CN114763491B - 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法 - Google Patents

一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114763491B
CN114763491B CN202110030234.0A CN202110030234A CN114763491B CN 114763491 B CN114763491 B CN 114763491B CN 202110030234 A CN202110030234 A CN 202110030234A CN 114763491 B CN114763491 B CN 114763491B
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogenation
reaction
ebullated bed
bed hydrogenation
oil
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202110030234.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114763491A (zh
Inventor
孟兆会
张文芳
刘玲
殷冬冬
仝玉军
葛海龙
杨涛
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Dalian Petrochemical Research Institute Co ltd
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN202110030234.0A priority Critical patent/CN114763491B/zh
Publication of CN114763491A publication Critical patent/CN114763491A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114763491B publication Critical patent/CN114763491B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/70—Catalyst aspects
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本发明公开了一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所述方法包括如下内容：劣质含烃原料首先在沸腾床加氢反应区进行加氢裂化反应，反应产物经分离后得到轻组分、中组分和重组分；得到的重组分与处理剂处理并经沉降分离后得到轻馏分和重馏分；得到的重馏分进入补充加氢反应器，在氢气和补充加氢催化剂存在条件下进行加氢反应，加氢反应后得到的加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理。本发明方法通过工艺流程调整，可以在实现大幅提高劣质含烃物料加氢体系稳定性的同时，提高轻质油收率，实现装置稳定、高效长周期运行。

Description

一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法
技术领域
本发明属于炼油化工领域，特别是涉及一种沸腾床加氢方法。
背景技术
随着世界经济持续快速发展及人们环保意识的不断加强，对清洁燃料油及化工原料的需求急速增长，而目前世界主要油田大部分已进入开发中后期，可开采的轻质原油比重逐渐减少，原油劣质化趋势加剧。在未来炼油生产中重质原油比例将越来越大，如何将重质原油尽可能地转化成轻质燃料或化工用原料显得尤为重要，其中关键是在原油中占较大比重（40%-60%）的渣油的轻质化。目前渣油轻质化手段包括脱碳和加氢两种，脱碳工艺包括焦化、减粘裂化及溶剂脱沥青等，延迟焦化技术成熟、流程简单、投资和操作费用低、原料适应性强，在处理高硫、高残炭等劣质渣油方面具有一定优势，是炼厂处理劣质渣油的重要手段。但延迟焦化工艺存在明显缺点，如液收低、产品质量差，产生低附加值焦炭等，从资源合理利用及环境保护角度讲，焦化并不是最佳的渣油加工技术。减粘裂化及溶剂脱沥青同样存在液收偏低等问题。加氢技术主要分固定床、沸腾床、悬浮床和移动床重油加氢技术四种类型。全球渣油加氢总加工能力约为281万桶/日，占到全球渣油加工能力的17%，其中，约82%为固定床加氢处理，18%为沸腾床加氢裂化，渣油悬浮床加氢裂化尚无工业应用装置。渣油加氢工艺轻质油收率高，可生产低硫燃料油或为催化裂化和加氢裂化装置提供原料，经济效益较好，在世界范围内应用较广。在西方发达国家如美国、日本、德国等国家，渣油加氢处理能力占渣油总加工能力的比重较大，可以达到80%以上，而我国所占比重只有36.4%，远低于发达国家水平。无论从世界范围内的渣油加工能力增长趋势而言，还是从资源合理利用和产品清洁化要求出发，我国的加氢能力仍有很多潜力可挖，渣油加氢深度转化必将成为我国炼油业长期追求的目标，从液收及技术成熟度来看，沸腾床渣油加氢技术将成为国内炼油技术商优选技术。
发明内容
目前，沸腾床加氢转化处理劣质含烃原料过程中，尤其在高转化率操作条件下（所述高转化率通常指转化深度不小于70%，优选不小于75%），存在加氢体系不稳定、尾油质量差等问题，本发明方法通过工艺流程调整，可以在实现大幅提高劣质含烃物料加氢体系稳定性的同时，提高轻质油收率，降低低附加值尾油收率并改善尾油质量，实现装置稳定、高效长周期运行。
