CN105518107B - 加氢处理方法和设备 - Google Patents
加氢处理方法和设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105518107B CN105518107B CN201480048534.XA CN201480048534A CN105518107B CN 105518107 B CN105518107 B CN 105518107B CN 201480048534 A CN201480048534 A CN 201480048534A CN 105518107 B CN105518107 B CN 105518107B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- naphtha
- fraction
- catalyst bed
- stream
- heavy
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 44
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 33
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 33
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 19
- -1 diene hydrocarbon Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 15
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 12
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 4
- 238000010025 steaming Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 13
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 10
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 8
- 210000004556 brain Anatomy 0.000 description 6
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 6
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000001508 sulfur Nutrition 0.000 description 5
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 4
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- VOYADQIFGGIKAT-UHFFFAOYSA-N 1,3-dibutyl-4-hydroxy-2,6-dioxopyrimidine-5-carboximidamide Chemical compound CCCCn1c(O)c(C(N)=N)c(=O)n(CCCC)c1=O VOYADQIFGGIKAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008262 pumice Substances 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 101100008046 Caenorhabditis elegans cut-2 gene Proteins 0.000 description 1
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 description 1
- 229910003978 SiClx Inorganic materials 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 150000003851 azoles Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 239000012876 carrier material Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000007096 poisonous effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000004646 sulfenyl group Chemical group S(*)* 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
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
- C10G35/00—Reforming naphtha
- C10G35/04—Catalytic reforming
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/002—Apparatus for fixed bed hydrotreatment processes
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/22—Separation of effluents
-
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
-
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
- C10G65/06—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a selective hydrogenation of the diolefins
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/104—Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
