CN104114678A - 加氢处理烃油的方法 - Google Patents

加氢处理烃油的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104114678A
CN104114678A CN201280069030.7A CN201280069030A CN104114678A CN 104114678 A CN104114678 A CN 104114678A CN 201280069030 A CN201280069030 A CN 201280069030A CN 104114678 A CN104114678 A CN 104114678A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogen
containing gas
reactor
gas
logistics
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.)
Granted
Application number
CN201280069030.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104114678B (zh
Inventor
E·S·范德斯伯格
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.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
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 Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN104114678A publication Critical patent/CN104114678A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104114678B publication Critical patent/CN104114678B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/043Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a change in the structural skeleton
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4031Start up or shut down operations
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps

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)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

使用至少第一反应器和第二反应器容器加氢处理烃油的方法,该方法包括:(i)提供含氢气体的第一物流;(ii)在第一反应器内,在步骤(i)中提供的含氢气体的第一物流存在下,用第一加氢处理催化剂加氢处理烃油,获得第一流出物;(iii)使用气提塔,使用含氢气体作为气提气体,将步骤(ii)中获得的第一流出物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体;(iv)提供含氢气体的第二物流,其在排列在第一反应器上游的加热装置的一部分内加热,获得加热的含氢气体的物流;和(v)任选地在至少一部分步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油存在下,在第二反应器内使至少一部分在步骤(iv)中获得的加热的含氢气体的物流与第二加氢处理催化剂接触,获得用过的含氢气体的物流,和含进一步的加氢处理的烃油的第二流出物,当还存在在步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油时。

Description

加氢处理烃油的方法
发明领域
本发明涉及使用至少第一和第二反应器加氢处理烃油的方法。
发明背景
加氢处理烃油的方法是熟知的。使用两个或更多个反应器的方法也描述于文献中。
减少含硫或氮的化合物和芳烃的含量的方法一般地称为加氢处理方法。这些方法可进一步分成特别地针对使不饱和化合物例如芳烃和烯烃饱和的方法,在此情况下,它们称为氢化方法,和特别地针对减少含硫的化合物的含量和常常与此同时减少含氮的化合物的含量的方法,在此情况下它们称为加氢脱硫方法。还存在特别地针对降低含氮的化合物的含量和其中除去仅仅相对少量含硫化合物的方法。这些被称为加氢脱氮方法。下文使用的措辞“加氢脱硫方法”是指针对除去含硫化合物和任选地氮含量的方法。其中线型蜡状烃被异构化成支链烷烃的方法称为加氢异构化或者称为加氢脱蜡方法。这些方法可应用到中间蒸馏物上,以便降低倾点。或者,该方法可应用到润滑油上,以提高粘度指数。