本发明第一方面提供一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所述方法包括如下内容：
（1）在接触条件下，劣质含烃原料和氢气进入沸腾床加氢反应区，在沸腾床加氢催化剂作用下进行加氢裂化反应，反应产物经分离后得到轻组分、中组分和重组分；
（2）步骤（1）得到的重组分与处理剂接触进行处理，处理并经分离后得到第一油相物料和第二油相物料，其中第一油相物料进一步进入分离塔经沉降分离后得到轻馏分和重馏分；
（3）步骤（2）得到的重馏分进入补充加氢反应器，在氢气和补充加氢催化剂存在条件下进行加氢反应；
（4）将步骤（3）中加氢反应后得到的加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述的沸腾床加氢反应区设置至少一台沸腾床加氢反应器，优选设置1或2台沸腾床加氢反应器，当设置2台以上沸腾床加氢反应器时，所述多个沸腾床加氢反应器可以采用串联和/或并联方式连接。所述沸腾床加氢反应器优选采用内置三相分离器的沸腾床反应器，具体可以采用中国石油化工化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发的内置三相分离器的沸腾床反应器。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述沸腾床加氢催化剂可以采用本领域现有沸腾床加氢催化剂，如采用中国石油化工股份有限公司开发的沸腾床加氢催化剂中的一种或几种，具体可以采用抚顺石油化工研究院开发的商业牌号FES-30、FEM-10沸腾床催化剂，也可以从市场上购买TEX2720催化剂。一般情况下，所述沸腾床加氢催化剂包括载体和活性金属，其中活性金属可以为镍、钴、钼或钨中的一种或几种；催化剂组成以重量百分比计可以包括：镍或钴为0.5%～10%(按其氧化物来计算)，钼或钨为1%～25% (按其氧化物来计算)，载体可以为氧化铝、氧化硅、氧化铝-氧化硅或氧化钛中 的一种或几种。催化剂的形状呈挤出物或球形，堆密度为0.5～0.9g/cm3，颗粒直径(球形直径或条形直径)为0.04～1.0mm，比表面积为80～300m2/g。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述的劣质含烃原料可以是常压渣油，减压渣油，油砂沥青中的一种或几种，还可以掺炼部分蜡油、催化柴油中的一种或几种。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述的沸腾床加氢反应区的操作条件如下：反应温度为380～450℃，反应压力13MPa～20.0MPa，体积空速0.2～4.0h-1，氢油体积比300～1500，优选操作条件如下：反应温度400～440℃，反应压力14MPa～18.0MPa，体积空速0.3～1.5h-1，氢油体积比600～1000。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述轻组分的终馏点温度为160～190℃，中组分的终馏点温度520℃～560℃。步骤（1）中所述轻组分、中组分、重组分的分离通常包括常压分馏塔和减压分馏塔。其中轻组分、及中组分中终馏点温度小于370℃馏分在常压分馏塔中分离得到，中组分中初馏点大于370℃馏分及重组分分别在减压分馏塔的侧线及塔底获得。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（1）中所述的轻组分可以作为石脑油调和组分、或者经进一步精制处理后作为产品出装置。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（2）中所述处理剂可以是丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、异戊烷、石脑油中的一种或几种，优选为正丁烷和异戊烷、石脑油中的一种或几种；更进一步的，正丁烷与异戊烷体积比为4:1～1:4，优选为2:1～1:2。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（2）中所述处理条件如下：压力为4.0～8.0MPa，处理温度130～170℃，处理剂与重组分的体积比2:1～10:1，优选处理条件如下：压力4.5～6.5MPa，处理温度135～160℃，处理剂与重组分的体积比为4:1～9:1。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（2）中所述分离塔控制温度为160～190℃，优选温度为150～170℃，分离塔塔顶得到轻馏分，塔底得到重馏分。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（2）中得到的第二油相物料可以作为生产石油焦产品的物料。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（3）中所述补充加氢反应器操作条件如下：反应温度350～400℃，反应压力10MPa～15.0MPa，体积空速0.8～3.0h-1，氢油体积比200～1000，优选操作条件：反应温度360～380℃，反应压力11MPa～14.0MPa，体积空速1.0～2.0h-1，氢油体积比250～400。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（3）中所述补充加氢反应器中装填的补充加氢催化剂可以选用本领域现有加氢精制催化剂中的一种或几种，可以选用市售商品，也可以根据现有方法进行制备。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（4）中所述步骤（3）得到的反应后得到的加氢后重组分与劣质含烃原料的质量比一般可以控制为1:25～1:10，优选质量比1:20～1:12。
本发明第二方面提供另外一种实施方式的提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所述方法包括如下内容：
（1）在接触条件下，劣质含烃原料和氢气进入沸腾床加氢反应区，在沸腾床加氢催化剂作用下进行加氢裂化反应，反应产物经分离后得到轻组分、中组分和重组分；
（2）步骤（1）得到的重组分与处理剂接触进行处理，处理并经分离后得到第一油相物料和第二油相物料，其中第一油相物料进一步进入分离塔经沉降分离后得到轻馏分和重馏分；
（3）步骤（2）得到的重馏分进入补充加氢反应器，在氢气和加氢催化剂存在条件下进行加氢反应；
（4）将步骤（3）中加氢反应后得到的加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理；
（5）将步骤（1）得到中组分、步骤（2）得到的轻馏分进入加氢裂化反应区，在氢气和加氢裂化催化剂存在下进行加氢裂化反应，反应后得到石脑油、航煤和尾油。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（5）中得到的石脑油可以作为处理剂循环回步骤（2）中与重组分进行处理。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（5）中得到的尾油可以作为乙烯裂解原料，也可以部分或全部与第一油相物料混合进入步骤（2）所述分离塔进行处理。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（5）中所述加氢裂化反应区设置至少一台加氢裂化反应器，所述加氢裂化反应器可以采用固定床反应器、流化床反应器、沸腾床反应器、悬浮床反应器中的一种或几种。步骤（5）中所述加氢裂化催化剂可以采用本领域现有加氢裂化催化剂，可以采用市售商品，也可以根据本领域公开的方法进行制备，如可以采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发的多产化工原料加氢裂化催化剂，具体可以采用FF-66/FC-46加氢裂化催化剂等。
进一步的，上述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，步骤（5）中所述加氢裂化反应区的操作条件如下：反应温度350～400℃，反应压力10MPa～12.0MPa，体积空速0.4～3.0h-1，氢油体积比300～1500，优选操作条件如下：反应温度360～390℃，反应压力11MPa～13.0MPa，体积空速0.5～1.5h-1，氢油体积比700～1200。
与现有技术相比，本发明提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法具有如下技术优点：
1、本发明提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，通过将沸腾床加氢反应后得到的重馏分先进行分离处理，然后将分离得到的重馏分加氢后返回沸腾床加氢反应区，申请人在研究过程中发现，将加氢后的重馏分返回到沸腾床加氢反应区可以大幅提高了沸腾床加氢体系的稳定性，有助于提高装置运转稳定性。
2、本发明提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法中，沸腾床加氢装置采用高转化率操作，可以大幅提高轻质油收率，轻质油拔出率达到90%以上，且主要产品以石脑油和航煤高附加值产品为主。
附图说明
图1为本发明提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法流程示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步描述，但不限制本发明的保护范围。
如图1所示，本发明提供一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所示方法包括如下内容：劣质含烃原料1和氢气2进入沸腾床加氢反应区3，在沸腾床加氢催化剂存在下进行加氢反应，反应流出物进一步进入分离单元4分离后得到轻组分5、中组分6和重组分7，其中，轻组分5可以作为石脑油调和组分，或者进一步经精制处理后作为石脑油产品出装置；其中重组分7和处理剂8进入处理单元9进行处理后得到第一油相物料10和第二油相物料11，其中，第二油相物料11可以作为生产石油焦产品的原料，第一油相物料10进入分离塔12经沉降分离后得到轻馏分13和重馏分14，所述重馏分14和氢气2进入补充加氢反应器15进行加氢处理，处理后得到的加氢后重馏分16进入沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理。所述中组分6、轻馏分13和氢气进入加氢裂化反应区17进行加氢裂化反应，反应流出物经加氢裂化分离单元18分离后得到石脑油19、航煤20和尾油21，尾油21可以作为乙烯裂解原料，也可以部分或全部与第一油相物料10混合进入分离塔12进行处理（图中未画出）。
本发明沸腾床加氢反应区使用一个沸腾床反应器，具体可以使用中国石油化工股份有限公司开发的内置三相分离器的沸腾床加氢反应器。所述沸腾床加氢催化剂采用抚顺石油化工研究院开发的商业牌号FES-30微球型沸腾床加氢催化剂。加氢裂化催化剂采用抚顺石油化工研究院开发的FF-66/FC-46催化剂，补充加氢反应器采用抚顺石油化工研究院开发的FF-66加氢催化剂，也可以从市场上购买具有适度芳烃饱和功能的商用催化剂。
