CN108473885A - 在淤浆加氢裂化方法中分级引入添加剂 - Google Patents
在淤浆加氢裂化方法中分级引入添加剂 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108473885A CN108473885A CN201680074219.3A CN201680074219A CN108473885A CN 108473885 A CN108473885 A CN 108473885A CN 201680074219 A CN201680074219 A CN 201680074219A CN 108473885 A CN108473885 A CN 108473885A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- catalyst
- slurry hydrocracking
- reactor
- slurry
- method described
- 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
Links
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
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only
- C10G51/026—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only only catalytic cracking steps
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/0015—Feeding of the particles in the reactor; Evacuation of the particles out of the reactor
-
- 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
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- 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
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/28—Molybdenum
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
- B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
- B01J23/30—Tungsten
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
- B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group metals
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/205—Metal content
- C10G2300/206—Asphaltenes
-
- 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
- C10G2300/70—Catalyst aspects
- C10G2300/708—Coking aspect, coke content and composition of deposits
-
- 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
- C10G2300/80—Additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
描述了降低在含有至少两个反应器的淤浆加氢裂化区中催化剂附聚的方法。使烃进料和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器中接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物,其中淤浆加氢裂化催化剂附聚。使第一流出物和非负载型氢化催化剂在第二反应器中接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物。
Description
优先权声明