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
公开了将全馏分石脑油加氢处理的方法，其包括步骤：使包含石脑油烃的蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中，使包含石脑油烃的液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中，和从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流。第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。
Description
优先权声明
本申请要求2013年7月10日提交的美国申请No.13/938,918的优先权，通过引用将其内容全部结合到本文中。
发明背景
1.发明领域
本发明涉及使用蒸馏和加氢处理的组合处理全馏分石脑油原料以提供具有降低的硫含量的石脑油产物，同时使辛烷值的降低最小化的方法。
2.相关技术描述
石脑油是液态烃的复杂混合物，其包含具有5-12个碳原子和30℃至200℃的沸程的烃分子。大量工艺装置产生石脑油产物流，包括原油蒸馏、催化裂化、延迟焦化和减粘裂化装置。这些石脑油料流的特征是低辛烷值以及存在不同类型的污染物如含氮、硫和氧的分子。
精炼厂通常使石脑油料流经受加氢处理操作如加氢脱硫以除去可能降低催化剂活性的氮、硫和其它污染物。与石脑油加氢处理有关的大量挑战包括保持引入加氢处理反应器中的进料加热器上过多的蒸气相，避免加氢处理反应器的催化剂床上的过度加热，和减轻辛烷值的降低。
因此，需要可有效地解决上述挑战的新加氢处理方法。理想地，这些方法的产物应具有足够低的硫含量以满足应用标准且具有对用于汽油混合中而言足够高的辛烷值。
发明概述
发明人惊讶地发现将原料如全馏分石脑油加氢处理的方法可通过将原料分离成在不同的位置进入加氢处理反应器中的蒸气和液体馏分而极大地改进。例如，首先将全馏分石脑油原料送入二烯烃反应器中，在那里使进料中的二烯烃(如果存在的话)饱和。然后将二烯烃反应器流出物送入石脑油分离器中，在那里将全馏分石脑油分离成三个馏分。顶部馏分称为轻石脑油馏分且包含最大量的轻烯烃。可使轻石脑油馏分的回收最佳化以使从经受硫最小化的石脑油分离器顶部产物中的烯烃回收最大化以满足关于池的总硫规格。取决于汽油池的最终硫规格，可将轻石脑油馏分直接送入储存或者在硫醇氧化装置中处理以处理存在的轻硫醇。
来自分离器的其它两个馏分为作为侧取物从塔中取出的中石脑油馏分和作为底部产物回收的重石脑油馏分。重石脑油馏分包含最大量的硫化合物并送入加氢处理装置中。将重石脑油馏分与再循环富氢气流混合并输送通过结合进料交换器。将来自结合进料交换器的流出物送入热分离器中，在那里将蒸气和液体分离。将蒸气送入进料加热器中，其中的燃料燃烧通过加氢处理反应器入口温度控制器控制。热分离器的存在确保在任何情况下任何液体都不进入进料加热器中。加热器总是接收蒸气相且这减轻关于产生焦化的盘管干斑(coil dry spot)的顾虑。
然后将来自进料加热器的蒸气送入加氢处理反应器的第一催化剂床中。将来自热分离器的液体与中石脑油馏分结合并送入加氢处理反应器的第二床中。将石脑油蒸气料流供入第一催化剂床中并将石脑油液流供入第二催化剂床中有效地将烯烃饱和在加氢处理反应器的上部两个床之间分离。分离进料方案还确保由于烯烃饱和导致的温升分布于加氢处理反应器的上部两个床之间，并减轻任一个床上的高温升，由此提高催化剂的寿命。
可使中石脑油与重石脑油馏分之间的分离，或者作为选择，各个床的深度最佳化以使研究辛烷值的降低最小化而满足硫规格。关于热分离器液体的控制阀平衡进料加热器和加热器的上部床上的压降。直接将液体送入反应器的第二床中还提供液体骤冷并削减保持第二床入口温度所需骤冷气体(富氢气体)的量。这得到循环气体压缩机能力的降低并且能够使用现有压缩机改装并提升该方法。据发明人所知，现有技术不考虑分离器在进料加热器上游的分离流程图。
因此，本发明一个实施方案涉及将全馏分石脑油加氢处理的方法，所述方法包括步骤：使包含石脑油烃的蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中，使包含石脑油烃的液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中，和从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流。第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。
在一个方面中，液流进一步包含重石脑油馏分和中石脑油馏分，且蒸气料流进一步包含重石脑油馏分。在另一方面中，方法还涉及步骤：将全馏分石脑油原料分离成包含中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的大量馏分，使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生蒸气料流和重石脑油液流，和将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生液流。在又一方面中，馏分进一步包含轻石脑油馏分。
在一个方面中，方法包括使用蒸馏将全馏分石脑油原料分离。在另一方面中，轻石脑油馏分包含具有30℃至70℃的沸程的石脑油烃，中石脑油馏分包含具有70℃至110℃的沸程的石脑油烃，且重石脑油馏分包含具有110℃至220℃的沸程的石脑油烃。
在方法的另一方面中，加氢处理反应器催化石脑油烃的氢化和加氢脱硫。在另一方面中，方法进一步包括在步骤(a)以前使蒸气料流进入进料加热器中。在又一方面中，蒸气料流进一步包含富氢气流。在又一方面中，方法包括步骤：在将全馏分石脑油原料分离成多个馏分以前使全馏分石脑油原料进入二烯烃反应器中以将全馏分石脑油原料中的二烯烃至少部分地氢化。
在第二实施方案中，将全馏分石脑油加氢处理的方法包括步骤：使全馏分石脑油原料进入二烯烃反应器中以将全馏分石脑油原料中的二烯烃至少部分地氢化，将至少部分氢化全馏分石脑油原料分离成包括轻石脑油馏分、中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的大量馏分，使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生蒸气料流和重石脑油液流，将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生混合石脑油液流，使重石脑油蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中，使混合石脑油液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中，和从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流。第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。
