CN105008493A - 渣油加氢裂化方法 - Google Patents

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Abstract

公开了一种升级渣油烃和降低所生成的产物在下游过程中向沥青质沉积物形成的趋势的方法。所述方法可以包括：使渣油烃馏分和氢气在加氢裂化反应区中与加氢转化催化剂接触以将至少一部分所述渣油烃馏分转化为轻质烃；从所述加氢裂化反应区回收流出物；使氢气和至少一部分所述流出物与渣油加氢处理催化剂接触；和分离所述流出物以回收两种或更多种烃馏分。

Description

渣油加氢裂化方法
技术领域
本文中公开的实施方式总体涉及加氢转化方法，包括渣油和其他重质烃馏分加氢裂化方法。更具体地说，本文中公开的实施方式涉及渣油烃原料的溶剂脱沥青、在渣油脱硫单元和渣油加氢裂化单元中处理所生成的脱沥青油以及在单独的渣油加氢裂化单元中处理来自溶剂脱沥青单元的沥青。
背景技术
随着全世界对汽油和其他馏分精炼产品例如煤油、航空燃油和柴油的需求稳定增长，对于将高沸点化合物转化为较低沸点的化合物已有明显的趋势。为了满足馏分燃料日益增加的需求，精炼人员已经研究出各种反应，例如加氢裂化、渣油脱硫(RDS)和溶剂脱沥青(SDA)，以将渣油、减压瓦斯油(VGO)和其他重质油原料转化为航空燃料和柴油燃料。
已经开发了对重质原料表现出优异的馏分选择性、合理的转化活性和稳定性的催化剂。然而，通过所述各种方法可得到的转化速率有限。例如，RDS单元单独可从高硫渣油产生1wt％硫的燃料，但是转化率通常限于约35％至40％。其他方法已经提出利用SDA单元将渣油进料溶剂脱沥青并只在渣油加氢裂化单元(RHU)中处理脱沥青油。此外，其他方法在SDA单元中处理来自RHU的未转化的减压渣油并将脱沥青油(DAO)再循环回到RHU的前端。别的其它方法提议在RHU中直接处理SDA沥青。虽然如此，仍然需要实现高度烃转化和除硫的经济方法。
发明内容
在一个方面，本文中公开的实施方式涉及一种用于升级渣油烃的方法。所述方法可以包括以下步骤：使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
在另一个方面，本文中公开的实施方式涉及一种用于升级渣油烃的方法，其可以包括以下步骤：使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器的流出物以回收一种或多种烃馏分；使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；使所述渣油加氢脱硫单元流出物在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；和分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
在另一个方面，本文中公开的实施方式涉及一种用于升级渣油烃的方法，其可以包括以下步骤：使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分；使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分，所述烃馏分包括减压渣油烃馏分；使所述减压渣油烃馏分在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；和从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
其他方面和优点从以下的描述和所附的权利要求中将是显而易见的。
附图说明
图1是根据本文中公开的实施方式，渣油烃原料升级方法的简化工艺流程图。
图2是根据本文中公开的实施方式，渣油烃原料升级方法的简化工艺流程图。
图3是根据本文中公开的实施方式，在渣油烃原料升级方法中使用整合的加氢处理反应器系统的方法的简化工艺流程图。
图4是根据本文中公开的实施方式，在渣油烃原料升级方法中使用整合的加氢处理反应器系统的方法的简化备选工艺流程图。
具体实施方式
在一个方面，本文中的实施方式总地涉及加氢转化方法，包括加氢裂化渣油和其他重质烃馏分的方法。更具体地说，本文中公开的实施方式涉及渣油烃原料的溶剂脱沥青，在渣油脱硫单元和渣油加氢裂化单元中处理所生成的脱沥青油，和在单独的渣油加氢裂化单元中处理来自溶剂脱沥青的沥青。