使用串联的两个反应器的加氢处理方法描述于WO 2011/006952A2中。它公开了一种加氢处理方法,在所述方法中,使烃油和含氢气体的结合物流经第一炉,且使加热的结合物与加氢处理催化剂在第一反应器容器内接触。将这一接触的流出物分离为部分加氢处理的烃油和被污染的含氢气体。在气提塔内,使用氢气作为气提气体进行所述分离。使部分加氢处理的烃油流经第二炉,且加热的油在第二反应器容器内在含氢气体存在下与加氢处理催化剂接触。将这一步骤的产物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体,所述加氢处理过的烃油可作为产物回收,和所述用过的含氢气体被循环到气提塔中。
由于在一年期间产物性能的需求变化,即因为产物的冷流性能在夏季比在一年的其他月份不那么迫切,因此期望具有灵活的加氢处理工艺,其中第一和第二加氢处理步骤可吸引人地去偶联(decouple)。这种去偶联将允许仅仅在夏季期间使用第一反应器容器和在一年的其余部分期间整合两个反应器容器。然而,主要的难题是,一旦需要再次整合两个加氢处理步骤时第二加氢处理步骤的启动,因为第二反应器容器在启动工艺期间可容易地损坏。本发明的目的是提供有助于以吸引人的方式偶联两个反应器容器的方法,同时提高综合工艺的经济性。
发明概述
因此,本发明提供使用至少第一反应器和第二反应器加氢处理烃油的方法,所述方法包括:
(i)提供含氢气体的第一物流;
(ii)在第一反应器内,在步骤(i)中提供的含氢气体的第一物流存在下,用第一加氢处理催化剂加氢处理烃油,获得第一流出物;
(iii)使用气提塔,使用含氢气体作为气提气体,将步骤(ii)中获得的第一流出物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体;
(iv)提供含氢气体的第二物流,其在排列在第一反应器上游的加热装置的一部分内加热,获得加热的含氢气体的物流;和
(v)任选地在至少一部分步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油存在下,在第二反应器内使至少一部分在步骤(iv)中获得的加热的含氢气体的物流与第二加氢处理催化剂接触,获得用过的含氢气体的物流,和含进一步的加氢处理的烃油的第二流出物,当还存在步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油时。
发明详述
根据本发明,在第一反应器上游排列的加热装置的一部分内,加热清洁的含氢气体的第二物流,获得加热的清洁含氢气体的物流。
合适地,在加热的结合物流动到第一反应器中之前,在相同的加热装置内加热含氢气体的第一物流和/或烃油。在本发明的特别的实施方案中,在加热的结合物流动到第一反应器中之前在加热装置的下部内结合并加热含氢气体的第一物流和烃油,而在加热装置的上部加热含氢气体的第二物流。按照这一方式,综合工艺的经济性得到显著改进,因为不再要求在第二反应器容器上游的单独的第二炉,与此同时在夏季期间去偶联之后,一旦再次需要与操作第一反应器综合操作第二反应器时,使用这一加热装置允许以高度控制且灵活的方式温热第二含氢气体。
本发明包括第二反应器的温热段。在所述段期间,使加热的含氢气体的第二物流流动到第二反应器中,这允许温热第二反应器并且以控制的方式加压。一旦已加热第二反应器到所需的温度,则它可被加压。本发明方法的额外优点是,在与第一反应器一起操作再次综合第二反应器之前,在第二反应器的温热过程中,可通过加热的含氢气体的第二物流,合适地减少在第二反应器内部的加氢处理催化剂。合适地,这种温热工艺在反应器内的温度逐渐增加。温度增加可合适地在5-40℃/h的范围内。在第二反应器的操作再次与第一反应器的操作综合之前,一旦温度达到240-350℃的范围,则第二加氢处理催化剂可合适地被还原4-16小时的时间段,优选6-10小时。
本发明方法的另一优点是,在第二反应器去偶联或者至少一部分第二加氢处理催化剂被替换之前,可合适地使用加热的含氢气体的第二物流,来气提掉在第二加氢处理催化剂上存在的烃油。
根据本发明,清洁的含氢气体的第一物流和含氢气体的第二物流优选得自于相同来源的清洁的含氢气体。在第二反应器不可能被加压的时间段期间,可使用备用压缩机来循环含氢气体的物流。
一般地,有利的是加氢处理烃油,所述烃油的主要量,例如大于70wt%,合适地大于80wt%和优选大于90wt%在第一反应器内占主导的工艺条件下在液相内。根据本发明可合适地加氢处理的烃油是煤油馏分,瓦斯油馏分和润滑油。特别地,瓦斯油馏分可以非常合适地用于本发明,因为对瓦斯油的环境限制变紧。合适的瓦斯油是主要部分的烃(例如至少75wt%)在150-400℃的范围内沸腾的瓦斯油。合适的润滑油含有至少95wt%在320-600℃范围内沸腾的烃。
加氢处理工艺可以是加氢整理工艺(其中烃油最低限度地变化),它可以是加氢裂解工艺(其中在油分子内的碳原子的平均数减少),它可以是加氢脱金属工艺(其中从烃油中除去金属组分),它可以是氢化工艺(其中不饱和烃被氢化且饱和),它可以是加氢脱蜡工艺(其中直链分子被异构化),或者它可以是加氢脱硫工艺(其中从原料中除去硫化合物)。已发现,当烃油包括硫化合物和加氢处理条件包括加氢脱硫条件时,本发明的方法是尤其是有用的。在处理含有所谓的难熔的硫化合物(即二苯并噻吩化合物)的含硫烃油中,该方法也是非常有利的。