在一个方面中，将至少部分氢化全馏分石脑油原料分离成大量馏分涉及蒸馏。在另一方面中，轻石脑油馏分包含具有30℃至70℃的沸程的石脑油烃，中石脑油馏分包含具有70℃至110℃的沸程的石脑油烃，且重石脑油馏分包含具有110℃至220℃的沸程的石脑油烃。
在该方法的另一方面中，加氢处理反应器催化石脑油烃的氢化和加氢脱硫。在又一方面中，方法包括步骤：在使重石脑油蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中以前使蒸气料流进入进料加热器中。在又一方面中，在使重石脑油蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中以前将蒸气料流与富氢气流混合。
在第三实施方案中，用于将全馏分石脑油加氢处理的设备包括与全馏分石脑油原料导管下游连通的二烯烃反应器，与二烯烃反应器下游连通并与大量石脑油馏分导管上游连通的分离装置，所述大量石脑油馏分导管包括中石脑油馏分导管和重石脑油馏分导管，与重石脑油馏分导管下游连通并与蒸气导管和重石脑油液体导管上游连通的蒸气-液体分离装置，与中石脑油馏分导管和重石脑油液体导管下游连通的混合石脑油液体导管，和包含第一催化剂床和第二催化剂床的加氢处理反应器。在一个方面中，第一催化剂床与蒸气导管下游连通且第二催化剂床与混合石脑油液体导管下游连通。在另一方面中，第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床与第一催化剂床下游连通。
在一个方面中，分离装置包括蒸馏塔。在另一方面中，设备进一步包括与蒸气导管下游连通并与第一催化剂床上游连通的进料加热器。在又一方面中，设备包括与蒸气导管上游连通的富氢气体导管。
附图简述
图1阐述本发明处理全馏分石脑油原料的加氢处理方法。
发明详述
1.定义
如本文所用，以下术语具有相应的定义。
术语“连通”意指在操作上容许所列组件之间的材料流动。
术语“下游连通”意指至少一部分流入下游连通对象中的材料可在操作上来自它连通的对象。
术语“上游连通”意指至少一部分来自上游连通对象中的材料可在操作上流入它连通的对象中。
术语“塔”意指蒸馏塔或用于分离一种或多种具有不同挥发度的组分的塔。除非另有指出，各塔包含在塔顶部的冷凝器以冷凝并使一部分顶部料流回流返回至塔的顶部和在塔底部的再沸器以气化并将一部分底部料流送回塔的底部。可将塔的进料预热。顶部压力为塔的蒸气出口处顶部蒸气的压力。底部温度为液体底部出口温度。顶部管线和底部管线指从回流或再沸下游的塔至塔的净管线。
如本文所用，术语“真沸点”(TBP)意指用于测定材料的沸点的试验方法，其相当于ASTM D2892，用于制备可得到分析数据的标准化质量的液化气、蒸馏物馏分和残油，并由通过使用塔中的15个理论塔板以5:1回流比产生温度相对于蒸馏质量％的图的质量和体积测定以上馏分的收率。
2.详述
通过图阐述本发明加氢处理方法的一个实施方案。加氢处理方法用于通过在热催化剂床中通过与氢气选择性反应而从原料中除去不理想的材料。这类方法除去通常对下游催化剂基方法有毒的硫、氮和某些金属污染物。
合适的原料包括来自流化催化裂化操作的全馏分石脑油，尽管其它石油原料的使用是可能的。可选原料包括各种其它类型的烃混合物，例如作为蒸汽裂化、热裂化、减粘裂化或延迟焦化的产物的裂化石脑油。
全馏分石脑油原料通常包含有机氮化合物和有机硫化合物。例如，石脑油原料通常包含0.1％至4％，通常0.2％至2.5％，通常0.5％至2重量％总硫，所述硫基本以有机硫化合物如烷基苯并噻吩的形式存在。这类蒸馏物原料还通常包含50重量ppm至700重量ppm，通常50重量ppm至100重量ppm总氮，所述氮基本以有机氮化合物如非碱性芳族化合物，包括咔唑的形式存在。因此，代表性全馏分石脑油原料包含1重量％硫、500重量ppm(ppm)氮和大于70重量％2-环和多环芳族化合物。
现在参考图1，原料如全馏分石脑油通过与反应器110连通的管线101进入所述方法100中。在本实例中，反应器110为用于将存在于管线101中的原料中的二烯烃氢化的二烯烃反应器。二烯烃反应器110将存在于FCC石脑油进料中的二烯烃选择性氢化。为此使用的一种非限定性实例催化剂包含氧化铝上载的金属氧化物。金属优选为镍和钼(周期表中VIII族和VI族)。二烯烃反应器110具有140-210℃的操作温度且压力为25-30kg/cm2g。
流出物在与分离装置120连通的管线116中从反应器110中回收。分离装置120包含一个或多个分离容器，其设计用于将全馏分石脑油原料分成大量馏分。优选，石脑油原料基于真沸点馏分作为轻、中和重馏分回收，其中分离装置包括蒸馏塔。在一个实施方案中，轻石脑油馏分具有石脑油原料的最小沸点至70℃的沸程，中石脑油馏分具有70℃至110℃的沸程，且重石脑油馏分具有110℃至220℃的沸程。然而，本领域技术人员认识到理想的是调整石脑油馏分的分离以满足工艺要求。
在图1所述实施方案中，将轻石脑油馏分在管线122中从分离区120中回收。取决于轻石脑油馏分中污染物的存在和浓度，进行萃取步骤。在需要萃取的情况下，管线122与用于提纯轻石脑油馏分的下游装置(未显示)连通。例如，可使轻石脑油馏分经受硫醇氧化方法(即Merox)以除去含硫硫醇。
除轻石脑油馏分外，将中石脑油馏分在管线123中从分离区120中回收，同时将重石脑油馏分在管线126中回收。在某些实施方案中，中和重石脑油馏分各自通过使用泵而进入下游位置。在图1中，将管线123中的中石脑油馏分和管线186中的一部分加氢处理石脑油在管线124中混合。管线124借助泵与管线125连通。类似地，管线126中的重石脑油馏分借助泵与管线127连通。
最后，中和重石脑油馏分都进入加氢处理装置150中。在本领域中已知的常规方法中，首先将未分馏的石脑油原料气化，然后进入加氢处理反应器中一个或多个系列催化剂床中的第一个中。本发明方法100与惯例的不同之处是石脑油原料的初始分馏容许单独地加工各个馏分并在不同的点处进入加氢处理装置150中。在一个实施方案中，将来自管线127的重石脑油馏分与来自管线128的含氢气流在管线129中混合。使管线129中的重石脑油/氢气混合物通过换热器155以从加氢处理装置150的流出物中回收热能。预热的重石脑油/氢气混合物在管线131中离开换热器155。管线131与热分离器130连通。热分离器130将来自管线131的预热混合物分离成蒸气和液相。该分离步骤确保仅蒸气(且无液体)进入进料加热器140中。
来自热分离器130的蒸气相借助管线132与进料加热器140连通。进料加热器140进一步加热气化重石脑油/氢气混合物。该混合物在与加氢处理装置150连通的管线142中离开进料加热器140。
重石脑油/氢气液相经由管线134离开热分离器130。管线134中的重石脑油/氢气液相和管线125中的中石脑油馏分在与加氢处理装置150连通的管线135中混合。在某些执行中，理想的是使一部分加氢处理石脑油料流再循环返回加氢处理装置150中。在这种情况下，管线135中的液体混合物和管线179中的一部分加氢处理石脑油料流在管线136中混合。管线136中的液体混合物进入加氢处理装置150中。加氢处理装置150包括一个或多个加氢处理反应器(加氢处理器)以从石脑油馏分中除去硫。在所述实施方案中，加氢处理装置150由具有串联的3个催化剂床157、158、159的加氢处理器151组成。在所述实施方案中，管线142中的热重石脑油/氢气蒸气混合物进入加氢处理器151中并接触第一催化剂床157。同时，液体混合物在催化剂床157与158之间进入加氢处理器151中。大量反应在加氢处理器中进行，包括烯烃的氢化以及硫醇和其它硫化合物的加氢脱硫—其二者(烯烃和硫化合物)都存在于石脑油馏分中。可能存在的硫化合物的实例包括二甲基硫化物、噻吩、苯并噻吩等。优选，加氢处理器中的反应对脱硫具有选择性，而使烯烃的氢化最小化。
与常规方法相比的优点是将石脑油馏分在加氢处理器151的上部2个床157、158之间分离。首先，加氢处理器151中烯烃的氢化为放热过程，这产生催化剂床157、158、159上的温升。分离进料方案(i)确保由于烯烃饱和导致的温升分布在上部2个床之间，和(ii)减轻任一个床上的高温升。降低温升还产生延长的催化剂寿命。除降低温升和延长催化剂寿命外，将液体混合物直接送入加氢处理器151的第二床158中也提供液体骤冷和削减保持第二床158入口温度所需骤冷气体的量。这导致循环气体压缩机能力降低并能够在未来革新或提升至该方法的情况下使用现有压缩机。
优选的加氢处理反应条件包括260℃(500°F)至455℃(850°F)，适当地316℃(600°F)至427℃(800°F)，优选300℃(572°F)至399℃(750°F)的温度，0.68MPa(100psig)，优选1.34MPa(200psig)，至6.2MPa(900psig)的压力，0.2hr-1至4hr-1，优选1.5-3.5hr-1的新鲜含烃原料液时空速，和168-1,011Nm3/m3烃(1,000-6,000scf/bbl)，优选168-674Nm3/m3油(1,000-4,000scf/bbl)的氢气率，用加氢处理催化剂或加氢处理催化剂的组合。
合适的加氢处理催化剂包括包含高表面积载体材料如耐熔无机氧化物(例如二氧化硅或氧化铝)上载的至少一种VIII族金属如铁、钴和镍(例如钴和/或镍)和至少一种VI族金属如钼和钨的那些。因此，代表性加氢处理催化剂包含沉积在耐熔无机氧化物载体(例如氧化铝)上的选自镍、钴、钨、钼及其混合物(例如钴和钼的混合物)的金属。
其它合适的加氢处理催化剂包括沸石催化剂，以及贵金属催化剂，其中贵金属选自钯和铂。在本发明范围内的是在相同或不同的反应容器中使用多于一类加氢处理催化剂。具有相同或不同催化剂以及一个或多个骤冷点的2个或更多个加氢处理催化剂床可用于反应容器中以提供加氢处理产物。
流出物流通过管线152离开加氢处理器150。如先前所提到的，使流出物流经受与管线129中的重石脑油/氢气混合物间接热交换。流出物流通过管线152进入换热器155中并通过管线153离开换热器155。管线161中的洗涤水和管线153中的流出物在管线163中混合。洗涤水与流出物流中的有机石脑油不溶混。然而，来自加氢处理装置150的流出物中的硫化氢和其它污染物选择性地分成水相。
流出物/水混合物的另外冷却在冷凝器160中进行。冷却步骤产生包含水和其它污染物的第一液(水)相(又名“酸性水”)、包含加氢处理石脑油的第二液体(有机相)和富氢气相。流出物/水混合物通过管线162进入冷凝器160中并通过与冷分离器170连通的管线163离开冷凝器。冷分离器170将三相混合物分离成在管线172中的酸性水流、在管线174中的加氢处理石脑油料流和在管线176中的含氢气流。如先前所述，管线174中的一部分加氢处理石脑油料流可经由管线179再循环至加氢处理装置150中。一部分管线174在管线175中再循环，所述管线175借助泵与管线179连通。管线175为通常无流量(NNF)管线。在正常操作中不使用该管线。然而，如果加氢处理器151的第一床157中存在温度偏移，则理想的是与供入包含烯烃的其它材料相反，使来自管线174的加氢处理石脑油液体再循环以控制放热量。
管线172与用于加工酸性水的下游装置(未显示)连通。根据需要，将管线174中的加氢处理石脑油进一步处理。例如，可使加氢处理石脑油进入蒸馏塔中以回收其它污染物如氢气、甲烷、硫化氢、丙烷等。在所述实施方案中，管线174与汽提装置180连通。汽提装置180产生在管线182中的蒸馏物产物和在管线184中的底部产物。管线184中的一部分底部产物可在管线186中再循环至加氢处理装置150中。管线186和管线123在管线124中混合。类似于管线175，管线186为NNF管线，其用于管理加氢处理器151的第一床157中产生的温度偏移。而从冷分离器170流入再循环管线175中的材料需要泵送，管线186中的材料不需要，因为汽提装置180通常在足够高的压力下操作。
最后，管线176中的富氢气流再循环返回方法100中。氢气通过管线176进入压缩机177中且压缩气体通过管线178离开。管线178中的压缩氢气和管线102中的补充富氢气体在管线115中混合。管线115中的一部分富氢气体混合物经由管线112进入方法100中的其它点。例如，管线112中的富氢气体与管线101中的石脑油原料混合。管线112中的一部分富氢气体也经由管线128进入以与管线127中的来自分离装置120的重石脑油馏分混合。管线115中的其余富氢气体进入加氢处理装置150中。来自管线115的一部分富氢气体通过管线154在第一与第二床157、158之间进入加氢处理器151中，同时其余部分通过管线156在第二与第三床158、159之间进入。
具体实施方案