本文中公开的加氢转化方法可以用于在升高的温度和压力条件下以及在氢气和一种或多种加氢转化催化剂存在下使渣油烃原料反应，以将所述原料转化为污染物(例如硫和/或氮)水平降低的较低分子量产物。加氢转化方法可以包括，例如，氢化、加氢脱硫、加氢脱氮、加氢裂化、加氢脱金属、加氢脱康拉逊残碳(hydroDeCCR)或加氢脱沥青等。
在本文中使用时，涉及渣油烃的渣油烃馏分或类似的术语被定义为沸点或沸程超过约340℃的烃馏分，但是也可以涉及整体重质原油处理。可以用于本文中公开的方法的渣油烃原料可以包括各种精炼和其他烃流，例如石油常压或减压渣油、脱沥青油、脱沥青的沥青(deasphalter pitch)、加氢裂化常压塔或减压塔塔底馏分、直馏减压瓦斯油、加氢裂化减压瓦斯油、流体催化裂化(FCC)淤浆油、来自沸腾床加氢裂化法的减压瓦斯油、页岩成油、煤成油、沥青砂沥青、妥尔油、生物来源的原油、黑油、以及其他类似烃流、或这些的组合，其各自可以是直馏、加工得到、加氢裂化、部分脱硫和/或部分脱金属的流。在一些实施方式中，渣油烃馏分可以包括标准沸点为至少480℃、至少524℃或至少565℃的烃。
现在参考图1，渣油烃馏分(渣油)10进给到溶剂脱沥青单元(SDA)12。在SDA 12中，所述渣油烃与溶剂接触以选择性溶解沥青质和类似的烃，产生脱沥青油(DAO)馏分14和沥青馏分15。
溶剂脱沥青可以在SDA 12中，通过例如使所述渣油烃进料与轻质烃溶剂在约38℃至约204℃范围的温度和约7巴表压至约70巴表压范围的压力下接触而进行。用于SDA 12中的溶剂可以包括例如C3、C4、C5、C6和/或C7烃，如丙烷、丁烷、异丁烯、戊烷、异戊烷、己烷、庚烷或其混合物。使用所述轻质烃溶剂可以提供高提升力(高DAO收率)。一些实施方式中，从SDA单元12回收的DAO馏分14可以含有500wppm至5000wppm沥青质(即不溶于庚烷的)、50至150wppm金属(例如Ni、V等等)和5wt％至15wt％康拉逊残碳(Conradson Carbon Residue)。
沥青馏分15然后可以与稀释剂17例如SRVGO(直馏减压瓦斯油)混合，产生稀释的沥青(渣油)馏分19。稀释的沥青馏分19和氢气21然后可以进给到沸腾床反应器系统42，所述沸腾床反应器系统可以包括一个或多个沸腾床反应器，其中所述烃和氢气与加氢转化催化剂接触，将所述沥青的至少一部分与氢气反应以形成轻质烃、将所述沥青烃脱金属、除去康拉逊残碳、或以其它方式将所述渣油转化为有用的产物。
沸腾床反应器42中的反应器可以在约380℃至约450℃范围内的温度、约70巴绝压至约170巴绝压范围内的氢分压、和约0.2h-1至约2.0h-1范围内的液时空速(LHSV)下运行。在所述沸腾床反应器内，所述催化剂可以是返混的并通过液体产物的再循环保持无规运动。这可以通过首先从气态产物分离再循环油而实现。所述油然后可以通过外部的泵，或如示出的，通过安装在反应器底盘中的具有叶轮的泵进行再循环。
取决于所处理的原料，在沸腾床反应器系统42中的目标转化率可以在约40wt％至约75wt％的范围内。在任何情况下，目标转化率应该保持在低于沉积物形成变得过多并从而阻止运行连续性的水平。除了所述渣油烃转化为轻质烃之外，硫去除率可以在约40wt％至约80wt％范围内，金属去除率可以在约60wt％至约85wt％范围内，和康拉逊残碳(CCR)去除率可以在约30wt％至约65wt％范围内。
在沸腾床反应器系统42中转化之后，所述部分转化的烃可以作为混合气/液流出物经由流送管线44回收并进给到分馏系统46以回收一种或多种烃馏分。正如所示，分馏系统46可以用于回收含有轻质烃气体和硫化氢(H2S)的尾气48、轻质石脑油馏分50、重质石脑油馏分52、煤油馏分54、柴油馏分56、轻质减压瓦斯油馏分58、重质瓦斯油馏分60和减压渣油馏分62。在一些实施方式中，减压渣油馏分62可以再循环供进一步处理，例如到SDA单元12、沸腾床反应器系统42、或下面论述的其他反应单元16、20。在其他实施方式中，减压渣油馏分62可以与切取馏分66掺合以产生燃料油。
分馏系统46可以包括，例如，高压高温(HP/HT)分离器以将流出蒸气与流出液体分离。分离的蒸气可以沿着气体冷却、提纯和再循环气体压缩的路径传递，或可以单独的或与外来的馏分和/或在所述加氢裂化过程中产生的馏分组合的，首先通过整合的加氢处理反应器系统(其可以包括一个或多个附加的加氢转化反应器)处理，然后沿着气体冷却、提纯和压缩的路径传递。
从HP/HT分离器分离的液体可以与从所述气体冷却和提纯段回收的其他馏分产物一起闪蒸和传递到常压蒸馏系统。常压塔塔底馏分，例如初沸点至少约340℃、例如初沸点在约340℃至约427℃范围内的烃，然后可以通过减压蒸馏系统进一步处理以回收减压馏分。