可在本发明的方法中采用的加氢处理条件不是关键的,且可调节到烃油在其下进行转化的类型。在步骤(ii)和(v)中的加氢处理条件包括范围为250-480℃,优选320-400℃的温度,10-150 bar,优选20-90bar的压力,和0.1-10 hr-1,优选0.4-4 hr-1的重时空速。本领域技术人员能根据原料的类型和所需的加氢处理改变条件。
优选地,在步骤(iv)中提供的含氢气体的第二物流含有小于0.1体积%的硫化氢。
在步骤(ii)中的加氢处理催化剂合适地为加氢脱硫催化剂,和在步骤(v)中的加氢处理催化剂合适地为加氢脱蜡催化剂。
合适地,在步骤(ii)中所使用的加氢脱硫催化剂包括在固体载体上的元素周期表中第VB,VIB和VIII族的一种或多种金属。
合适地,在步骤(v)中所使用的加氢脱蜡催化剂包括在固体载体上的元素周期表第VIII族的一种或多种贵金属作为催化活性金属。
合适的催化剂包括在合适的载体上的至少一种元素周期表中第VB、VIB和/或VIII族金属。合适的金属的实例包括钴,镍,钼和钨,而且可使用贵金属,例如钯或铂。特别地当烃油包括硫时,催化剂合适地含有载体和至少一种第VIB族和第VIII族金属。虽然这些金属可以它们的氧化物形式存在,但优选使用它们的硫化物形式的金属。由于通常可生产它们的氧化物形式的催化剂,因此,可随后对所述催化剂进行预硫化处理,所述预硫化处理可以易地进行,但优选原地进行,尤其是在模拟实际转化的环境下进行。
使金属合适地结合在载体上。载体可以是无定形难熔氧化物,例如氧化硅,氧化铝或氧化硅-氧化铝。此外,可使用其他氧化物,例如氧化锆,氧化钛或氧化锗。对于加氢脱蜡工艺来说,可使用结晶硅酸铝,例如沸石β,ZSM-5,发光沸石,镁碱沸石,ZSM-11,ZSM-12,ZSM-23和其他中孔沸石。当加氢处理条件要引起加氢裂解时,所述催化剂可有利地包括不同的沸石。合适的沸石是八面沸石类型,例如沸石X或Y,尤其是超稳沸石Y。其他(优选大孔)沸石也是可能的。通常结合沸石与无定形粘结剂,例如氧化铝。通过浸渍、浸泡、共-研磨、捏合金属合适地与催化剂结合,或另外在沸石的情况下,通过离子交换使金属合适地与催化剂结合。显然,本领域技术人员知道什么催化剂是合适的和可如何制备这种催化剂。
第一和第二加氢处理催化剂可存在于各自反应器的一个或多个床内。
合适地,至少一部分在步骤(v)中获得的用过的含氢气体的物流可在步骤(iii)中用作气提气体。
可在气提操作中使用可能已在第二加氢处理反应器内形成的气态烃。而且,由于在步骤(v)中获得的用过的含氢气体的物流从第二加氢处理反应器中出来,因此它可在加氢处理条件下获得,这会引起升高的温度。在这一升高的温度下用过的含氢气体的物流会进一步促进气提作用且将改进从用过的含氢气体中回收热量。
合适地,第一和第二含氢气体的物流包括清洁的含氢气体。"清洁的含氢气体"要理解为含有小于0.1%vol硫化氢的气体,基于气体的总体积,优选小于0.01%vol,更优选小于20 ppmv,和最优选小于5ppmv。清洁的含氢气体的实例可包括新鲜补充的氢气(它通过例如蒸汽重整制备),或者已例如用胺进行过清洁处理的被污染的含氢气体。这种被污染的气体可得自于本发明的工艺,而且来自于不同来源或工艺的被污染的含氢气体也可经历清洁工艺和随后在本发明的方法中使用。在清洁的含氢气体中的氢气量优选至少95%vol,更优选至少97%vol,基于全部清洁的含氢气体。
在第一实施方案中,在第一反应器内,在步骤(ii)中所使用的含氢气体是清洁的含氢气体。这确保需要喂入到第一反应器内的气体量可以最小化。这种气体可合适地由纯化被污染的含氢气体(例如在本发明的方法中可获得的这种被污染的气体)而获得。
在优选的实施方案中,在气提塔中使用之前,使来自第一反应器的流出物流动到气-液分离器中。在该流出物内的气相典型地含有大量,例如0.5-5.0%vol污染物,例如硫化氢,基于气相的总体积。这一相因此作为被污染的含氢气体在气-液分离器中引出,且可优选流动到纯化段,例如胺洗涤器中。含部分加氢处理的烃油的液相从气-液分离器中引出并流动到气提塔中。采用来自第二反应器的在步骤(v)中获得的至少一部分用过的含氢气体的物流,操作气提塔。在步骤(iii)中获得的用过的含氢气体的物流和气提过的气体的结合物可喂入到第一反应器中作为含氢气体。显然,在这一实施方案中,在使用气提塔之前,第一流出物流动到气-液分离器中。污染物中的大部分在气液分离器中被除去。
要理解,在步骤(ii)和(v)内的加氢处理工艺中,氢气被消耗。一般地,用于加氢处理步骤的氢气消耗量对于该工艺来说不是关键的且取决于被加工的烃油的类型。合适地,在每一反应器内在加氢处理条件下的氢气消耗量范围为0.1-2.5wt%,基于用于第一反应器的烃油的重量和用于第二反应器的部分加氢处理的烃油的重量通过添加清洁的含氢气体到第二反应器中合适地补充在第一和第二反应器内消耗的氢气的至少80%。按照这一方式,在第一反应器内被显著量污染物污染的气体的量最小化。通过用清洁的含氢气体补充至少90%和更优选基本上100%在第一和第二反应器内消耗的氢气到第二反应器中,实现进一步的最小化。