本申请要求2015年12月21日提交的美国申请No.62/270,222的优先权,其内容通过引用整体并入本文。
背景技术
随着传统原油的储量下降,重油必须升级以满足全球需求。在重油升级过程中,较重的材料转化为较轻的馏分,大部分硫、氮和金属必须除去。重油包括材料如石油原油,常压塔底产物,真空塔底产物,重循环油,页岩油,煤衍生的液体,原油残油,拔顶原油和从油砂中提取的重沥青油。这些重烃原料的特征可能在于减粘裂化反应性低,焦化倾向高,对加氢裂化的敏感性差,蒸馏困难。待升级的大部分残油原料含有一定量的沥青质,其通常被理解为庚烷不溶性化合物,通过ASTM D3279或ASTM D6560测定。沥青质是含有赋予极性的杂原子的高分子量化合物。
在可以将其进一步加工成可用产品之前,重油必须在初级升级单元中升级。本领域已知的初级升级单元包括但不限于焦化工艺,例如延迟或流化焦化,以及氢气添加工艺如沸腾床或淤浆加氢裂化(SHC)。
在SHC中,在淤浆相中在压力下在高温下在固体催化剂颗粒(例如,作为颗粒状金属化合物如金属硫化物)作用下在气态氢存在下重液体油进料的三相混合物裂化产生较轻的产物。代表性的淤浆加氢裂化方法描述于例如美国专利5,755,955和美国专利5,474,977中。
一些SHC催化剂可在后面的反应器中附聚,这降低了它们的有效性。
因此,需要降低SHC催化剂附聚的方法。
附图说明
附图示出了包括根据本发明的淤浆加氢裂化装置的精制设备。
发明内容
本发明的一个方面是降低含有串联的至少两个反应器的淤浆加氢裂化区中催化剂附聚的方法。在一个实施方案中,该方法包括使烃进料和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器中在第一淤浆加氢裂化条件下接触,以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物,其中淤浆加氢裂化催化剂附聚;使第一流出物和非负载型氢化催化剂在第二反应器中在第二淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、
淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物。
发明详述
重油的淤浆加氢裂化在减压渣油向燃料的高转化时具有最佳回报。SHC方法可以包括一个或多个反应器。当使用多于一个反应器时,一些SHC催化剂,例如包含第IVB,VB,VIB,VIIB和VIII族金属的金属化合物,在该方法中附聚。催化剂附聚可导致催化剂在反应器中沉降和/或导致催化剂开始在反应器中积聚,导致淤浆床塌陷。已经发现,可以通过在第二个或更后的反应器中包括非负载型氢化催化剂来降低附聚。
除了附聚问题之外,可以使用各种添加剂和催化剂来减轻SHC中的焦化和结垢。添加剂和催化剂具有防止焦化的不同机制。每种机制都具有观察到最高效力的最佳条件。但是,对于串联反应器,添加剂必须通过经历各种操作条件的所有反应器。如果每种添加剂都在最佳环境下运行,则可以改进整体SHC性能。可以将不同的淤浆催化剂或添加剂注入串联布置的不同SHC反应器中。对于串联的反应器,有或没有级间分离,每个反应器的操作条件可针对在该级注入的添加剂进行优化。通过将昂贵的添加剂注入到具有对于该添加剂的最佳条件的反应器中,添加剂的量和结垢的程度可以被最小化。
例如,一些添加剂在高浓度的焦炭前体下表现最佳。例如,焦炭前体捕集催化剂在高焦炭前体浓度下更有效。通过在反应器系列的后续阶段注入这些添加剂,优化了添加剂的用量(基于新鲜进料)和添加剂的有效性。相反,串联的第一反应器具有比后续反应器更低浓度的焦炭前体。在较低浓度的焦炭前体下,催化剂不会附聚。在串联的第一反应器中加入昂贵的氢化催化剂将不足以防止在后续反应器中发生的催化剂附聚。更昂贵的焦炭前体捕集催化剂或生长阻碍添加剂可用于后期阶段。合适的生长阻碍添加剂是非负载型氢化催化剂,例如钼、钨、镍、铂或钯的金属或金属化合物。合适的焦炭前体捕集催化剂包括但不限于多孔粘土,碳或氧化物和高表面积碳,二氧化硅或氧化铝(例如50m2/g至500m2/g或更大)。
附图示出了包括淤浆加氢裂化装置200的示例性精制装置100。精制装置可以包括将进料如原油供给常压分馏区120的管线110。图中的管线可互换地称为进料、流出物、料流或管线。