减压塔塔底馏分产物，例如初沸点至少约480℃、例如初沸点在约480℃至约565℃范围内的烃，然后可以在冷却，例如通过直接换热或将一部分渣油烃进料直接注入到减压塔塔底馏分产物中，之后传递去罐藏。
在一些实施方式中，在沸腾床反应器系统42和分馏系统46中处理之后回收的燃料油馏分62可以具有2.25wt％或更低的硫含量；在其他实施方式中为2.0wt％或更低；和在别的实施方式中为1.75wt％或更低。
从SDA单元12回收的脱沥青油馏分14可以可选的加热、与富氢气体23合并、并进给到渣油脱硫(RDS)单元16。RDS单元16可以包括一个或多个渣油脱硫反应器。
在一些实施方式中，RDS单元16可以包括在所述RDS反应器上游的一个或多个升流反应器(UFR)(未示出)。所述DAO进料可以在所述反应器上游与富氢气体23或与进入UFR底部的进料、和在一些实施方式中与从所述UFR回收的流出物混合。所述UFR可以有助于增加下游RDS催化剂床中的催化剂寿命，以及除去进料中的一部分硫、康拉逊残碳和沥青质。
在包括所述UFR和/或RDS反应器的RDS单元16中的运行条件，可以包括在约360℃至约400℃范围内的温度和约70巴表压至约170巴表压范围内的氢分压。所述RDS在一些实施方式中的脱硫率可以达到至少70wt％，在其他实施方式中至少80wt％，并且在别的其他实施方式中高达或超过92wt％。
从RDS单元16回收的流出物18，然后可以在加氢裂化反应器系统20中进一步处理，所述加氢裂化反应器系统可以包括串联或并联排列的一个或多个加氢裂化反应器。
在反应器系统20中，所述RDS流出物可以在约70巴绝压至约170巴绝压范围内的氢分压、约380℃至约450℃范围内的温度和约0.2h-1至约2.0h-1范围内的LHSV下，在催化剂存在下加氢裂化。在一些实施方式中，加氢裂化反应器系统20中的运行条件可以类似于上面对沸腾床反应器系统42描述的运行条件。在其他实施方式中，例如在加氢裂化反应器系统20包括一个或多个沸腾床反应器的情况下，所述沸腾床反应器可以在比反应器系统42中严苛度更高的条件下运行，严苛度更高是指温度更高、压力更高、空间速度更低或其组合。
取决于减压渣油原料性质、在RDS单元16中除去金属和康拉逊残碳的程度、以及使用的SDA溶剂，回收的DAO可以在如所示出的固定床反应系统或沸腾床反应器系统20中处理，所述系统在气/液分离和催化剂再循环方面等可以类似于上面描述的沸腾床反应器系统42。例如，在所述DAO的金属和康拉逊残碳含量分别小于80wppm和10wt％、例如分别小于50wppm和7wt％的情况下，可以使用固定床反应器系统。例如，当金属和康拉逊残碳含量高于上面对固定床反应器系统列举的含量时，可以使用沸腾床反应器系统。在任一种加氢裂化反应器系统中，使用的反应器数量可以取决于进料速率、总体目标渣油转化水平、和在RDS单元16中达到的转化水平，以及其他变量。在一些实施方式中，在加氢裂化反应器系统20中可以使用一个或两个加氢裂化反应器。
在加氢裂化反应器系统20中转化之后，所述部分转化的烃可以作为混合气/液流出物经由流送管线22回收并进给到分馏系统24以回收一种或多种烃馏分。正如所示，分馏系统24可以用于回收尾气26、轻质石脑油馏分28、重质石脑油馏分30、煤油馏分32、柴油馏分34、轻质减压瓦斯油馏分36、重质减压瓦斯油馏分38、和减压渣油馏分40。在一些实施方式中，减压渣油馏分40可以再循环供进一步处理。在其他实施方式中，减压渣油馏分40可与切取馏分64掺合以产生燃料油。
分馏系统24可以包括，例如，高压高温(HP/HT)分离器以将流出蒸气与流出液体分离。分离的蒸气可以沿着气体冷却、提纯和再循环气体压缩的路径传递，或可以单独的或与外来的馏分和/或在所述加氢裂化过程中产生的馏分组合，首先通过可以包括一个或多个附加加氢转化反应器的整合加氢处理反应器系统(IHRS)处理，然后沿着气体冷却、提纯和压缩的路径传递。
从HP/HT分离器分离的液体可以与从所述气体冷却和提纯段回收的其他馏分产物一起闪蒸和传递到常压蒸馏系统。常压塔塔底馏分，例如初沸点至少约340℃、例如初沸点在约340℃至约427℃范围内的烃，然后可以通过减压蒸馏系统进一步处理以回收减压馏分。
减压塔塔底馏分产物，例如初沸点至少约480℃、例如初沸点在约480℃至约565℃范围内的烃，然后可以在冷却，例如通过直接换热或将一部分渣油烃进料直接注入到减压塔塔底馏分产物中，之后传递去罐藏。