来自第一反应器的第一流出物含有部分加氢处理的烃油。在步骤(iii)中,使这一部分加氢处理的烃油与被污染的含氢气体分离。在有利的实施方案中,待处理的烃油是典型地含有硫化合物的瓦斯油。在第一反应器内,这些硫化合物被转化成硫化氢,硫化氢会污染含氢气体。根据本发明的方法,在气提塔内,使被污染的含氢气体在步骤(iii)中与部分加氢处理的烃油相分离。在气提工艺中,含氢气体,优选从步骤(v)中回收的至少部分用过的含氢气体的物流被用作气提气体。合适地清洁在气提塔内如此获得的被污染的含氢气体,并在步骤(v)中和任选地在步骤(ii)中再次用作清洁的含氢气体。
被污染的含氢气体(尤其是当被硫化氢和其他硫化合物例如二硫化碳或氧硫化碳污染时)是熟知的。在EP-A 611 816中简要地描述了除去这些污染物的合适方式,且是通过胺洗涤。因此,被污染的含氢气体优选通过用胺处理来清洁。
在这些情况下,使被污染的含氢气体合适地与胺的水溶液接触。所述水溶液包括一种或多种胺化合物。合适的胺化合物是伯、仲和叔胺。优选地,胺包括至少一个羟烷基部分。在这一部分内的烷基合适地包括1-4个碳原子。在仲和叔胺的情况下,胺化合物优选包括一个或多个烷基和羟烷基,其中各自优选具有1-4个碳原子。合适的胺化合物的实例包括单乙醇胺,单甲醇胺,单甲基-乙醇胺,二乙基-单乙醇胺,二乙醇胺,三乙醇胺,二异丙醇胺,二乙二醇单胺,甲基二乙醇胺及其混合物。其他合适的化合物是Ν,Ν'-二(羟烷基)哌嗪,Ν,Ν,Ν',Ν'-四(羟烷基)-1,6-己二胺,其中烷基部分可包括1-4个碳原子。
所述水溶液也可包括物理溶剂。合适的物理溶剂包括四亚甲基砜和衍生物,脂族羧酸的酰胺,N-烷基吡咯烷酮,尤其是N-甲基吡咯烷酮,N-烷基哌啶酮,尤其是N-甲基哌啶酮,甲醇,乙醇,乙二醇,聚乙二醇,乙二醇或聚乙二醇的单-或二(C1-C4)烷基醚(合适地其分子量为50-800)及其混合物。
胺化合物在所述水溶液内的浓度可在宽范围内变化。本领域技术人员能在没有过度负担的情况下确定合适的浓度。有利地,所述水溶液包括至少15%wt的水,10-65%wt和优选30-55wt%的胺化合物和0-40wt%的物理溶剂,所有百分比基于水,胺化合物和物理溶剂的重量。
用胺处理被污染的含氢气体的条件合适地包括0-150℃,优选10-60℃的温度,和10-150 bar,优选35-120 bar的压力。
在气提塔内的气提气体包括含氢气体。由于至少一部分气提气体可合适地获自步骤(v)中的加氢处理反应,因此,它在升高的温度下可获得。因为相对于冷却气体的气提性能,升高的温度具有改进的气提性能,且抵消气提的冷却效果,显然清楚的是,本发明的方法提供额外的优点在于获得改进的气提作用。在步骤(iii)中用作气提气体的含氢气体有利地具有250-480℃,优选320-400℃的温度。
在步骤(v)中,使部分加氢处理的烃油的一部分或全部进行进一步的加氢处理。如上所述,当待处理的烃油是瓦斯油时,本发明的方法是特别有利的。因此,尤其是优选的是,在步骤(ii)中,加氢处理催化剂是加氢脱硫催化剂,和在步骤(v)中加氢处理催化剂是加氢脱蜡催化剂。在这些情况下,加氢脱硫催化剂合适地包括含在固体载体上的一种或多种元素周期表中第V、VI和VIII族的金属的任选硫化的催化剂。如前所述,固体载体可选自以上所述的任何难熔氧化物。加氢脱硫催化剂尤其是可包括一种或多种金属镍和钴以及一种或多种金属钼和钨。所述催化剂可有利地如上所述被硫化。
加氢脱蜡催化剂合适地包括在固体载体上的一种或多种元素周期表中第VIIII族的贵金属作为催化活性金属。优选地,贵金属选自铂,钯,铱和钌。载体有利地包括如上所述的沸石结合粘结剂材料。合适的粘结剂材料包括氧化铝,氧化硅和氧化硅-氧化铝。然而,也可使用其他难熔氧化物。
如前所述,在第二反应器的启动阶段期间,或者就在第二反应器从第一反应器中去偶联之前,可合适地使用本发明的方法。
因此,在一个实施方案中,本发明还提供使用至少第一反应器和第二反应器加氢处理烃油的方法,所述方法包括:
(i)提供含氢气体的第一物流;
(ii)在第一反应器内,在步骤(i)中提供的含氢气体的第一物流存在下,用第一加氢处理催化剂加氢处理烃油,获得第一流出物;
(iii)使用气提塔,采用含氢气体作为气提气体,将步骤(ii)中获得的第一流出物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体;
(iv)提供含氢气体的第二物流,其在排列在第一反应器上游的加热装置的一部分内加热,获得加热的含氢气体的物流;和
(v)在第二反应器内,使至少一部分在步骤(iv)中获得的加热的含氢气体的物流与第二加氢处理催化剂接触,获得用过的含氢气体的物流。
要理解,在(a)启动第二反应器或(b)从第二加氢处理催化剂中气提烃油的这些实施方案中,在去偶联第二反应器之前,部分加氢处理的烃油没有流动到第二反应器中。
本发明还提供一种加氢处理方法,其中第一和第二反应器的操作被综合。
因此,在第二实施方案中,本发明还提供使用至少第一反应器和第二反应器加氢处理烃油的方法,所述方法包括:
(i)提供含氢气体的第一物流;