本发明实施例和比较例中所用的劣质含烃原料为减压渣油，其具体性质见表1。
实施例1
采用图1所述工艺流程，其中沸腾床加氢反应器的操作条件为：反应温度：430℃，反应压力16.0MPa，体积空速0. 4h-1，氢油体积比800；轻组分终馏点控制为165℃，中组分终馏点控制为538℃；处理剂为正丁烷和异戊烷，正丁烷与异戊烷的体积比1:1，压力为5.0MPa，处理温度145℃，溶剂比5:1，分离塔的操作温度155℃。补充加氢反应器的操作条件：反应温度370℃，反应压力13.0MPa，体积空速1.5h-1，氢油体积比300。加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应器，所述加氢后重馏分与减压渣油的质量比为1:12。加氢裂化反应器的操作条件为：反应温度380℃，反应压力11.5MPa，体积空速0.6h-1，氢油体积比900，裂化尾油循环回分离塔。具体试验结果见表2及表3。
实施例2
采用图1所述工艺流程，其中沸腾床加氢反应器的操作条件为：反应温度：425℃，反应压力16.0MPa，体积空速0.4h-1，氢油体积比800；轻组分终馏点控制为170℃，中组分终馏点控制为545℃；处理剂为加氢裂化反应器得到的石脑油，压力5.0MPa，温度为145℃，溶剂比5:1，分离塔的操作温度155℃；补充加氢反应器的操作条件：反应温度370℃，反应压力13.0MPa，体积空速1.6h-1，氢油体积比300；加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应器，所述加氢后重馏分与减压渣油的质量比为1:15。加氢裂化反应器的操作条件为：反应温度370℃，反应压力11.5MPa，体积空速0.6h-1，氢油体积比900，尾油循环回分离塔。具体试验结果见表2及表3。
实施例3
采用图1所述工艺流程，其中沸腾床加氢反应器的操作条件为：反应温度435℃，反应压力16.0MPa，体积空速0.4h-1，氢油体积比800；轻组分终馏点控制为180℃，中组分终馏点控制为550℃。处理剂为加氢裂化反应器得到的石脑油，压力5.0MPa，温度为145℃，溶剂比5:1，分离塔的操作温度165℃；补充加氢反应器的操作条件：反应温度360℃，反应压力13.0MPa，体积空速1.5h-1，氢油体积比300；加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应器，所述加氢后重馏分与减压渣油的质量比为1:15。加氢裂化反应器的操作条件为：反应温度380℃，反应压力11.5MPa，体积空速0.8h-1，氢油体积比900，裂化尾油出装置直接作为乙烯裂解原料。具体试验结果见表2及表3。
比较例1
与实施例1相比基本相同，不同之处在于没有设置分离塔和补充加氢反应器，处理后得到的第一油相全部进入加氢裂化反应区。具体试验结果见表2及表3。
比较例2
与实施例1相比基本相同，不同之处在于没有设置补充加氢反应器，重馏分没有经过加氢直接返回沸腾床加氢反应器。具体试验结果见表2及表3。
表1 原料减压渣油性质
项目 减压渣油
<![CDATA[密度/g·cm<sup>-3</sup>]]> 1.023
残炭，wt% 23.27
C，wt% 84.79
H，wt% 11.09
S，wt% 4.11
N，wt% 0.39
<![CDATA[Ni/μg·g<sup>-1</sup>]]> 40.29
<![CDATA[V/μg·g<sup>-1</sup>]]> 52.82
饱和分，wt% 10.71
芳香分，wt% 52.04
胶质，wt% 28.28
沥青质，wt% 8.97
表2 反应结果
实施例1 实施例2 实施例3 比较例1 比较例2
常压分馏塔塔底甲苯不溶物含量，wt% 0.12 0.19 0.21 0.45 0.35
减压分馏塔切换周期，月 16 12 10 6 8
表3 产品性质
注：密度为20℃对应密度
通过以上实施例及比较例可以看出，本发明沸腾床加氢方法，通过设置，提高加氢体系稳定性，降低生成油中甲苯不溶物含量，在提高轻质油收率同时还可以改善产品质量。

Claims (18)

1.一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所述方法包括如下内容：
（1）在接触条件下，劣质含烃原料和氢气进入沸腾床加氢反应区，在沸腾床加氢催化剂作用下进行加氢裂化反应，反应产物经分离后得到轻组分、中组分和重组分；沸腾床加氢反应区的操作条件如下：反应温度为380～450℃，反应压力13MPa～20.0MPa，体积空速0.2～4.0h-1，氢油体积比300～1500；
（2）步骤（1）得到的重组分与处理剂接触进行处理，处理并经分离后得到第一油相物料和第二油相物料，其中第一油相物料进入分离塔经沉降分离后得到轻馏分和重馏分；处理剂是丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、异戊烷、石脑油中的一种或几种；处理条件如下：压力为4.0～8.0MPa，处理温度130～170℃，处理剂与重组分的体积比2:1～10:1；分离塔控制温度为150～170℃；
（3）步骤（2）得到的重馏分进入补充加氢反应器，在氢气和补充加氢催化剂存在条件下进行加氢反应；补充加氢反应器操作条件如下：反应温度350～400℃，反应压力10MPa～15.0MPa，体积空速0.8～3.0h-1，氢油体积比200～1000；
（4）将步骤（3）中加氢反应后得到的加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理。