所述DAO馏分通过RDS单元16和加氢裂化反应系统20的总体转化率可以在约75wt％至约95wt％的范围内，例如在约85wt％至约90wt％的范围内。
在一些实施方式中，在RDS单元16、加氢裂化反应器系统20和分馏系统24中处理之后回收的燃料油馏分40可以具有1.25wt％或更低的硫含量；在其他实施方式中为1.0wt％或更低；和在别的实施方式中为0.75wt％或更低。
用于RDS反应器、URF和沸腾床反应器中的催化剂可以包括可用于烃原料的加氢处理或加氢裂化的任何催化剂。加氢处理催化剂，例如，可以包括可以用于催化烃原料的氢化以增加它的氢含量和/或除去杂原子污染物的任何催化剂组合物。加氢裂化催化剂，例如，可以包括可用于催化氢加成到大或复杂的烃分子以及对所述分子催化裂化以获得较小的、分子量较低的分子的任何催化剂组合物。
在本文公开的实施方式的加氢转化方法中使用的加氢转化催化剂组合物是本领域技术人员公知的，并且一些是从W.R.Grace&Co.、Criterion Catalysts&Technologies、和Albemarle等商购的。合适的加氢转化催化剂可以包括选自元素周期表4-12族的一种或多种元素。在一些实施方式中，根据本文中公开的实施方式的加氢转化催化剂可以包含镍、钴、钨、钼的一种或多种及其组合、由其组成、或基本由其组成，或者无载体或者负载在多孔基体例如二氧化硅、氧化铝、二氧化钛、或其组合上。依照制造商供应的或依照从再生过程产生的，所述加氢转化催化剂可以是例如，金属氧化物的形式。在一些实施方式中，所述加氢转化催化剂可以在引入加氢裂化反应器之前预硫化和/或预调理。
可以使用的馏分加氢处理催化剂包括选自已知提供催化氢化活性的那些元素的催化剂。通常选择选自8-10族元素和/或6族元素的至少一种金属组分。6族元素可以包括铬、钼和钨。8-10族元素可以包括铁、钴、镍、钌、铑、钯、锇、铱和铂。所述催化剂中氢化组分的量适合范围为约0.5至约10重量％的8-10族金属组分和约5至约25重量％的6族金属组分，按每100重量份总催化剂的金属氧化物计算，其中所述重量百分比是基于硫化之前所述催化剂的重量。所述催化剂中的氢化组分可以是氧化和/或硫化的形式。如果至少一种6族和至少一种8族金属组分的组合作为(混合)氧化物存在的话，它将在适合用于加氢裂化之前经受硫化处理。在一些实施方式中，所述催化剂包含镍和/或钴的一种或多种组分以及钼和/或钨的一种或多种组分或铂和/或钯的一种或多种组分。含有镍和钼、镍和钨、铂和/或钯的催化剂是有用的。
可以使用的渣油加氢处理催化剂包括通常由选自6族元素(例如钼和/或钨)和8-10族元素(例如钴和/或镍)或其混合物的氢化组分构成的催化剂，所述氢化组分可以负载在氧化铝载体上。氧化磷(15族)任选作为活性成分存在。典型的催化剂可以含有3至35wt％氢化组分，以及氧化铝粘结剂。所述催化剂团粒可以是从1/32英寸至1/8英寸的尺寸范围，并且可以是球形、挤塑的三叶或四叶形状。在一些实施方式中，通过催化剂区的进料首先接触针对去除金属而预先选定的催化剂，可是也可以发生一些硫、氮和芳烃的去除。随后的催化剂层可以用于硫和氮的去除，可是也预计它们将催化金属的去除和/或裂化反应。用于脱金属的催化剂层，当存在时，可以包含平均孔隙尺寸范围从125至225埃和孔隙容积范围从0.5-1.1cm3/g的催化剂。用于脱氮/脱硫的催化剂层可以包含平均孔隙尺寸范围从100至190埃与孔隙容积为0.5-1.1cm3/g的催化剂。美国专利No.4,990,243描述了孔隙尺寸至少约60埃并优选从约75埃至约120埃的加氢处理催化剂。用于本方法的一种脱金属催化剂例如是，美国专利No.4,976,848中所描述的，其全部公开内容为了所有目的通过引用纳入本文中。同样地，用于重质流脱硫的一种催化剂例如是，美国专利Nos.5,215,955和5,177,047中所描述的，其全部公开内容为了所有目的通过引用纳入本文中。用于中间馏分、减压瓦斯油流和石脑油流脱硫的一种催化剂例如是，美国专利No.4,990,243中所描述的，其全部公开内容为了所有目的通过引用纳入本文中。