(ii)在第一反应器内,在步骤(i)中提供的含氢气体的第一物流存在下,用第一加氢处理催化剂加氢处理烃油,获得第一流出物;
(iii)使用气提塔,采用含氢气体作为气提气体,将步骤(ii)中获得的第一流出物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体;
(iv)提供含氢气体的第二物流,其在排列在第一反应器上游的加热装置的一部分内加热,获得加热的含氢气体的物流;和
(v)任选地在至少一部分步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油存在下,在第二反应器内使至少一部分在步骤(iv)中获得的加热的含氢气体的物流与第二加氢处理催化剂接触,获得用过的含氢气体的物流,和含进一步的加氢处理的烃油的第二流出物。
在步骤(vi)中,在第二反应器内,加氢处理的第二流出物可被回收并分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体的物流。根据本发明,在步骤(vii)中,至少一部分用过的含氢气体的物流可转移到步骤(iii)中以供用作气提气体。优选地,至少90%vol用过的含氢气体的物流转移到步骤(iii)中,更优选至少95%vol,和最优选全部体积的用过的含氢气体的物流转移到步骤(iii)中。
可按照任何合适的方式进行步骤(vi)中的分离。合适的方法涉及在含向下延伸的板的第二反应器内部使用分离机构,所述向下延伸的板具有在板的下部边缘和反应器壁之间的开口。优选地,在板的下部边缘处提供向下延伸的凸缘。这是根据在EP-A 611 861中描述的类似的板。或者,可在第二反应器的下部中使用不同分离塔板。在进一步的实施方案中,在单独的气-液分离器内,任选地采用额外的热联合,进行在第二反应器内加氢处理的流出物的分离。在分离之前或之后,可合适地使用该流出物以供与来自气提塔的部分加氢处理的烃油热交换。其优点是冷却流出物,同时可在没有使用额外的炉的情况下,加热部分加氢处理的烃油到所需的加氢处理温度。显然,这代表显著的经济和热量-有效的优点。
图1示出了本发明的两个实施方案的简化的流程图。
图2示出了本发明的进一步的实施方案的简化的流程图。
图1示出了管线1,烃油经其流过换热器2且清洁的含氢气体借助换热器2的上游或者下游的管线3e加入其中的。含氢气体和烃油的结合物流过炉4的下部,和加热的结合物借助管线5流动到第一加氢处理反应器6中。第一加氢处理反应器6提供有三种催化剂。在随后的床之间,淬灭剂(quench)例如清洁的含氢气体分别借助管线3c和3d添加。原则上,在第一和第二反应器内的流动可以是向上或向下。优选使含氢气体和烃油或者部分加氢处理的烃油在向下流动的方向上同向流经反应器容器。按照这一方式,可以可靠的方式控制气体的流动和液体的流动。进一步地,可更加容易地控制反应温度。来自第一反应器的流出物借助管线7引出。该流出物还流经换热器2,以预热待处理的烃油,和随后流动到气提塔8中。在气提塔中,用过的含氢气体形式的气提气体借助管线10被喂入到下部内,和在来自管线7的流出物内的气体组分与气提气体一起作为被污染的含氢气体借助管线9引出。在胺吸收塔16内处理被污染的含氢气体并纯化,清洁的含氢气体借助管线3回收。管线3分开成导引含氢气体到烃油中的管线3a,和随后分开成管线3c和3d以给第一反应器6提供额外的氢气用于反应器温度控制的管线3b,和管线3e(借助它含氢气体在炉4的上部内被加热)。然后,借助管线14结合如此获得的加热的含氢气体与管线11内的部分加氢处理的烃,然后将如此获得的结合的物流借助管线23引入到第二反应器12内。要理解,尽管在附图中以单一的吸收塔16形式示出了胺吸收,但胺处理单元包括吸收和解吸塔,和任选地一个或多个压缩器。进一步地,在管线3内清洁的含氢气体可与一种或多种其他工艺物流(例如管线9内的被污染的含氢气体和/或在管线7内来自第一反应器的流出物)进行热交换。借助管线11从气提塔8中排放气提过的部分加氢处理的烃油,从而在两个反应器的综合操作过程中关闭阀门17。在管线11内的部分加氢处理的烃油可流动到第二反应器12中。根据本发明,至少80%在反应器6和12内消耗的氢气将加入到反应器12中。对于本领域技术人员来说显而易见的是,视需要,一部分新鲜补充的氢气(即最多20%氢气物流)可补充有来自管线3的含氢气体的物流。来自反应器12的处理过的烃油在反应器内部在特定的分离塔板13辅助下或者在单独的分离鼓内被分离为气体和液体物流。气体组分(即用过的含氢气体)从反应器12中借助管线10引出,所述管线10使用过的含氢气体流动到气提塔8中。液体加氢处理的烃油借助管线15回收。可按照任何已知的方式精馏管线15内的产物。在反应器2的启动工艺过程中,就在反应器12的去偶联之前,当在反应器12内烃油从催化剂中气提时,或者当催化剂在反应器12内被替换时,允许清洁的加热过的含氢气体借助管线14进入到反应器12内,而部分加氢处理的烃油的流动不再被允许借助密闭的阀门20流动到反应器12中,和部分加氢处理的烃油可借助管线21经开放的阀门17回收。当反应器12与反应器6完全去偶联时,借助管线14流动到反应器12的氢气流将通过密闭的阀门19和22停止,并通过密闭的阀门18终止来自反应器12的流出物引出。进一步地,至少一部分含氢气体可借助管线21和阀门22越过炉4,且可与管线14内加热的含氢气体结合。
