CN103773472B

CN103773472B - 一种提高加氢处理装置油水分离效果的方法

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Publication number: CN103773472B
Application number: CN201210408339.6A
Authority: CN
Inventors: 王仲义; 彭冲; 崔哲; 吴子明; 孙士可
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date: 2012-10-24
Filing date: 2012-10-24
Publication date: 2015-08-12
Anticipated expiration: 2032-10-24
Also published as: CN103773472A

Abstract

本发明公开了一种提高加氢处理装置油水分离效果的方法。原料蜡油与氢气及任选的外来轻馏分混合后进行加氢处理，加氢处理反应流出物与循环的轻质油品混合，经冷却并经注入洗涤水后，进入气液分离器进行气液分离，液体产品分馏，得到气体、轻质油品和尾油，其中一部分轻质油品循环回气液分离器。本发明方法适用于将柴油加氢装置改造为蜡油加氢装置的企业，通过轻质油品的注入，可以降低蜡油加氢生成油的极性、粘度及密度，增加了油水分离的效率，从而在不对装置进行大幅度改动的基础上，最大限度降低装置的操作波动问题，提高了装置的运行稳定性，获得了理想的综合加工效果。

Description

一种提高加氢处理装置油水分离效果的方法

技术领域

本发明涉及一种加氢处理工艺方法，主要是指将加氢处理生成的轻质油与部分外来轻质油混合后注入分离系统，用于解决目前工业中柴油加氢精制改为蜡油加氢处理过程中油水分离效果差，分馏系统波动大的方法。

背景技术

催化加氢对于提高原油加工深度，合理利用石油资源，改善产品质量，提高轻质油收率以及减少大气污染都具有重要意义。尤其是随着原油日益变重变劣，对中间馏分油的需求越来越多，催化加氢已成为石油加工的一个重要过程。催化加氢是指石油馏分在氢气存在下催化加工过程的通称，目前炼厂采用的加氢过程主要有两大类：加氢精制和加氢裂化。此外加氢处理在某种意义上也可以认为是一种有特定目的的加氢精制。

加氢精制主要用于油品精制，其目的是除掉油品中的硫、氮、氧杂原子及金属杂质，有时还对部分芳烃进行加氢，改善油品的使用性能，可以作为加氢精制的原料范围较广，如重整原料、煤油、各种中间馏分油、重油及渣油等。

加氢处理是通过部分加氢裂化和加氢精制反应使原料油质量符合下一个工序的要求，加氢处理多用于渣油、蜡油和脱沥青油等。

上述所提之所以说二者在某种意义上有相似之处，正是因为对于柴油加氢精制与蜡油加氢处理而言，在反应压力、空速和氢油比等关键性加氢参数上，具有相同或者相似的条件，也就是说，在工业上，只要更换加氢催化剂及调整反应温度，对于同一套装置而言，此两种单元是可以灵活转化的；由于市场对于馏分油的需求瞬息万变，企业为了顺应市场潮流，也会对产品结构做出及时的调整，此时，柴油加氢精制与蜡油加氢处理的相互转变就成为了必然，目前，国内已有多家企业将柴油加氢精制装置改为了蜡油加氢处理装置，虽然带来的效益是可观的，但仍有些许的不足之处：一般地，柴油加氢精制装置采用的大多是冷高分流程，此类分离流程应用于蜡油加氢处理后，由于生成油性质的变化，会造成产品与水的分离效果变差，致使排入装置外的酸性水中含有油相，浪费油品的同时扰乱了下游酸水处理装置的操作，此外排入分馏系统的生成油中亦含有水，会造成分馏系统汽提塔塔顶温度、压力均出现大幅波动，影响了装置的平稳运行。如《石油炼制与化工》2006年10月“柴油加氢精制装置改造成蜡油加氢处理装置”一文中公开了上述的技术难题。

CN101381620介绍了一种油品的超声波分离方法，虽然反应条件缓和，杂质脱除率高，无污染等，但主要目的为脱去油品的金属，并未对油水进行高效的分离操作。CN101875856A介绍了一种蜡油加氢处理和催化裂化的组合方法，虽然最大量的生产汽油，节省投资，降低能耗。CN102041042A介绍了一种劣质蜡油加氢处理方法，虽然理由催化剂级配技术提高了脱硫率、脱氮率、脱金属率等，但二者采用冷高分流程所涉及的油水分离问题均未解决。综上所述，可以看出目前有关蜡油加氢处理的以及油水分离的专利，都没能遇到或者彻底解决油水性质相近，难以分离的难题。《炼油技术与工程》2005年5月“改造柴油加氢精制装置为催化裂化装置提供优质原料”一文中，某炼厂为克服上述问题，采用热高分替换原有柴油加氢精制装置的冷高分，流程改动较大，大幅增加了装置改造成本。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供一种加氢处理工艺方法，该方法将改造后的加氢处理装置轻质生成油与外来轻质油品混合注入到冷高压分离器中，可以最大限度的降低加氢处理生成油的极性、粘度和密度，从而提高油水分离效果，避免装置对内、对外产生大幅度的波动。