尽管关于具体实施方案描述了下文，应当理解该描述意欲阐述且不限制先前描述和所附权利要求书的范围。
本发明第一实施方案为将全馏分石脑油加氢处理的方法，所述方法包括：(a)使包含石脑油烃的蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中；(b)使包含石脑油烃的液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中；和(c)从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流；其中第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中液流进一步包含重石脑油馏分和中石脑油馏分，且蒸气料流进一步包含重石脑油馏分。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包括将全馏分石脑油原料分离成包括中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的多个馏分；使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生蒸气料流和重石脑油液流；和将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生液流。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中将全馏分石脑油原料分离涉及蒸馏。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中多个馏分进一步包含轻石脑油馏分。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中轻石脑油馏分包含具有30℃至70℃的沸程的石脑油烃；中石脑油馏分包含具有70℃至110℃的沸程的石脑油烃；且重石脑油馏分包含具有110℃至220℃的沸程的石脑油烃。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中加氢处理反应器催化石脑油烃的氢化和加氢脱硫。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包括在步骤(a)以前使蒸气料流进入进料加热器中。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中蒸气料流进一步包含富氢气流。本发明一个实施方案为从该段中第一实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包括在将全馏分石脑油原料分离成多个馏分以前使全馏分石脑油原料进入二烯烃反应器中以将全馏分石脑油原料中的二烯烃至少部分地氢化。
本发明第二实施方案为将全馏分石脑油加氢处理的方法，所述方法包括：(a)使全馏分石脑油原料进入二烯烃反应器中以将全馏分石脑油原料中的二烯烃至少部分地氢化；(b)将至少部分氢化全馏分石脑油原料分离成包括轻石脑油馏分、中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的多个馏分；(c)使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生蒸气料流和重石脑油液流；(d)将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生混合石脑油液流；(e)使重石脑油蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中；(f)使混合石脑油液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中；和(g)从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流；其中第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。本发明一个实施方案为从该段中第二实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中步骤(b)包括至少部分氢化石脑油原料的蒸馏。本发明一个实施方案为从该段中第二实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中轻石脑油馏分包含具有30℃至70℃的沸程的石脑油烃；中石脑油馏分包含具有70℃至110℃的沸程的石脑油烃；且重石脑油馏分包含具有110℃至220℃的沸程的石脑油烃。本发明一个实施方案为从该段中第二实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中加氢处理反应器催化石脑油烃的氢化和加氢脱硫。本发明一个实施方案为从该段中第二实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包括在步骤(e)以前使蒸气料流进入进料加热器中。本发明一个实施方案为从该段中第二实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中在步骤(e)以前将蒸气料流与富氢气流混合。
本发明第三实施方案为用于将全馏分石脑油加氢处理的设备，所述设备包含：与全馏分石脑油原料导管下游连通的二烯烃反应器；与二烯烃反应器下游连通并与多个石脑油馏分导管上游连通的分离装置，所述多个石脑油馏分导管包括中石脑油馏分导管和重石脑油馏分导管；与重石脑油馏分导管下游连通并与蒸气导管和重石脑油液体导管上游连通的蒸气-液体分离装置；与中石脑油馏分导管和重石脑油液体导管下游连通的混合石脑油液体导管；和包含第一催化剂床和第二催化剂床的加氢处理反应器，其中第一催化剂床与蒸气导管下游连通且第二催化剂床与混合石脑油液体导管下游连通；其中第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床与第一催化剂床下游连通。本发明一个实施方案为从该段中第三实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其中分离装置包含蒸馏塔。本发明一个实施方案为从该段中第三实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包含与蒸气导管下游连通并与第一催化剂床上游连通的进料加热器。本发明一个实施方案为从该段中第三实施方案开始的该段中先前实施方案中的一个、任何或者所有，其进一步包含与蒸气导管上游连通的富氢气体导管。