在图2所示的本发明的进一步的实施方案中,添加管线24,以循环含氢气体的物流。添加阀门25和26。管线3现分开成导引含氢气体到烃油中的管线3e,随后分开成管线3c和3d以给第一反应器6提供额外的氢气以供反应器温度控制的管线3b,和管线3a(借助它含氢气体在炉4的上部被加热)。在该时间段期间,不可能加压第二反应器,可使用备用的压缩器,借助管线24和密闭阀门25和26循环含氢气体的物流。

Claims (13)

1.一种使用至少第一反应器和第二反应器加氢处理烃油的方法,该方法包括:
(i)提供含氢气体的第一物流;
(ii)在第一反应器内,在步骤(i)中提供的含氢气体的第一物流存在下,用第一加氢处理催化剂加氢处理烃油,获得第一流出物;
(iii)使用气提塔,采用含氢气体作为气提气体,将步骤(ii)中获得的第一流出物分离为加氢处理的烃油和用过的含氢气体;
(iv)提供含氢气体的第二物流,其在排列在第一反应器上游的加热装置的一部分内加热,获得加热的含氢气体的物流;和
(v)任选地在至少一部分步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油存在下,在第二反应器内使至少一部分在步骤(iv)中获得的加热的含氢气体的物流与第二加氢处理催化剂接触,获得用过的含氢气体的物流,和当还存在步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油时含进一步的加氢处理的烃油的第二流出物,。
2.权利要求1的方法,其中含氢气体的第一物流和含氢气体的第二物流得自于相同来源的清洁的含氢气体。
3.权利要求1或2的方法,其中待加氢处理的烃油是含有至少75wt%的沸点为150-400℃的烃的瓦斯油。
4.权利要求1-3任何一项的方法,其中在步骤(ii)和(v)中的加氢处理条件包括250-480℃的温度,10-150bar的压力,和0.1-10hr-1的重时空速。
5.权利要求1-4任何一项的方法,其中含氢气体的第二物流含有小于0.1体积%的硫化氢。
6.权利要求1-5任何一项的方法,其中在使用气提塔之前,使在步骤(ii)中获得的第一流出物流到气-液分离器中
7.权利要求1-6任何一项的方法,其中清洁在步骤(iii)中获得的用过的含氢气体,并再次在步骤(v)中和任选地在步骤(ii)中使用。
8.权利要求1-7任何一项的方法,其中在至少一部分步骤(iii)中获得的加氢处理的烃油存在下,进行步骤(v)。
9.权利要求1-8任何一项的方法,其中在步骤(iii)中用作气提气体的含氢气体的温度为250-480℃。
10.权利要求1-9任何一项的方法,其中将在步骤(v)中获得的用过的含氢气体用作步骤(iii)中的气提气体。
11.权利要求1-10任何一项的方法,其中在步骤(ii)中的第一加氢处理催化剂是加氢脱硫催化剂,和在步骤(v)中的第二加氢处理催化剂是加氢脱蜡催化剂。
12.权利要求11的方法,其中在步骤(ii)中使用的加氢脱硫催化剂包括在固体载体上的选自元素周期表中第VB、VIB和VIII族的一种或多种金属。
13.权利要求11或12的方法,其中在步骤(v)中使用的加氢脱蜡催化剂包括在固体载体上的选自元素周期表中第VIII族的一种或多种贵金属作为催化活性金属。
CN201280069030.7A 2011-12-29 2012-12-27 加氢处理烃油的方法 Active CN104114678B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11195994 2011-12-29
EP11195994.6 2011-12-29
PCT/EP2012/076966 WO2013098336A1 (en) 2011-12-29 2012-12-27 Process for hydrotreating a hydrocarbon oil

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104114678A true CN104114678A (zh) 2014-10-22
CN104114678B CN104114678B (zh) 2017-11-24

Family

ID=47470014

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280069030.7A Active CN104114678B (zh) 2011-12-29 2012-12-27 加氢处理烃油的方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20150175909A1 (zh)
EP (1) EP2798044B1 (zh)
KR (1) KR102041762B1 (zh)
CN (1) CN104114678B (zh)
CA (1) CA2862039C (zh)
RU (1) RU2630219C2 (zh)