有用的渣油加氢处理催化剂包括具有由氧化铝、二氧化硅、磷或这些的各种组合构成的多孔耐熔基质的催化剂。一种或多种类型的催化剂可以用作渣油加氢处理催化剂，并且在使用两种或更多种催化剂的情况下，所述催化剂可以在所述反应器区中作为层存在。下层的催化剂可以具有良好的脱金属活性。所述催化剂也可以具有氢化和脱硫活性，并且使用大孔隙尺寸催化剂对于最大化金属的去除可能是有利的。具有这些特性的催化剂对于去除康拉逊残碳和硫而言不是最佳的。下层中催化剂的平均孔隙尺寸通常将是至少60埃并且在很多情况下将明显更大。所述催化剂可以含有例如镍、钼或钴的金属的一种或其组合。可用于所述下层中的催化剂在美国专利Nos.5,071,8055,215,955和5,472,928中描述。例如，根据氮法，如美国专利No.5,472,928中所述并且至少20％的孔隙在130至170埃范围内的那些催化剂可以用于下催化剂层。所述催化剂区的上层中存在的催化剂与下层中的催化剂相比，应该具有更高的加氢活性。因此，可用于上层的催化剂的特征可以在于，孔隙尺寸更小以及康拉逊残碳去除、脱氮和脱硫的活性更高。通常，所述催化剂将含有金属例如镍、钨和钼以提高加氢活性。例如，根据氮法，如美国专利No.5,472,928中所述并且至少30％的孔隙在95至135埃范围内的那些催化剂可以用于上催化剂层。所述催化剂可以是成形催化剂或球形催化剂。另外，致密的较不脆弱的催化剂可以用于所述升流固定床催化剂区以使催化剂颗粒的破碎和从所述反应器回收的产物中的颗粒夹带最小化。
本技术领域的技术人员将认识到，所述各种催化剂层可以不只由单一催化剂类型构成，而是可以由不同催化剂类型的混合物组成以达到所述层最佳的金属或康拉逊残碳去除和脱硫水平。虽然在所述区的下部分将出现一些氢化，但康拉逊残碳、氮和硫的去除可以主要在上层中发生。显然也将发生附加的金属去除。对每个层选择的特定催化剂或催化剂混合物、所述区中的层数、每层的床的体积比例、和所选择的具体加氢处理条件将取决于由所述单元处理的原料、准备回收的目标产物、以及商业考虑例如催化剂成本。所有这些参数在从事石油精制工业的人员的技术范围内并且在此不应该需要进一步详细说明。
现在参考图2，其中同样的数字表示同样的部分，示出了根据本文中公开的实施方式，渣油烃原料升级方法的简化流程。如上面对于图1所述，渣油烃原料10通过SDA单元12处理，并且所生成的沥青馏分在沸腾床反应器系统42和分馏系统46中处理。脱沥青油馏分14可以与富氢气体23合并，并进给到RDS单元16，所述RDS单元可以包括一个或多个渣油脱硫反应器。
从RDS单元16回收的流出物18然后可以在分馏系统24中处理，以产生一种或多种烃馏分26、28和38等以及减压渣油馏分40。所述减压渣油馏分40和任选在分馏系统24中回收的一种或多种其他重质烃馏分然后可以进给到加氢裂化反应器系统20，以产生额外馏出范围的烃。在反应系统20中转化之后，流出物22可以分馏以回收各种馏出烃馏分。在一些实施方式中，流出物22可以与流出物18一起在分馏系统24中分馏(如所示)或联合分馏系统处理流出物18和44。
通过有利地将SDA和RDS与沸腾床加氢裂化反应器组合，例如，即使当处理高硫渣油、例如具有高达或大于6.5wt％硫的渣油时，所述DAO馏分的转化率可以增加到很高的水平，例如85wt％至90wt％，同时仍然产生1wt％硫的稳定燃料油。在单独的反应/分离系列中处理SDA可以允许产生2wt％硫的稳定燃料油，同时将40wt％至65wt％的沥青转化为常压和减压馏出沸程材料。从这两个处理系列产生的合并总体转化率可以在约55wt％或60wt％至高达约95wt％或更多的范围内，例如在约65wt％至约85wt％范围内。此外，可以有利地在不形成沉积物下达到这样的转化率，否则所述沉积物可能引起堵塞和运行中断。
实施例
在以下实施例中，40k BPSD的阿拉伯重质减压渣油首先在SDA单元中以73vol％提升力处理。由此产生的DAO和SDA沥青的性质概括在表1中。所述DAO含有4.27wt％硫、10wt％CCR和47wppmNi+V，然后在RDS单元中处理，以便将所述进料的硫含量降低85至87wt％。同时所述进料中的渣油馏分被转化了35至45％。在本实施例中，所述RDS流出物然后在单个沸腾床反应器中加氢裂化，所述沸腾床反应器与RDS反应器紧密连接，将总体转化率增加到85vol％并将总体HDS增加到91.8wt％。估计所生成的未转化油(UCO)具有分别大约1.0wt％和11.9°的硫含量和API度。设想来自该反应系统的UCO将在无需添加任何额外的切取馏分原料(cutterstock)下满足低硫燃料油规格。达到这种转化和脱硫水平所需要的总体空间速度估计约0.2hr-1。
五十五(55)vol％的所述SDA沥青然后也在单独的沸腾床反应器系统中转化，所述沸腾床反应器含有单个反应器，与RDS和加氢裂化反应器并联运行，产生含有2.6wt％硫的中硫减压渣油。添加切取馏分原料之后，依据燃料油掺合组分，所生成的燃料油将包含小于2wt％硫和更可能小于1.5wt％硫。所述沥青转化单元的反应器空间速度估计为约0.25h-1，导致所述RDS加上DAO加氢裂化反应器和所述沥青转化反应器的总体空间速度为0.22h-1。
