物分离装置依次连接；
所述第二反应装置的底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与所述气相加氢装置的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口与所述第三反应装置的原料入口相连，所述第三反应装置的产物出口与所述一段加氢分离装置的入口相连；
所述二段加氢***包括依次连接的加氢异构反应装置、二段加氢分离装置以及二段加氢产物分离装置；
所述一段加氢产物分离装置的加氢尾油出口与加氢异构反应装置的反应物入口相连；所述一段加氢分离装置的气相经循环氢压缩机升压后，出口管路分为两支，一支与所述第二反应装置的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连，所述一段加氢分离装置的液相出口与所述一段加氢产物分离装置的入口相连；
所述二段加氢***包括氢气循环管路，所述管路与二段加氢分离装置的气相出口以及第三反应装置的入口相连，所述二段加氢分离装置的气相产物进入所述第三反应装置作为反应气体；
所述第一反应装置的反应物入口连接有页岩油进料管道，所述第一反应装置底部设置有气液分离装置，所述气液分离装置的气相出口与第二反应装置的原料入口相连，所述气液分离装置的液相出口管路分为两支，一支与第二反应装置的原料入口相连，另一支与所述页岩油进料管道相连；
所述第一反应装置返回所述页岩油进料管道的液相与页岩油的质量比为1~4:1；
所述第一反应装置为烯烃饱和反应装置；
所述第二反应装置为脱硫脱氮反应装置；
所述第三反应装置为深度脱氮脱芳烃反应装置；
所述加氢异构反应装置的入口与氢气补充管路相连。
2.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第一反应装置的反应压力为12~20 MpaG。
3.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第一反应装置的温度为160~280 ℃。
4.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第一反应装置的氢油比为500~1000 Nm3/m3。
5.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第一反应装置的体积空速为0.5~4.0 h-1。
6.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第二反应装置的反应压力为12~20 MpaG。
7.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第二反应装置的温度为300~400 ℃。
8.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第二反应装置的氢油比为500~1000 Nm3/m3。
9.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第二反应装置的体积空速为0.5~4.0 h-1。
10.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第三反应装置的出口以及气相加氢反应装置的出口与所述一段加氢分离装置的入口相连。
11.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第三反应装置的反应压力为12~20 MpaG。
12.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第三反应装置的温度为330~420 ℃。
13.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第三反应装置的氢油比为500~1000 Nm3/m3。
14.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述第三反应装置的体积空速为0.5~4.0 h-1。
15.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述一段加氢产物分离装置包括产品出口、加氢尾油出口以及气体出口。
16.根据权利要求15所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述产品出口包括柴油产品出口以及石脑油产品出口。
17.根据权利要求16所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述柴油产品出口的管路分为两支，一支采出产品，另一支与所述一段加氢产物分离装置与所述加氢异构反应装置间的管路相连。
18.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应装置的出口与所述二段加氢分离装置相连。
19.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应装置进行加氢异构反应以及后精制反应。
20.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应的反应压力为6~20 MpaG。
21.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应的温度为300~400 ℃。
22.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应的氢油比为500~1000 Nm3/m3。
23.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述加氢异构反应的体积空速为0.5~4.0 h-1。
24.根据权利要求19所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述后精制反应的反应压力为6~20 MpaG。
25.根据权利要求19所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述后精制反应的温度为220~350 ℃。
26.根据权利要求19所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述后精制反应的氢油比为500~1000 Nm3/m3。
27.根据权利要求19所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述后精制反应的体积空速为0.5~4.0 h-1。
28.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述氢气循环管路上设置有压缩机，所述压缩机与所述氢气补充管路相连。
29.根据权利要求28所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述压缩机采用3~4级压缩，压缩机的2~3级出口与加氢异构反应装置入口相连，所述压缩机的3~4级入口与所述二段加氢分离装置的气相产物相连。
30.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述二段加氢分离装置的液相出口与所述二段加氢产物分离装置相连。
31.根据权利要求1所述的页岩油分级反序加氢工艺***，其特征在于，所述二段加氢产物分离装置设置有气体出口以及至少一个产品出口。
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