WO (1) WO2013098336A1 (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2919281T3 (es) * 2016-02-29 2022-07-22 Sabic Global Technologies Bv Un proceso para la producción de olefinas usando saturación aromática

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2337358A (en) * 1939-10-20 1943-12-21 Albert C Travis Treatment of hydrocarbons
WO2002048285A1 (en) * 2000-12-14 2002-06-20 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing process with integrated interstage stripping
US20020106315A1 (en) * 2001-02-06 2002-08-08 Tohoku Oil Co., Ltd. Cooling method of hydrotreating plant and cooling unit therefor
WO2003080769A1 (en) * 2002-03-21 2003-10-02 Chevron U.S.A. Inc. New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils
US20060118466A1 (en) * 2001-11-22 2006-06-08 Renaud Galeazzi Two-step method for hydrotreating of a hydrocarbon feedstock comprising intermediate fractionation by rectification stripping
CN101831317A (zh) * 2010-05-08 2010-09-15 何巨堂 一种高芳高氮烃的氢化方法
WO2011006952A2 (en) * 2009-07-15 2011-01-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for hydrotreating a hydrocarbon oil

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3928178A (en) * 1974-06-12 1975-12-23 Standard Oil Co Method of controlling catalyst deposits in hydrodesulfurization
US4913797A (en) * 1985-11-21 1990-04-03 Mobil Oil Corporation Catalyst hydrotreating and dewaxing process
US4994170A (en) * 1988-12-08 1991-02-19 Coastal Eagle Point Oil Company Multi-stage wax hydrocrackinig
JPH06299168A (ja) 1993-02-15 1994-10-25 Shell Internatl Res Maatschappij Bv 水素化処理法
DE4305176A1 (de) 1993-02-19 1994-08-25 Winkhaus Fa August Schlüsselprofile und daraus hergestellte Schlüsselgruppen
US5958218A (en) * 1996-01-22 1999-09-28 The M. W. Kellogg Company Two-stage hydroprocessing reaction scheme with series recycle gas flow
US5976354A (en) * 1997-08-19 1999-11-02 Shell Oil Company Integrated lube oil hydrorefining process
US20040159582A1 (en) * 2003-02-18 2004-08-19 Simmons Christopher A. Process for producing premium fischer-tropsch diesel and lube base oils
US7282138B2 (en) * 2003-11-05 2007-10-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel
WO2009073436A2 (en) * 2007-11-28 2009-06-11 Saudi Arabian Oil Company Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2337358A (en) * 1939-10-20 1943-12-21 Albert C Travis Treatment of hydrocarbons
WO2002048285A1 (en) * 2000-12-14 2002-06-20 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing process with integrated interstage stripping
US20020106315A1 (en) * 2001-02-06 2002-08-08 Tohoku Oil Co., Ltd. Cooling method of hydrotreating plant and cooling unit therefor
US20060118466A1 (en) * 2001-11-22 2006-06-08 Renaud Galeazzi Two-step method for hydrotreating of a hydrocarbon feedstock comprising intermediate fractionation by rectification stripping
WO2003080769A1 (en) * 2002-03-21 2003-10-02 Chevron U.S.A. Inc. New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils
WO2011006952A2 (en) * 2009-07-15 2011-01-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for hydrotreating a hydrocarbon oil
CN101831317A (zh) * 2010-05-08 2010-09-15 何巨堂 一种高芳高氮烃的氢化方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013098336A1 (en) 2013-07-04
EP2798044A1 (en) 2014-11-05
RU2014131225A (ru) 2016-02-20
CA2862039C (en) 2021-02-02
US20150175909A1 (en) 2015-06-25
RU2630219C2 (ru) 2017-09-06
KR20140119046A (ko) 2014-10-08
CA2862039A1 (en) 2013-07-04
EP2798044B1 (en) 2020-01-22
KR102041762B1 (ko) 2019-11-07
CN104114678B (zh) 2017-11-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5572185B2 (ja) 向流反応器を用いる中間留出物の水素化
JP6501897B2 (ja) 低温フィッシャー・トロプシュ合成生成物の水素化処理方法
CN103502398B (zh) 用于加氢加工烃的方法和设备
CN104204153B (zh) 用于由烃料流制备柴油的方法和设备
US7419582B1 (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
CN102471701A (zh) 用于转化烃类原料的方法
CN104204151A (zh) 用于由烃料流制备柴油的方法和设备
US7803334B1 (en) Apparatus for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
CN108795492A (zh) 制备柴油的方法
CN103608431B (zh) 用两个串联的汽提器回收加氢加工的烃的方法和设备
CN108698822A (zh) 从气体料流中回收氢气和液化石油气的方法
CN105324464A (zh) 用于制备柴油的方法和设备
CN108699452A (zh) 用于加氢精制分馏塔顶石脑油的方法和装置
CN105705613B (zh) 将费托液体和蜡转化成润滑剂基本油料和/或运输燃料的方法
RU2545181C2 (ru) Способ гидрообработки углеводородного масла
CN103415595B (zh) 生产柴油的方法和设备
CN104981533B (zh) 制造具有低硫含量的汽油的方法
CN100503788C (zh) 一种生产清洁燃料的方法
CN104114678A (zh) 加氢处理烃油的方法
CN103443250B (zh) 用于将两种料流加氢加工的方法和设备
CN108699453A (zh) 用于加氢精制汽提塔顶石脑油的方法和装置

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant