CN105008494B - 渣油加氢裂化和溶剂脱沥青的整合 - Google Patents

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Abstract

公开了渣油烃升级的方法。所述方法可以包括：使渣油烃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第一流出物；使减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生脱沥青油馏分和沥青馏分；使所述脱沥青油馏分和氢气在第二加氢转化反应器系统中与第二加氢转化催化剂接触；从所述第二加氢转化反应器系统回收第二流出物；和在共用的分馏系统中分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的所述第一流出物和来自所述第二加氢转化反应器系统的所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和减压渣油馏分。

Description

渣油加氢裂化和溶剂脱沥青的整合
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加氢裂化，未转化的渣油烃原料的溶剂脱沥青，在单独的渣油加氢裂化单元中处理所生成的加氢裂化的脱沥青油，和在单独的渣油加氢裂化单元中处理来自溶剂脱沥青单元的沥青。
背景技术
随着全世界对汽油和其他轻质精炼产品的需求稳定增长，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器，例如加氢裂化反应器、渣油脱硫单元(RDS)和溶剂脱沥青(SDA)单元，以将渣油、减压瓦斯油(VGO)和其他重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)中处理所述脱沥青油。此外，其他方法在SDA单元中处理出自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渣油烃升级的方法。所述方法可以包括以下步骤：使渣油烃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第一流出物；使减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生脱沥青油馏分和沥青馏分；使所述脱沥青油馏分和氢气在第二加氢转化反应器系统中与第二加氢转化催化剂接触；从所述第二加氢转化反应器系统回收第二流出物；以及在共用的分馏系统中分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的所述第一流出物和来自所述第二加氢转化反应器系统的所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和所述减压渣油馏分。
在另一个方面，本文中公开的实施方式涉及一种渣油烃升级系统。所述系统可以包括下列：第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；溶剂脱沥青单元，用于使减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生脱沥青油馏分和沥青馏分；第二加氢转化反应器系统，用于使所述脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；以及分馏单元，用于分馏所述第一流出物和所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和所述减压渣油馏分。
在另一个方面，本文中公开的实施方式涉及一种渣油烃升级系统。所述系统可以包括下列：第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；溶剂脱沥青单元，用于使减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生脱沥青油馏分和沥青馏分；第二加氢转化反应器系统，用于使所述脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；和分离器，用于分离所述第一流出物和所述第二流出物的合并馏分以回收液体馏分和蒸气馏分；分馏单元，用于分馏所述液体以回收所述减压渣油馏分；第三加氢转化反应器系统，用于使所述蒸气馏分与第三加氢转化催化剂接触以产生第三流出物；以及分馏单元，用于分馏所述第三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渣油烃升级系统。所述系统可以包括下列：第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；溶剂脱沥青单元，用于使减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生脱沥青油馏分和沥青馏分；第二加氢转化反应器系统，用于使所述脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；和第一分馏单元，用于分馏所述第一流出物和所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和所述减压渣油馏分；第三沸腾床加氢转化反应器系统，用于使所述沥青馏分和氢气接触以产生第三流出物；分离器，用于分离所述第三流出物以及回收液体馏分和蒸气馏分；第二分馏单元，用于分馏所述液体以回收所述减压渣油馏分；第四加氢转化反应器系统，用于使所述蒸气馏分与第四加氢转化催化剂接触以产生第四流出物；以及第三分馏单元，用于分馏所述第四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，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的涉及加氢转化方法，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加氢裂化，未转化的渣油烃原料的溶剂脱沥青，在单独的渣油加氢裂化单元中处理所生成的加氢裂化的脱沥青油，和在单独的渣油加氢裂化单元中处理来自溶剂脱沥青单元的沥青。
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、脱硫、脱氮、裂化、转化、脱金属、以及去除金属、去除康拉逊残碳(Conradson Carbon Residue)(CCR)或沥青质等等。
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，但是也可以包括整体重质原油处理。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和氢气21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串联或并联排列的沸腾床反应器，其中所述烃和氢气与加氢转化催化剂接触，使至少一部分所述渣油与氢气反应以形成轻质烃、将渣油中包含的金属脱去、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。这可以通过首先分离再循环油与气态产物而实现。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30wt％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65wt％范围内，金属去除率可以在约40wt％至65wt％范围内，和康拉逊残碳(CCR)去除率可以在约30wt％至约60wt％范围内。
反应器严苛度可以定义为装载在所述一个或多个沸腾床加氢裂化反应器中的催化剂以华氏度计的催化剂平均温度乘以所述沸腾床加氢裂化反应器以巴绝压计的平均氢分压并除以所述沸腾床加氢裂化反应器中的LHSV。所述沸腾床反应器系统42的反应器严苛度可以在约105,000°F·巴绝压·小时至约446,000°F·巴绝压·小时的范围内。
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，例如到溶剂脱沥青(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70、20。当减压渣油馏分62被送到SDA单元12时，一部分所述重质瓦斯油馏分60也可以传递到SDA单元12。
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，首先通过整合的加氢处理反应器系统(IHRS)处理，所述IHRS可以包括一个或多个附加的加氢转化反应器，然后沿着气体冷却、提纯和压缩的路径传递。
在一些实施方式中，减压渣油馏分62进给到溶剂脱沥青单元(SDA)12。在SDA 12中，减压渣油馏分62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。在其他实施方式中，一部分所述重质瓦斯油馏分60也可以进给到SDA 12。
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。可用于SDA12中的溶剂例如可以包括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(lift)(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(即不可溶于庚烷的)、50至150wppm金属(例如Ni、V等等)和5wt％至15wt％康拉逊残碳(CCR)。
DAO馏分14和氢气23可以进给到加氢裂化反应器系统20，其可以包括一个或多个串联或并联排列的加氢裂化反应器。在反应器系统20中，DAO馏分14可以在约70巴绝压至约180巴绝压范围内的氢分压、约390℃至约460℃范围内的温度和约0.1h-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、在沸腾床反应器系统42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对于沸腾床反应器系统42的描述。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20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、和在沸腾床反应器系统42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。对于沸腾床反应器系统20，所述反应器严苛度可以在约215,000°F·巴绝压·小时至约755,000°F·巴绝压·小时的范围内。
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25回收并进给到分馏系统46以回收如上所述的一种或多种烃馏分。
沥青馏分15和氢气16可以进给到沸腾床反应器系统70，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，在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沥青转化为有用的产物。在一些实施方式中，一部分所述渣油烃馏分10也可以进给到沸腾床反应器系统70。沸腾床反应器系统70中的渣油烃馏分10与沸腾床反应器系统42中的渣油烃馏分10的比率可以在从约0.1/1至约10/1的范围内。在其他实施方式中，沸腾床反应器系统70中的渣油烃馏分10与沸腾床反应器系统42中渣油烃馏分10的比率可以是约1/1。
固定床加氢处理反应器66或166可以含有为加氢处理反应例如加氢脱硫、加氢脱氮、烯烃饱和、加氢脱氧和加氢脱芳烃定制的加氢处理催化剂。或者，固定床加氢处理反应器66或166可以含有为加氢裂化反应定制的加氢处理催化剂。在其他实施方式中，所述固定床加氢处理反应器66或166可含有加氢处理催化剂和加氢裂化催化剂的混合物。可以利用但是非限制性的催化剂的例子，可以在US4,990,243；US 5,215,955；和US 5,177,047中找到，所述文献全部以其整体在此通过引用并入。在一些实施方式中，固定床加氢处理反应器66或166可以不提供任何可能不是必需的脱金属和脱金属催化剂。
沸腾床反应器系统70中的反应器可以在约380℃至约450℃范围内的温度、约90巴绝压至约170巴绝压范围内的氢分压、和约0.15h-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70中的目标转化率可以在约30wt％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65wt％范围内，金属去除率可以在约40wt％至65wt％范围内，和康拉逊残碳(CCR)去除率可以在约30wt％至约60wt％范围内。
沸腾床反应器系统70的反应器严苛度可以在约255,000°F·巴绝压·小时至约880,000°F·巴绝压·小时的范围内。
在沸腾床反应器系统70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、轻石脑油馏分28、重石脑油馏分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可以与切取馏分64掺合以产生燃料油。在一些实施方式中，所述燃料油可以具有小于约1.5重量％的硫含量。
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，首先通过整合的加氢处理反应器系统处理，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，之后传递至罐藏。
可用于所述沸腾床反应器或加氢裂化反应器中的催化剂可以包括可用于烃原料加氢处理或加氢裂化的加氢转化方法中的任何催化剂。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，可以包括可用于对大或复杂的烃分子进行催化加氢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。
在一些实施方式中，来自加氢裂化反应器系统20、沸腾床反应器系统42或沸腾床反应器系统70的流出物在进入分馏系统24或分馏系统46之前可以通过整合的加氢处理反应器系统(IHRS)处理。所述IHRS是在线(line)固定床加氢处理系统，其利用位于所述沸腾床加氢处理反应器和所述下游IHRS之间的上游高压/高温气/液(HP/HT V/L)分离器。所述分离器允许所述HP/HT V/L分离器的液体流出物中未转化的渣油与沸点低于约1000°F标准沸点的塔顶蒸气产物之间分离，其可以提供更低成本途径以使在所述上游沸腾床反应器中通过渣油裂化形成的瓦斯油、柴油和石脑油馏分进一步加氢处理或加氢裂化。
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。
图2和3示出了IHRS的两种实施方式并在下面描述，然而其他可能的实施方式对本领域技术人员而言将是显而易见。图2示出了一种实施方式，其中IHRS安装在通过混合从沸腾床反应器系统42经由流送管线44回收的部分转化烃和从加氢裂化反应器系统20经由流送管线25回收的部分转化烃产生的所述掺合流的下游。图3示出了其中所述IHRS安装在沸腾床加氢处理反应器70的下游的实施方式。
如图2显示，分别来自沸腾床加氢处理反应器42和加氢裂化反应器系统20的流出物流44和25可以在换热器(未显示)中冷却并进给到HP/HT V/L分离器61，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66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66的流出物流68进给到分馏系统46，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，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。
如图3显示，来自沸腾床反应器系统70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161，在其中可以分离包括沸点低于约1000°F标准沸点的轻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166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，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。