2.一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，所述方法包括如下内容：
（1）在接触条件下，劣质含烃原料和氢气进入沸腾床加氢反应区，在沸腾床加氢催化剂作用下进行加氢裂化反应，反应产物经分离后得到轻组分、中组分和重组分；沸腾床加氢反应区的操作条件如下：反应温度为380～450℃，反应压力13MPa～20.0MPa，体积空速0.2～4.0h-1，氢油体积比300～1500；
（2）步骤（1）得到的重组分与处理剂接触进行处理，处理并经分离后得到第一油相物料和第二油相物料，其中第一油相物料进入分离塔经沉降分离后得到轻馏分和重馏分；处理剂是丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、异戊烷、石脑油中的一种或几种；处理条件如下：压力为4.0～8.0MPa，处理温度130～170℃，处理剂与重组分的体积比2:1～10:1；分离塔控制温度为150～170℃；
（3）步骤（2）得到的重馏分进入补充加氢反应器，在氢气和加氢催化剂存在条件下进行加氢反应；补充加氢反应器操作条件如下：反应温度350～400℃，反应压力10MPa～15.0MPa，体积空速0.8～3.0h-1，氢油体积比200～1000；
（4）将步骤（3）中加氢反应后得到的加氢后重馏分循环回沸腾床加氢反应区与劣质含烃原料混合进行处理；
（5）将步骤（1）得到中组分、步骤（2）得到的轻馏分进入加氢裂化反应区，在氢气和加氢裂化催化剂存在下进行加氢裂化反应，反应后得到石脑油、航煤和尾油。
3.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（1）中所述的劣质含烃原料是常压渣油，减压渣油，油砂沥青中的一种或几种。
4.按照权利要求3所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（1）中所述的劣质含烃原料中掺炼部分为蜡油、催化柴油中的一种或两种。
5.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（1）中沸腾床加氢反应区的操作条件如下：反应温度400～440℃，反应压力14MPa～18.0MPa，体积空速0.3～1.5h-1，氢油体积比600～1000。
6.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（2）中处理剂为正丁烷和异戊烷、石脑油中的一种或几种。
7.按照权利要求6所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，正丁烷与异戊烷体积比为4:1～1:4。
8.按照权利要求6所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，正丁烷与异戊烷体积比为2:1～1:2。
9.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（2）中处理条件如下：压力4.5～6.5MPa，处理温度135～160℃，处理剂与重组分的体积比为4:1～9:1。
10.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（3）中补充加氢反应器操作条件如下：反应温度360～380℃，反应压力11MPa～14.0MPa，体积空速1.0～2.0h-1，氢油体积比250～400。
11.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（1）中轻组分的终馏点温度为160～190℃，中组分的终馏点温度520℃～560℃。
12.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（4）中所述的加氢后重馏分与劣质含烃原料的质量比为1:25～1:10。
13.按照权利要求1或2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（4）中所述的加氢后重馏分与劣质含烃原料的质量比为1:20～1:12。
14.按照权利要求2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（5）中得到的石脑油作为处理剂循环回步骤（2）中与重组分进行处理。
15.按照权利要求2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（5）中得到的尾油部分或全部与第一油相物料混合进入步骤（2）所述分离塔进行处理。
16.按照权利要求2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（5）中所述加氢裂化反应区设置至少一台加氢裂化反应器，所述加氢裂化反应器采用固定床反应器、流化床反应器、沸腾床反应器、悬浮床反应器中的一种或几种。
17.按照权利要求2所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（5）中加氢裂化反应区的操作条件如下：反应温度350～400℃，反应压力10MPa～12.0MPa，体积空速0.4～3.0h-1，氢油体积比300～1500。
18.按照权利要求2或17所述提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法，其中，步骤（5）中加氢裂化反应区的操作条件如下：反应温度360～390℃，反应压力11MPa～13.0MPa，体积空速0.5～1.5h-1，氢油体积比700～1200。