这种构造所产生的总体转化率是75vol％，产生大约12,096BPSD的柴油、12,332BPSD的加氢裂化器或FCC进料、4,056BPSD的LS燃料油和4,760BPSD的中硫减压渣油。这种处理构造的总收率和产物性质在表2中提供。
图3和4示出了IHRS的两种实施方式并在下面描述，然而其他实施方式对本领域技术人员而言显而易见将是可能的。图3描述了其中IHRS安装在沸腾床反应器系统42下游的实施方式。图4示出了其中IHRS安装在加氢裂化反应器系统20的下游的实施方式。
如图3显示，来自沸腾床加氢处理反应器42的流出物流44可以在换热器(未显示)中冷却并进给到HP/HT V/L分离器81，在其中可以分离包括沸点低于约1000°F标准沸点的轻质产物和馏分的蒸气流以及包括未转化渣油的液流并在下游设备中单独处理。蒸气流67可以进给到固定床加氢处理反应器86以进行加氢处理、加氢裂化或其组合。来自IHRS固定床反应器系统86的流出物流68进给到分馏系统147，所述分馏系统回收尾气流48、轻质加氢处理或加氢裂化石脑油流50、重质加氢处理或加氢裂化石脑油流52、加氢处理或加氢裂化煤油流54、加氢处理或加氢裂化柴油流56，如上所述。所述液流63可以在换热器(未显示)中冷却并在压力下降系统(未显示)中减压，然后进给到减压分馏系统72，所述减压分馏系统回收轻质加氢处理或加氢裂化VGO流58、重质加氢处理或加氢裂化VGO流60和未转化的减压渣油流62。在一些实施方式中，减压塔塔底馏分产物流，例如初沸点至少约480℃、例如初沸点在约480℃至约565℃范围内的烃，可以在冷却之后传递去罐藏，所述冷却例如通过直接换热或将一部分渣油烃进料直接注入到减压塔塔底馏分产物中。
如图4显示，在替代IHRS流程中，来自沸腾床反应器系统20的流出物流22可以在换热器(未显示)中冷却并进给到HP/HT V/L分离器181，在其中可以分离包括沸点低于约1000°F标准沸点的轻质产物和馏分的蒸气流以及包括未转化渣油的液流并在下游设备中单独处理。蒸气流167进给到固定床加氢处理反应器186以进行加氢处理、加氢裂化或其组合。来自IHRS固定床反应器系统166的流出物流168可以进给到常压分馏系统146，所述常压分馏系统回收尾气流26、轻质加氢处理或加氢裂化石脑油流28、重质加氢处理或加氢裂化石脑油流30、加氢处理或加氢裂化煤油流32、加氢处理或加氢裂化柴油流34。液流163在换热器(未显示)中冷却并在压力下降系统(未显示)中减压，并可以进给到减压分馏系统172，所述减压分馏系统回收轻质加氢处理或加氢裂化VGO流36、重质加氢处理或加氢裂化VGO流38和未转化的减压渣油流40。在一些实施方式中，减压塔塔底馏分产物流，例如初沸点至少约480℃、例如初沸点在约480℃至约565℃范围内的烃，然后可以在冷却之后传递去罐藏，所述冷却例如通过直接换热或将一部分渣油烃进料直接注入到减压塔塔底馏分产物中。
虽然以上根据两个单独的分馏系统24、46进行描述，但本文中公开的实施方式也考虑了在共用的分馏系统中分馏流出物22、44。例如，所述流出物可以进给到共用的气体冷却、提纯、和压缩回路，然后在如上所述的常压塔和减压塔中进一步处理。当需要时，使用联合分离方案可以提供资本投资降低，但是可能导致产生的单一燃料油馏分所具有的硫水平居于通过单独处理达到的硫水平中间。所述联合分离方案也可以与安装在沸腾床反应器系统42和加氢裂化反应器系统20二者下游并且被进给合并的流出物22、44的IHRS一起使用。
如上所述，本文中公开的实施方式将SDA和RDS与渣油加氢裂化有效结合，将渣油转化率限度扩大到超过由单独渣油加氢裂化可达到的限度。此外，与提出过的达到类似转化率的其他方案相比，利用更小的催化反应器体积可以达到更高的转化率。因此，本文中公开的实施方式可以提供相当或更高的转化率，但是需要的资本投资较低。此外，本文中公开的实施方式可以用于从高含硫渣油进料产生小于1wt％硫的燃料油，同时最大化总体转化率。
有利地，所述初始SDA可以允许沥青的加氢裂化在比较高的温度和空间速度下运行，通过限制转化率而没有形成过多沉淀的倾向。因为所述DAO可以具有很低的沥青质含量，所述DAO的加氢裂化也可以在比较高的温度和空间速度下实行。因此，可以利用低的反应器体积实行本文中公开的总工艺方案，同时仍然达到高转化率。同样地，其他所得优势可以包括：由于从SDA单元排除了沥青中的金属，从而减少催化剂消耗率；减少资本投资；和消除或明显减少在沸腾床反应器上游注入淤浆油的需要，以及其他优势。