根据本文中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为125至225埃和孔隙容积范围为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。本方法使用的脱金属催化剂是，例如，美国专利No.4,976,848中所描述的，该专利的全部公开内容为了所有目的通过引用纳入本文中。同样地，用于重质流脱硫的催化剂是，例如，美国专利Nos.5,215,955和5,177,047中所描述的，该专利的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催化剂是，例如，美国专利No.4,990,243中所描述的，该专利的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。用于所述下层中的催化剂是在美国专利Nos.5,071,8055,215,955和5,472,928中描述的。例如，根据氮法，如美国专利No.5,472,928中所述的并且至少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所述下层中的催化剂相比，应该具有更高的加氢活性。因此，用于所述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最小化催化剂颗粒的破碎和从所述反应器回收的产物中夹带颗粒。
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构成，而是可以由不同催化剂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、氮和硫的去除可能主要在上层中发生。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。
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和25。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。
如上所述，本文中公开的实施方式通过多个加氢裂化反应器，每个加氢裂化反应器在不同的严苛度下运行并用位于所述方法内的SDA处理不同的进料组合物，来有效处理减压渣油和中间流，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要求较低。此外，本文中公开的实施方式可以用于从高含硫渣油进料生产小于1wt％硫的燃料油，同时最大化总体转化率。
本文中公开的整个工艺方案可以利用低反应器体积实行，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 (23)

1.一种渣油烃升级的方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分的第一部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第一流出物；
在共用的分馏系统中分馏来自所述第一沸腾床加氢转化反应器系统的所述第一流出物和来自第二加氢转化反应器系统的第二流出物以回收一种或多种烃馏分和经处理的减压渣油馏分；
使所述经处理的减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生经处理的脱沥青油馏分和经处理的沥青馏分；
使所述经处理的脱沥青油馏分和氢气在所述第二加氢转化反应器系统中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述第二加氢转化反应器系统回收所述第二流出物；
使所述经处理的沥青馏分、所述渣油烃馏分的第二部分和氢气在第三沸腾床加氢转化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述第三沸腾床加氢转化反应器系统回收第三流出物；和
分馏来自所述第三沸腾床加氢转化反应器系统的所述第三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，还包括：
在与氢气接触之前，使所述经处理的沥青馏分与稀释剂混合。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述稀释剂包括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，其中所述第二加氢转化反应器系统包含第二沸腾床加氢转化反应器系统，所述第二沸腾床加氢转化反应器系统包括一个或多个沸腾床反应器。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述经处理的脱沥青油馏分具有大于80wppm的金属含量和大于10wt％的康拉逊残碳含量。
6.根据权利要求2所述的方法，还包括使来自所述第三流出物的减压渣油烃馏分的一部分再循环到所述溶剂脱沥青、减压蒸馏系统、所述第一沸腾床加氢转化反应器系统、所述第二加氢转化反应器系统和所述第三沸腾床加氢转化反应器系统的至少一种。
7.根据权利要求1所述的方法，其中所述渣油烃馏分包括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。
8.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30wt％至75wt％范围内的烃转化率、在40wt％至65wt％范围内的硫去除率、在40wt％至65wt％范围内的金属去除率和在30wt％至60wt％范围内的康拉逊残碳去除率。
9.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是在105,000°F·巴绝压·小时至446,000°F·巴绝压·小时的反应严苛度下进行。
10.根据权利要求4所述的方法，其中在所述第二沸腾床加氢转化反应器系统中的接触是在255,000°F·巴绝压·小时至880,000°F·巴绝压·小时的反应严苛度下进行。
11.根据权利要求1所述的方法，其中在所述第三沸腾床加氢转化反应器系统中的接触是在215,000°F·巴绝压·小时至755,000°F·巴绝压·小时的反应严苛度下进行。
12.根据权利要求1所述的方法，其中经由分馏来自所述第三沸腾床加氢转化反应器系统的流出物产生的燃料油具有1.5wt％或更低的硫含量。
13.根据权利要求1所述的方法，其中所述渣油烃馏分的总体转化率在75wt％至90wt％的范围内。