尽管参考某些实施方案相当详细地描述了本发明，本领域技术人员应当理解本发明可通过不同于所述实施方案而实践，其显示用于阐述而不是限制。因此，所附权利要求书的范围应不限于对本文包含的实施方案的描述。
Claims (10)
1.将全馏分石脑油加氢处理的方法，所述方法包括：
(a)使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生包含石脑油烃的蒸气料流和重石脑油液流；
(b)使蒸气料流进入进料加热器；
(c)使来自进料加热器的蒸气料流进入加氢处理反应器的第一催化剂床中；
(d)使包含石脑油烃的液流进入加氢处理反应器的第二催化剂床中；和
(e)从加氢处理反应器中回收加氢处理产物流；
其中第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床在第一催化剂床的下游。
2.根据权利要求1的方法，其中：液流进一步包含重石脑油馏分和中石脑油馏分，且蒸气料流进一步包含重石脑油馏分。
3.根据权利要求2的方法，其进一步包括：
将全馏分石脑油原料分离成包括中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的多个馏分；和
将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生液流。
4.根据权利要求3的方法，其中将全馏分石脑油原料分离涉及蒸馏。
5.根据权利要求1的方法，其进一步包括：
(a)使全馏分石脑油原料进入二烯烃反应器中以将全馏分石脑油原料中的二烯烃至少部分地氢化；
(b)将至少部分氢化全馏分石脑油原料分离成包括轻石脑油馏分、中石脑油馏分和重石脑油馏分在内的多个馏分；
(c)使重石脑油馏分进入蒸气-液体分离装置中以产生所述蒸气料流和重石脑油液流；和
(d)将中石脑油馏分与重石脑油液流混合以产生所述液流。
6.根据权利要求5的方法，其中步骤(b)包括至少部分氢化石脑油原料的蒸馏。
7.根据权利要求5的方法，其中：
轻石脑油馏分包含具有30℃至70℃的沸程的石脑油烃；
中石脑油馏分包含具有70℃至110℃的沸程的石脑油烃；且
重石脑油馏分包含具有110℃至220℃的沸程的石脑油烃。
8.用于将全馏分石脑油加氢处理的设备，所述设备包含：
与全馏分石脑油原料导管下游连通的二烯烃反应器；
与二烯烃反应器下游连通并与多个石脑油馏分导管上游连通的分离装置，所述多个石脑油馏分导管包含中石脑油馏分导管和重石脑油馏分导管；
与重石脑油馏分导管下游连通并与蒸气导管和重石脑油液体导管上游连通的蒸气-液体分离装置；
与中石脑油馏分导管和重石脑油液体导管下游连通的混合石脑油液体导管；和
包含第一催化剂床和第二催化剂床的加氢处理反应器，其中第一催化剂床与蒸气导管下游连通且第二催化剂床与混合石脑油液体导管下游连通；
其中第一和第二催化剂床串联置于加氢处理反应器内，且第二催化剂床与第一催化剂床下游连通。
9.根据权利要求8的设备，其进一步包含与蒸气导管下游连通并与第一催化剂床上游连通的进料加热器。
10.根据权利要求8的设备，其进一步包含与蒸气导管上游连通的富氢气体导管。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/938,918 US9476000B2 (en) | 2013-07-10 | 2013-07-10 | Hydrotreating process and apparatus |
| US13/938,918 | 2013-07-10 | ||
| PCT/US2014/044791 WO2015006076A1 (en) | 2013-07-10 | 2014-06-30 | Hydrotreating process and apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105518107A CN105518107A (zh) | 2016-04-20 |
| CN105518107B true CN105518107B (zh) | 2017-10-13 |
Family
ID=52276284
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201480048534.XA Active CN105518107B (zh) | 2013-07-10 | 2014-06-30 | 加氢处理方法和设备 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9476000B2 (zh) |
| EP (1) | EP3019578B1 (zh) |
| CN (1) | CN105518107B (zh) |
| RU (1) | RU2668274C2 (zh) |
| WO (1) | WO2015006076A1 (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR3030563B1 (fr) * | 2014-12-18 | 2018-06-29 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'adoucissement en composes du type sulfure d'une essence olefinique |
| US10066174B2 (en) * | 2016-03-22 | 2018-09-04 | Uop Llc | Process and apparatus for hydrotreating fractionated overhead naphtha |
| US10066175B2 (en) | 2016-03-22 | 2018-09-04 | Uop Llc | Process and apparatus for hydrotreating stripped overhead naphtha |
| WO2017180505A1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-10-19 | Uop Llc | Process and apparatus for treating mercaptans |