常压分馏区120可以产生一个或多个顶部料流114和常压底部料流118。一个或多个顶部料流114可以包含各种产物,例如轻气体,汽油,柴油和煤油。这些一个或多个顶部料流114可以单独或组合地离开常压分馏区120。常压底部料流118通常可包含在340℃或高于340℃下沸腾的重烃。可将常压底部料流118提供至第一真空分馏区140。第一真空分馏区140又可提供顶部料流144和真空底部料流148。通常,顶部料流144可包含一种或多种沸点高于300℃的化合物。真空底部料流148可以包括沸点高于500℃的材料。该真空底部料流148可作为进料230的一部分提供给淤浆加氢裂化装置200。虽然真空底部料流148被描绘为提供给淤浆加氢裂化装置200,但应该知道,可以提供以任何组合的合适进料,例如分别在425℃以上,510℃以上或400℃以上沸腾的减压瓦斯油,减压渣油或流化催化裂化瓦斯油。一般而言,进料230的任何合适的部分可以提供给淤浆加氢裂化装置200,其可以具有例如90重量%在高于至少300℃的温度下沸腾,由观察到的沸腾温度和蒸馏压力计算常压当量沸点,如通过ASTM D1160-06测定。这样的进料部分可以具有不超过20°的API比重,并且通常不超过10°。
淤浆加氢裂化装置200可包括催化剂分级区220,淤浆加氢裂化反应区235,热高压分离区250,第二分馏区260和分离区280。通常,催化剂分级区220可以具有用于将催化材料成形为任何合适尺寸的任何合适的设备,例如通过如例如US 2009/0321314 A1中公开的干法测定的2至100微米,优选2至20微米的平均催化剂粒度。在其他示例性实施方案中,平均催化剂粒度可以是10至100微米。典型地,催化剂分级区220可以包括任何合适的研磨机以将催化材料研磨成平均粒径为2至100微米的颗粒。通常,可以使用具有合适的催化剂尺寸的任何合适的材料。
用于SHC的催化活性金属包括周期表第IVB族,VB族,VIB族,VIIB族或VIII族的那些,它们以有效催化所需加氢处理和/或加氢裂化反应以提供例如低沸点烃的量引入重烃原料中,所述低沸点烃可以从SHC流出物中作为石脑油和/或基本不存在固体颗粒的馏出物产物分馏出来。代表性的金属包括铁,镍,钼,钒,钨,钴,钌及其混合物。催化活性金属可以以单质形式或作为有机化合物或无机化合物如硫化物(例如硫化铁)或其它离子化合物的固体颗粒存在。金属或金属化合物纳米聚集体也可用于形成固体颗粒。通常希望由催化剂前体原位形成这样的金属化合物(作为固体颗粒),所述催化剂前体如金属硫酸盐(例如,硫酸铁一水合物)在SHC反应区环境中或在预处理步骤中分解或反应以形成期望的、分散良好且具有催化活性的固体颗粒(例如,作为硫化铁)。前体还包括含有感兴趣的催化活性金属的油溶性有机金属化合物,其热分解形成具有催化活性的固体颗粒(例如硫化铁)。这些化合物通常在重烃原料中高度分散,并且通常在预处理或SHC反应区条件下转化为淤浆流出物中所含的固体颗粒。示例性原位固体颗粒制备,包括预处理重烃原料和最终希望的金属化合物的前体,描述于例如美国专利5,474,977中。
其他合适的前体包括金属氧化物,其可转化为催化活性(或更具催化活性)的化合物如金属硫化物。在一个具体的实施方案中,含金属氧化物的矿物可以用作固体颗粒的前体,所述固体颗粒在无机难熔金属氧化物载体(例如氧化铝)上包含催化活性金属(例如硫化铁)。
作为实例,示例性的催化剂化合物可以包含催化有效量的一种或多种具有铁的化合物。特别地,一种或多种化合物可以包括氧化铁,硫酸铁和碳酸铁中的至少一种。其他形式的铁可以包括硫化铁,磁黄铁矿和黄铁矿中的至少一种。另外,催化剂可以含有除铁之外的材料,例如钼,镍和锰中的至少一种,和/或其盐、氧化物和/或矿物。
优选地,所述一种或多种化合物包括硫酸铁,更优选一水合硫酸铁和七水合硫酸铁中的至少一种。也可以使用从来源如褐铁矿,红土,锻铁,粘土,磁铁矿,赤铁矿,三水铝石或基什铁(Kisch iron)获得的含氧化铁的化合物。一种特别需要的材料是硫酸亚铁。硫酸亚铁可以是一水合物或七水合物。
理想的是,一种或多种催化剂颗粒可包含2至45重量%的氧化铁和20至90重量%的氧化铝。在一个示例性实施方案中,含铁铝土矿是具有这些比例的优选材料。铝土矿可以具有10至40重量%的氧化铁(Fe2O3)和54至84重量%的氧化铝,并且可以具有10至35重量%的氧化铁和55至80重量%的氧化铝。铝土矿还可以包括通常不超过10重量%,并且通常不超过6重量%的量的二氧化硅(SiO2)和二氧化钛(TiO2)。挥发物如水和二氧化碳也可以存在,但前述重量比例不包括这种挥发物。氧化铁也以水合形式存在于铝土矿中,但上述比例也不包括水合组合物中的水。
在另一个示例性实施方案中,可能需要负载催化剂。这种负载型催化剂可以是相对有弹性的并且在通过淤浆加氢裂化反应区235进行处理之后保持其粒度。结果,这种催化剂可以包括氧化铝,二氧化硅,二氧化钛,一种或多种硅铝酸盐,氧化镁,铝土矿,煤和/或石油焦的载体。这种负载型催化剂可以包含催化活性金属如铁,钼,镍和钒中的至少一种,以及这些金属中一种或多种的硫化物。通常,基于催化剂的总重量,催化剂可以具有0.01至30重量%的催化活性金属。
如下文所述,通常希望具有足够大小的催化剂以使其易于过滤,离心,沉降或以其它方式与未转化的沥青分离。如果催化剂太小,分离可能是困难的。因此,希望催化剂具有最小尺寸。