虽然本公开包括为数有限的实施方式，但本领域技术人员，得益于本公开，将领会在不背离本公开的范围下可以设计出的其他实施方式。因此，所述范围应该仅由所附的权利要求书限定。

Claims (22)

1.一种用于升级渣油烃的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；
使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；
从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；
分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
2.根据权利要求1所述的方法，其还包括在所述接触之前，使所述沥青馏分与稀释剂混合以形成稀释的沥青馏分。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述稀释剂包含FCC循环油、淤浆油、芳烃提取物和直馏减压瓦斯油的至少一种。
4.根据权利要求1所述的方法，其还包括：
使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；
使来自所述渣油加氢脱硫单元的流出物或其一部分在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；
分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述加氢裂化反应器系统包括包含一个或多个沸腾床反应器的第二沸腾床加氢转化反应器系统。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述脱沥青油馏分具有大于约80wppm的金属含量和大于约10wt％的康拉逊残碳(CCR)含量。
7.根据权利要求4所述的方法，其中来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统和所述加氢裂化反应器系统的流出物在共用的分馏系统中分馏。
8.根据权利要求4所述的方法，其中在分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统和所述加氢裂化反应器系统之一或二者的流出物中产生的所述一种或多种烃馏分包括减压渣油烃馏分。
9.根据权利要求7所述的方法，其还包括使所述减压渣油烃馏分再循环到所述溶剂脱沥青、所述第一沸腾床加氢转化反应器系统和所述加氢裂化反应器系统的至少一种。
10.根据权利要求1所述的方法，其中所述渣油烃馏分包含石油常压或减压渣油、脱沥青油、脱沥青的沥青、加氢裂化常压塔或减压塔塔底馏分、直馏减压瓦斯油、加氢裂化减压瓦斯油、流体催化裂化(FCC)淤浆油、来自沸腾床工艺的减压瓦斯油、页岩成油、煤成油、生物来源的原油、沥青砂沥青、妥尔油、黑油的至少一种。
11.根据权利要求1所述的方法，其中在所述第一沸腾床加氢转化反应器系统中的接触产生在约40wt％至约75wt％范围内的烃转化率，在约40wt％至约80wt％范围内的硫去除率，在约60wt％至约85wt％范围内的金属去除率，和在约30wt％至约65wt％范围内的康拉逊残碳(CCR)去除率。
12.根据权利要求4所述的方法，其中所述脱沥青油馏分通过渣油脱硫单元和加氢裂化反应器系统二者的总体转化率在约75wt％至约95wt％范围内。
13.根据权利要求4所述的方法，其中经由所述加氢裂化反应系统流出物的分馏产生的燃料油具有1wt％或更低的硫含量。
14.根据权利要求1所述的方法，其中经由所述沸腾床反应系统流出物的分馏产生的燃料油具有小于2wt％或更低的硫含量。
15.根据权利要求4所述的方法，其中所述渣油烃馏分的总体转化率在约60wt％至约95wt％的范围内。
16.根据权利要求1所述的方法，其中所述溶剂脱沥青单元中使用的溶剂是含有3至7个碳原子的轻质烃。
17.根据权利要求1所述的方法，其还包括在分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物之前，使来自所述第一沸腾床加氢转化反应器的流出物与第二加氢转化催化剂接触。
18.根据权利要求4所述的方法，其还包括在分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物之前，使来自所述加氢裂化反应器系统的流出物与第二加氢转化催化剂接触。
19.一种用于升级渣油烃的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；
使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；
从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；
分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分；
使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；
使来自所述渣油加氢脱硫单元的流出物在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；和
分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
20.一种用于升级渣油烃的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；
使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；
从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；
分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分；
使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；
分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分，所述烃馏分包括减压渣油烃馏分；
使所述减压渣油烃馏分在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；和
分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
21.一种用于升级渣油烃的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；
使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；
从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；
使来自所述第一沸腾床加氢转化反应器的流出物与第二加氢转化催化剂接触，然后分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分；
使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；
使来自所述渣油加氢脱硫单元的流出物在加氢裂化反应器系统中与第四加氢转化催化剂接触；
从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；和
分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
22.一种用于升级渣油烃的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分溶剂脱沥青，产生脱沥青油馏分和沥青馏分；
使所述沥青馏分和氢气在第一沸腾床加氢转化反应器系统中与第一加氢转化催化剂接触；
从所述第一沸腾床加氢转化反应器系统回收流出物；
分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分；
使所述脱沥青油馏分和氢气在渣油加氢脱硫单元中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述渣油加氢脱硫单元回收流出物；
使来自所述渣油加氢脱硫单元的流出物或其部分在加氢裂化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述加氢裂化反应器系统回收流出物；和
使来自所述加氢裂化反应器系统的流出物与第四加氢转化催化剂接触，然后分馏来自所述加氢裂化反应器系统的流出物以回收一种或多种烃馏分。
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