CN202110030234.0A 2021-01-11 2021-01-11 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法 Active CN114763491B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110030234.0A CN114763491B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110030234.0A CN114763491B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114763491A CN114763491A (zh) 2022-07-19
CN114763491B true CN114763491B (zh) 2023-05-05

Family

ID=82363189

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110030234.0A Active CN114763491B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114763491B (zh)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102041084A (zh) * 2009-10-21 2011-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种重烃加氢组合工艺方法
CN103102944A (zh) * 2011-11-10 2013-05-15 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理及轻质化的组合工艺方法
CN103102982A (zh) * 2011-11-10 2013-05-15 中国石油化工股份有限公司 渣油转化组合工艺方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102041084A (zh) * 2009-10-21 2011-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种重烃加氢组合工艺方法
CN103102944A (zh) * 2011-11-10 2013-05-15 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理及轻质化的组合工艺方法
CN103102982A (zh) * 2011-11-10 2013-05-15 中国石油化工股份有限公司 渣油转化组合工艺方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN114763491A (zh) 2022-07-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102382678B (zh) 一种焦化汽油生产芳烃的方法
CN107557064B (zh) 煤焦油组合床加氢方法和用于煤焦油组合床加氢的***
CN103805247B (zh) 一种加工劣质柴油的组合工艺方法
CN103102982A (zh) 渣油转化组合工艺方法
CN103059997B (zh) 渣油加氢处理和延迟焦化组合工艺方法
CN105713662A (zh) 一种加氢处理与催化裂化的组合工艺
CN102041082B (zh) 一种重油原料加氢转化的工艺方法
CN114763491B (zh) 一种提高沸腾床加氢装置运行稳定性的方法
CN110835550B (zh) 一种生产化工原料的加氢裂化方法
CN101434867A (zh) 一种悬浮床渣油加氢-催化裂化组合工艺方法
CN109486519B (zh) 一种由低品质油生产高辛烷值汽油的改质方法和***
CN103540358B (zh) 渣油转化-芳烃抽提组合工艺
CN114437792B (zh) 一种加工渣油的方法和装置
CN108102707B (zh) 一种高钙高氮高粘度渣油的加工方法
CN111378491B (zh) 一种劣质重油加氢处理工艺
CN115895718B (zh) 一种脱油沥青加氢裂化处理方法
CN114437808B (zh) 一种加工重油的方法和***
CN113930255B (zh) 一种原油生产化工原料的加氢方法
CN113122328B (zh) 一种劣质原料油轻质化处理工艺及***
RU2773853C2 (ru) Усовершенствованный способ конверсии остатков, объединяющий стадии глубокой гидроконверсии и стадию деасфальтизации
CN112574778B (zh) 一种劣质油临氢改质方法和***
CN114806638B (zh) 一种低硫船用燃料油生产方法
CN113563921B (zh) 一种生产低硫石油焦的方法和***
CN111378470B (zh) 一种渣油加氢脱金属处理方法
CN111378469B (zh) 一种渣油加氢脱金属方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20231124

Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp.

TR01 Transfer of patent right