本发明提供一种提高加氢处理装置油水分离效果的方法，包括如下步骤：

a）在加氢处理条件下，原料油与氢气混合后通过含有加氢处理催化剂的反应器床层；

b）步骤a）所得反应流出物与分馏系统循环的轻质油品混合后，经过换热、并经过注水后进入冷高压分离器进行分离，得到富氢气体、液体生成油和酸性水；富氢气体经循环氢压缩机后与补充氢混合得到循环氢，酸性水去酸水处理装置；其中分馏系统循环的轻质油品占原料蜡油的1~50重量%；

c）步骤b）得到的液体生成油进入冷低压分离器进行分离，得到低分气、液体烃产物和酸性水；低分气可以去火炬或者进行脱硫处理，液相烃产物进入分馏系统，酸性水与步骤b）中排出的酸性水混合后进行处理；

d）步骤c）所得液体烃产物进入分馏系统进行分馏，得到气体、石脑油、柴油及尾油；其中一部分石脑油及柴油可以与装置外来掺入的轻组分混合后返回步骤b），与步骤a）的反应流出物混合后进行分离。

根据本发明的加氢处理方法，其中步骤a）所述的原料油可以是任何适用于作为加氢处理单元的原料，根据目前企业的情况，大部分均以脱硫为主，所以一般为含硫1wt%以上，优选含硫1.5wt%以上的高硫原料，初馏点一般为280～340℃，终馏点一般为500～650℃。所述的原料油可以选自加工中东原油所得到的各种减压瓦斯油（VGO），脱沥青油（DAO）焦化蜡油（CGO），如加工伊朗原油、沙特原油、科威特原油所得到的上述油品中的一种或者几种。

其中步骤d）所述的外来轻组分初馏点一般为60～100℃，终馏点一般为300～360℃。出于增强油水分离效果的考虑，混入的轻组分中链烷烃含量要占绝大部分；出于装置直接出产品的目的，混入的轻组分最好为其它加氢装置产出的汽柴油组分，或者性质与其相近的直馏组分等，可以选自加工任何原油得到的各种加氢汽柴油组分，如加工中东原油，海洋原油等得到的加氢轻组分；也可以选自加工低硫石蜡基原料得到的各种直馏汽柴油组分，如加工大庆原油，长庆原油等得到的直馏轻组分；掺入外来轻馏分与加氢处理生成油轻组分的比例为0～8，优选1～3，所述的外来轻组分占原料蜡油0~50重量%。

步骤a）中所述的加氢处理催化剂包括载体和所负载的加氢活性金属。以催化剂的重量为基准，通常包括元素周期表中第ⅥB族金属组分，如钨和/或钼以氧化物计为10%～35%，优选为15%～30%；第Ⅷ族金属如镍和/或钴以氧化物计为1%～7%，优选为1.5%～6%。载体为无机耐熔氧化物，一般选自氧化铝、无定型硅铝、二氧化硅、氧化钛和分子筛中的一种或几种等。加氢脱硫预处理催化剂可以选择现有的各种商业催化剂，例如抚顺石油化工研究院（FRIPP）研制开发的FF-14、FF-18、FF-24等加氢处理催化剂；也可以根据需要按本领域的常识进行制备。

步骤a）所述的加氢理操作条件为：反应压力8.0～16.0 MPa，氢油体积比500：1～1300：1，体积空速为0.1～5.0 h^-1，反应温度260℃～455℃；优选操作条件为反应压力9.0～14.0 MPa，氢油体积比600：1～1000：1，体积空速0.3～3.0 h^-1，反应温度310℃～430℃。

根据本发明的加氢处理方法，在步骤b）中，步骤a）所得反应流出物与步骤d）循环回的轻质油品混合后，经换热，通常需要注入洗涤水后再进入高压空冷器进行冷却，以洗涤混合流出物中的铵盐。所述洗涤水的具体注入量可以根据原料油的性质确定。注水量一般可以为总设计进油量的5wt%～20wt%，优选为设计进油量的12wt%～18wt%。