| FR3103822B1 (fr) * | 2019-12-02 | 2022-07-01 | Ifp Energies Now | Procede de traitement d’huiles de pyrolyse de plastiques en vue de leur valorisation dans une unite de vapocraquage |
| FR3130835A1 (fr) * | 2021-12-20 | 2023-06-23 | IFP Energies Nouvelles | Procédé de traitement d'une essence contenant des composés soufrés comprenant une étape de dilution |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422927A (en) * | 1982-01-25 | 1983-12-27 | The Pittsburg & Midway Coal Mining Co. | Process for removing polymer-forming impurities from naphtha fraction |
| US5290427A (en) * | 1991-08-15 | 1994-03-01 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
| US6835301B1 (en) * | 1998-12-08 | 2004-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Production of low sulfur/low aromatics distillates |
| CN1802423A (zh) * | 2001-02-16 | 2006-07-12 | 催化蒸馏技术公司 | 减少石脑油物流中硫的方法 |
| CN102300961A (zh) * | 2009-01-30 | 2011-12-28 | 日本石油天然气·金属矿物资源机构 | 中间馏分加氢精制反应器的操作方法及中间馏分加氢精制反应器 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3717570A (en) * | 1971-02-05 | 1973-02-20 | J Hochman | Simultaneous hydrofining of coker gas oil, vacuum gas oils and virgin kerosene |
| US6843906B1 (en) | 2000-09-08 | 2005-01-18 | Uop Llc | Integrated hydrotreating process for the dual production of FCC treated feed and an ultra low sulfur diesel stream |
| US6787025B2 (en) | 2001-12-17 | 2004-09-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range |
| US6881324B2 (en) * | 2002-03-16 | 2005-04-19 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the simultaneous hydrotreating and fractionation of light naphtha hydrocarbon streams |
| US7005058B1 (en) * | 2002-05-08 | 2006-02-28 | Uop Llc | Process and apparatus for removing sulfur from hydrocarbons |
| US20040129606A1 (en) | 2003-01-07 | 2004-07-08 | Catalytic Distillation Technologies | HDS process using selected naphtha streams |
| US7122114B2 (en) * | 2003-07-14 | 2006-10-17 | Christopher Dean | Desulfurization of a naphtha gasoline stream derived from a fluid catalytic cracking unit |
| US7959793B2 (en) * | 2006-09-27 | 2011-06-14 | Amarjit Singh Bakshi | Optimum process for selective hydrogenation/hydro-isomerization, aromatic saturation, gasoline, kerosene and diesel/distillate desulfurization (HDS). RHT-hydrogenationSM, RHT-HDSSM |
| US20090159493A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Targeted hydrogenation hydrocracking |
| US8066867B2 (en) | 2008-11-10 | 2011-11-29 | Uop Llc | Combination of mild hydrotreating and hydrocracking for making low sulfur diesel and high octane naphtha |
| US8911616B2 (en) * | 2011-04-26 | 2014-12-16 | Uop Llc | Hydrotreating process and controlling a temperature thereof |
| EP2888341B1 (en) * | 2012-08-21 | 2019-12-18 | Catalytic Distillation Technologies | Selective hydrodesulfurization of fcc gasoline to below 10 ppm sulfur |
-
2013
- 2013-07-10 US US13/938,918 patent/US9476000B2/en active Active