14.根据权利要求1所述的方法，其中在所述第三沸腾床加氢转化系统中处理的渣油烃馏分进料与在所述第一沸腾床加氢转化系统中处理的渣油烃馏分进料的比率在0.1/1至10/1的范围内。
15.根据权利要求1所述的方法，其中用于所述溶剂脱沥青单元中的溶剂是含有3至7个碳原子的轻质烃。
16.根据权利要求1所述的方法，其中用于所述溶剂脱沥青单元中的溶剂是芳族溶剂、瓦斯油混合物、和来自所分馏的第一、第二或第三流出物或输入物的轻石脑油中的至少一种。
17.根据权利要求1所述的方法，其中，分馏所述第三流出物包括在分离器中分离所述第三流出物以产生蒸气馏分和液体馏分；所述方法还包括：
在第一分馏系统中分馏所述液体馏分以回收第二减压渣油馏分；
使所述蒸气馏分在第四加氢转化反应器系统中与第四加氢转化催化剂接触；
从所述第四加氢转化反应器系统回收第四流出物；
在第二分馏系统中分馏所述第四流出物以回收一种或多种烃馏分。
18.一种渣油烃升级系统，所述系统包括：
第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分的第一部分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；
溶剂脱沥青单元，用于使经处理的减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生经处理的脱沥青油馏分和经处理的沥青馏分；
第二加氢转化反应器系统，用于使所述经处理的脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；
第一分馏单元，用于分馏所述第一流出物和所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和所述经处理的减压渣油馏分；
第三沸腾床加氢转化反应器系统，用于使所述渣油烃馏分的第二部分、所述经处理的沥青馏分与氢气接触以产生第三流出物；和
第二分馏单元，用于分馏所述第三流出物以回收一种或多种烃馏分。
19.根据权利要求18所述的系统，其中所述第二加氢转化反应器系统包含第二沸腾床加氢转化反应器系统，所述第二沸腾床加氢转化反应器系统包括一个或多个沸腾床反应器。
20.根据权利要求18所述的系统，还包括使来自所述第三流出物的减压渣油烃馏分的一部分再循环到所述溶剂脱沥青、减压蒸馏系统、所述第一沸腾床加氢转化反应器系统、所述第二加氢转化反应器系统和所述第三沸腾床加氢转化反应器系统的至少一种。
21.一种渣油烃升级方法，所述方法包括：
使渣油烃馏分的第一部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第一流出物；
使经处理的减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生经处理的脱沥青油馏分和经处理的沥青馏分；
使所述脱沥青油馏分和氢气在第二加氢转化反应器系统中与第二加氢转化催化剂接触；
从所述第二加氢转化反应器系统回收第二流出物；和
在分离器中合并所述第一流出物和所述第二流出物以产生蒸气馏分和液体馏分；
在第一分馏系统中分馏所述液体馏分以回收所述经处理的减压渣油馏分；
使所述蒸气馏分在第三加氢转化反应器系统中与第三加氢转化催化剂接触；
从所述第三加氢转化反应器系统回收第三流出物；
在第二分馏系统中分馏所述第三流出物以回收一种或多种烃馏分和所述经处理的减压渣油馏分；
使所述经处理的沥青馏分、所述渣油烃馏分的第二部分和氢气在第三沸腾床加氢转化反应器系统中与第四加氢转化催化剂接触；
从所述第三沸腾床加氢转化反应器系统回收第四流出物；和
分馏来自所述第三沸腾床加氢转化反应器系统的所述第四流出物以回收一种或多种烃馏分。
22.一种渣油烃升级系统，所述系统包括：
第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分的第一部分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；
溶剂脱沥青单元，用于使经处理的减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生经处理的脱沥青油馏分和经处理的沥青馏分；
第二加氢转化反应器系统，用于使所述经处理的脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；和
分离器，用于分离所述第一流出物和所述第二流出物的合并馏分以回收液体馏分和蒸气馏分；
分馏单元，用于分馏所述液体以回收所述经处理的减压渣油馏分；
第三加氢转化反应器系统，用于使所述蒸气馏分与第三加氢转化催化剂接触以产生第三流出物；以及
分馏单元，用于分馏所述第三流出物以回收一种或多种烃馏分。
23.一种渣油烃升级系统，所述系统包括：
第一沸腾床加氢转化反应器系统，用于使渣油烃馏分的第一部分和氢气与第一加氢转化催化剂接触以产生第一流出物；
溶剂脱沥青单元，用于使经处理的减压渣油馏分溶剂脱沥青以产生经处理的脱沥青油馏分和经处理的沥青馏分；
第二加氢转化反应器系统，用于使所述经处理的脱沥青油馏分和氢气与第二加氢转化催化剂接触以产生第二流出物；和
第一分馏单元，用于分馏所述第一流出物和所述第二流出物以回收一种或多种烃馏分和所述经处理的减压渣油馏分；
第三沸腾床加氢转化反应器系统，用于使所述经处理的沥青馏分、所述渣油烃馏分的第二部分和氢气接触以产生第三流出物；
分离器，用于分离所述第三流出物以及回收液体馏分和蒸气馏分；
第二分馏单元，用于分馏所述液体以回收所述经处理的减压渣油馏分；
第四加氢转化反应器系统，用于使所述蒸气馏分与第四加氢转化催化剂接触以产生第四流出物；以及
第三分馏单元，用于分馏所述第四流出物以回收一种或多种烃馏分。
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