步骤b）所述的冷高压分离器操作压力与反应系统压力相同或略低（不计管线阻力和压力降），温度一般为10～90 ℃，优选35～65 ℃。冷高压分离器分离出的轻质烃类，经过处理后可以获得优质产品；水洗得到的大量含有铵盐的酸性废水，外排至污水处理。

步骤c）所述的冷低压压分离器操作压力一般为0.1～2.0MPa，优选0.5～1.5 MPa，温度一般为10～90 ℃，优选30～60℃。冷低压分离器分离出的气相，经过处理后可以用作其他用途；底部排出少量的酸性废水，外排至污水处理。

根据本发明的加氢处理方法，其中还可以在原料油中掺入适量的轻馏分油。所述轻馏分油为各种来源的石脑油、煤油和柴油馏分中的一种或几种。轻馏分油的掺入量一般为原料蜡油的1wt%~50wt%。

与现有技术相比，本发明方法具有以下优点：

本发明方法适用于目前国内大部分企业柴油精制装置改蜡油处理装置所面临的油水分离不清的局面，通过轻质油品的注入，可以降低生成油的极性、粘度及密度，增加了油水分离的效率，可以在对装置不进行大幅度改动的基础上，最大限度的降低了外排至酸性水处理装置含有污油，以及内排至分馏系统汽提塔水分压过高而引起的操作参数波动问题，可以减少生产过程中许多不必要的麻烦。从而在提高产品质量的基础上，获得了理想的综合加工效果。工艺流程上，本发明方法仅将反应部分生成的轻质油品与外来油品混合后注入高分内，并未增加额外的投资，最大限度的满足了装置利旧的要求，可以看出，本发明方法节约投资，人力、物力上都有很大的优势。

对于轻组分含量较低的蜡油原料而言，掺混适量的轻馏分油，可以对分馏塔得到轻馏分油的循环量形成补充，能够更好的促进轻馏分油与加氢后蜡油的作用，降低冷高压分离器中液体的粘度。另一方面，同时掺混加工适量轻馏分油也对加氢能力不足的炼油企业提供了一种通过加氢处理富裕轻馏分油的途径，具有较好的经济效益。

附图说明

图1是本发明方法一种实施方式的流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的加氢处理工艺方法进行详细说明。

如图1所示，本发明的加氢处理工艺流程如下：

原料油1与氢气2混合后进入加氢预处理反应器3中反应，液相流出物4从反应器底部流出，经注入洗涤水5后进入到高压分离器6，高压分离器6顶部得到的气相7经过循环氢压缩机8压缩后与补充氢9混合得到循环氢10，高压分离器6中下部排出的液体11进入低压分离器12中进行分离，低压分离器12顶部排出气相13，中下部得到液体生成物14进入到分馏系统15中，高压分离器6底部排出酸性水16与低压分离器12底部排出的酸性水17混合后进入酸水处理系统；进入到分馏系统15的液体生成物14经过分馏操作，从塔自上而下依次得到塔顶气18、石脑油19、柴油20及尾油21，其中石脑油19与柴油20部分混合后与外来轻质油品22一起经泵23送入反应系统内进入到液相流出物4中。

接下来通过具体实施例对本发明的联合加氢处理方法作进一步的说明。

比较例1

比较例1为常规柴油精制装置改造的蜡油加氢处理装置，加工常规原料油，包括冷高压分离器和冷低压分离器，存在油水分离效果不好的问题，装置使用的催化剂、原料油、操作条件均与实施例1相同。工艺条件列于表3，高分生成油性质列于表4。

实施例1

采用图1所示的工艺流程，在改造过的蜡油加氢处理装置内进行生产，通过改造方法利用蜡油加氢处理产生的轻组分与装置外来轻油（外来轻油与产生轻组分的比例此处选用2）对处理生成油进行调和。实施例中使用的催化剂的性质列于表1，外来轻油组分性质列于表2。催化剂为抚顺石油化工研究院研制生产的商品催化剂。

实施例2

工艺流程同实施例1，在改造过的蜡油加氢处理装置内进行生产，通过改造方法利用蜡油加氢处理产生的轻组分与装置外来轻油（外来轻油与产生轻组分的比例此处选用2）对处理生成油进行调和。原料蜡油中同时掺混10%的直馏柴油。实施例中使用的催化剂的性质列于表1，外来轻油组分性质列于表2。催化剂为抚顺石油化工研究院研制生产的商品催化剂。

工艺条件列于表3，高分生成油性质列于表4，蜡油产品主要性质见表5。

表1催化剂主要物化性质。

项目	FF-24加氢处理催化剂
		外观形状	三叶草条
颗粒直径，mm	1.2～1.4
		条长，mm	3～8
压碎强度，N/cm	≥160
		化学组成，wt%	Mo-Ni-Co
NiO	2.8～4.1
		MoO₃	15.1～17.8
CoO	1.0～5.0