-
2014
- 2014-06-30 CN CN201480048534.XA patent/CN105518107B/zh active Active
- 2014-06-30 WO PCT/US2014/044791 patent/WO2015006076A1/en active Application Filing
- 2014-06-30 RU RU2016103572A patent/RU2668274C2/ru active
- 2014-06-30 EP EP14823669.8A patent/EP3019578B1/en active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422927A (en) * | 1982-01-25 | 1983-12-27 | The Pittsburg & Midway Coal Mining Co. | Process for removing polymer-forming impurities from naphtha fraction |
| US5290427A (en) * | 1991-08-15 | 1994-03-01 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
| US6835301B1 (en) * | 1998-12-08 | 2004-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Production of low sulfur/low aromatics distillates |
| CN1802423A (zh) * | 2001-02-16 | 2006-07-12 | 催化蒸馏技术公司 | 减少石脑油物流中硫的方法 |
| CN102300961A (zh) * | 2009-01-30 | 2011-12-28 | 日本石油天然气·金属矿物资源机构 | 中间馏分加氢精制反应器的操作方法及中间馏分加氢精制反应器 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105518107A (zh) | 2016-04-20 |
| EP3019578A4 (en) | 2017-03-15 |
| WO2015006076A1 (en) | 2015-01-15 |
| EP3019578B1 (en) | 2019-05-22 |
| RU2016103572A3 (zh) | 2018-04-26 |
| RU2016103572A (ru) | 2017-08-08 |
| US9476000B2 (en) | 2016-10-25 |
| US20150014218A1 (en) | 2015-01-15 |
| EP3019578A1 (en) | 2016-05-18 |
| RU2668274C2 (ru) | 2018-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105518107B (zh) | 加氢处理方法和设备 | |
| JP4958792B2 (ja) | 段間分離を含む、選択的水素化脱硫およびメルカプタン分解プロセス | |
| CN102382679A (zh) | 使用选择液体再循环以减少重组硫醇形成的加氢脱硫法 | |
| US7247235B2 (en) | Hydrogenation of middle distillate using a counter-current reactor | |
| CN110506097A (zh) | 一种直接加工原油以生产烯属和芳族石化产品的集成加氢处理和蒸汽热解的方法 | |
| CN104114679A (zh) | 使用级间蒸汽汽提的加氢裂化方法 | |
| CN108219836A (zh) | 减少多核芳族化合物的加氢裂化方法和装置 | |
| CN109988650A (zh) | 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合方法 | |
| US7238274B2 (en) | Combined hydrotreating and process | |
| US20120080355A1 (en) | Two-stage hydrotreating process | |
| CN106947514B (zh) | 使裂化石脑油脱硫的方法 | |
| CN110573595A (zh) | 用于高度(聚)芳烃和氮化的加料的精炼方法 | |
| CN103059949B (zh) | 一种催化裂化汽油脱硫方法 | |
| US10597593B2 (en) | Process for hydrotreatment of a fuel gas stream containing more than 4% olefins | |
| CN109988630B (zh) | 一种蜡油加氢方法和系统 | |
| CN107365600B (zh) | 一种非石化类石脑油加氢精制生产催化重整原料的方法及其反应装置 | |
| CN112442392A (zh) | 用于加氢处理烃残留物流的方法 | |
| CN109575992A (zh) | 一种低硫汽油的清洁生产方法 | |
| CN106244214A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 | |
| CN106221769A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 | |
| CN106190246A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106281413A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106244218A (zh) | 一种焦化汽油加氢精制工艺 | |
| CN106281422A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 | |
| CN106281424A (zh) | 一种焦化柴油加氢精制工艺 |
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 |