表2 原料油性质表。

项目	常规原料油	外来轻质油	直馏柴油
				来源	减压蜡油+焦化蜡油+脱沥青油	加氢装置所产汽油+柴油	常减压装置
密度(20℃) /g·cm^-3	0.9232	0.8144	0.8488
				馏程范围/℃	310～560	35～330	220～355
粘度(50℃)/mm²·s^-1	39.11	1.02	5.88
				总链烷烃，wt%	23.8	49.1	43.3

表3 工艺条件。

	比较例1	实施例1	实施例2
				原料油	常规原料油	常规原料油	常规原料油+10%直馏柴油
催化剂	FF-24	FF-24	FF-24
				反应压力/MPa	10.0	10.0	10.0
平均反应温度/℃	370	370	370
				体积空速/h^-1	1.2	1.2	1.2
氢油体积比/℃	800:1	800:1	800:1

*体积空速系对蜡油原料而言。

表4 高分生成油性质表。

项目	比较例1	实施例1	实施例2
				组成	蜡油加氢生成油	加氢生成油+轻组分循环油+外来轻质油	加氢生成油+轻组分循环油+外来轻质油
密度(20℃) /g·cm^-3	0.8844	0.8602	0.8554
				馏程范围/℃	40～550	35～545	34～540
粘度(50℃)/mm²·s^-1	21.47	15.59	12.88
				总链烷烃，wt%	41.2	44.1	44.9

表5 蜡油产品性质表。

项目	比较例1	实施例1	实施例2
				密度(20℃) /g·cm^-3	0.9108	0.9165	0.9288
馏程范围/℃	295～550	305～550	318～550
				粘度(50℃)/mm²·s^-1	37.44	37.89	38.01

从以上的实施例可以看出，本发明加氢处理方法的最大特点在于，针对改造过的加氢处理装置而言，与轻油循环回高分的流程相比，其密度、粘度、极性（链烷烃含量低）均较大，与水的互溶性相对较高，分离难度大；经改造后各项参数均发生了变化，与水之间更容易分层，不会造成油水分离不好，对分馏系统造成波动的情况；此外本装置仅在装置流程上做了小幅的改动，所带来的经济效益明显，在人力、物力上都有很大的优势。

Claims

1.一种提高加氢处理装置油水分离效果的方法，包括以下内容：

a）在加氢处理条件下，原料蜡油与氢气混合后通过含有加氢处理催化剂的反应器床层；

b）步骤a）所得反应流出物与分馏系统循环的轻质油品混合后，经过换热、并经过注洗涤水后进入冷高压分离器，得到富氢气体、液体生成油和酸性水；其中分馏系统循环的轻质油品占原料蜡油的1~50 重量%；

c）步骤b）得到的液体生成油进入冷低压分离器进行分离，得到气体、液体产物和酸性水；

d）步骤c）所得液相流出物进入分馏系统进行分馏，得到气体、石脑油、柴油及尾油；其中一部分石脑油和/或柴油与装置外来轻组分混合后返回步骤b），与步骤a）的反应流出物混合后进行分离；所述外来轻组分的初馏点为60～100℃，终馏点为300～360℃。

2.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤a）所述的原料蜡油为含硫1wt%以上的高硫原料。

3.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述原料蜡油的初馏点为280～340℃，终馏点为500～650℃。

4.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的轻组分为其它加氢装置产出的汽柴油组分或直馏组分。

5.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的外来轻组分占原料蜡油的0~50wt%。

6.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，在原料蜡油中掺入1wt%~50wt%的轻馏分油，所述轻馏分油为各种来源的石脑油、煤油和柴油馏分中的一种或几种。

7.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤a）所述的加氢处理操作条件为：反应压力8.0～16.0 MPa，氢油体积比500：1～1300：1，体积空速为0.1～5.0 h^-1，反应温度260℃～455℃。

8.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述洗涤水的注入量为总设计进油量的5wt%～20wt%。

9.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤b）所述的冷高压分离器操作压力与反应系统压力相同或略低，温度为10～90 ℃。

10.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤c）所述的冷低压分离器操作压力为0.1～2.0MPa，温度为10～90 ℃。

11.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的加氢处理催化剂包括载体和所负载的加氢活性金属，以催化剂的重量为基准，包括元素周期表中第ⅥB族金属组分以氧化物计为10%～35%，第Ⅷ族金属以氧化物计为1%～7%。

12.按照权利要求5所述的方法，其特征在于，所述的外来轻组分占原料蜡油的10~40重量%。