合适尺寸的研磨催化剂可以经由管线224从催化剂分级区220连通并且与真空底部料流148结合。之后,可以经由管线226提供氢气以形成用于淤浆加氢裂化反应区235的进料230。通常,管线226中的氢气可以包括再循环和/或补充氢气,并且因此可以包括其他轻烃分子,例如甲烷和乙烷。
如下文所述,淤浆加氢裂化反应区235可接收来自管线288的进料230和再循环料流,并提供流出物248。通常,淤浆加氢裂化反应区235可包括以上流或下流串联操作的两个反应器240,245(如图所示)。在一些实施方案中,可以有多于两个的反应器。一个示例性反应器可以是管式反应器,通过该管式反应器,进料、催化剂和气体向上传送。通常,温度可以是400℃至575℃,或440℃465℃,和3至30MPa,或10至30MPa,或3至25MPa,或10至25MPa的压力。液时空速典型地低于4hr-1或低于1hr-1。
在SHC反应区中使用的催化剂和条件适于升级重烃原料以在离开SHC反应区的SHC流出物中提供较低沸点组分。
来自第一反应器240的流出物242包括淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和SHC催化剂。
将来自第一反应器240的流出物242送至第二反应器245。将非负载型氢化催化剂244引入第二反应器245。非负载型氢化催化剂有助于防止SHC催化剂的附聚。合适的非负载型氢化催化剂包括但不限于钼,钨,镍,铂或钯中的至少一种。非负载型氢化催化剂可以是金属或金属化合物。非负载型氢化催化剂的含量可以为10ppmw至1000ppmw。
第一添加剂246也可包含在第二反应器245中。第一添加剂包括但不限于沥青质捕集添加剂,消泡剂,防聚结添加剂,金属捕集添加剂和介晶(mesogen)捕集添加剂。合适的第一添加剂可以包括但不限于以下物质中的至少一种:负载或非负载型第VIB族或VIIB族氢化添加剂(例如钼,钨或铼),高表面积碳,高表面积二氧化硅和高表面积多孔粘土。第一添加剂可以以10ppmw至1000ppmw的量或者可选地在0.5重量%至5重量%之间的量被包括。
在一些实施方案中,可以有三个或更多个串联的反应器(未示出)。第一添加剂也可以添加到系列中的第三个(或更后的)反应器中。这可能是合乎需要的,因为由于反应器液体向气态产物的转化,焦炭前体浓度增加。
另外,可以将第二添加剂添加到第三(或更后的)反应器中。合适的第二添加剂可以包括但不限于高表面积碳,二氧化硅或氧化铝中的至少一种,以及含有Mo,W和Ni中的至少一种的油溶性材料。第二添加剂的含量可以为10ppmw至10,000ppmw。
第二反应器245的流出物248包含来自第一和第二反应器的淤浆加氢裂化反应产物,未反应的烃进料,淤浆加氢裂化催化剂,沥青质反应产物,非负载型氢化催化剂和已经加入反应器的任何添加剂。
将气液混合物或流体流出物248取出并提供至热高压分离区250。热高压分离区250可包括在200℃至470℃的温度和3MPa至25MPa,或10MPa至18MPa的压力下操作的分离器。通常,包含石脑油的第一流体料流254可以被取出。第一流体料流254可以包括35体积%至80体积%的来自淤浆加氢裂化反应区235的烃产物以及氢气。氢气可被回收并任选再循环以包含在管线226中。第二流体料流258可被提供到第二分馏区260。第二分馏区260可以是常压分馏器,真空分馏器或汽提分馏器,例如。
通常,第二分馏区260可以包括真空分馏塔,该真空分馏塔可以在任何合适的温度下运行,以提供250-565℃的轻减压瓦斯油和重减压瓦斯油之间的常压等效切割点。另外,真空分馏塔可以在1kPa至10kPa的压力下操作。通常,真空蒸馏塔可以提供在管线264中的轻减压瓦斯油,在管线268中的重减压瓦斯油,以及在管线272中的包含沥青或减压渣油和至少部分或全部淤浆加氢裂化催化剂的混合物。通常,轻减压瓦斯油可具有230℃至450℃的沸点,重减压瓦斯油可具有260℃至500℃的沸点,且沥青或减压渣油可具有至少525℃的初沸点。通常,来自第二分馏区260的催化剂在沥青中浓缩以形成通过管线272排出的混合物。混合物可以包含不超过40重量%,不超过30重量%或甚至不超过20重量%的催化剂,相对于管线272中的沥青和催化剂的总重量。管线272中的混合物可以提供给分离区280。
分离区280可以包括用于从淤浆加氢裂化催化剂分离沥青的任何合适的装置。沥青可以通过使用过滤,离心分离,磁力分离,静电分离,旋风分离或沉降来分离。在一个示例性的过滤系统中,容器可以形成上腔室和下腔室。管线272中的混合物可以被提供到底部腔室,而滤液离开上腔室。容器可容纳形成多个孔的板,其中相应的过滤器模块在从其下降的孔处联接,由此形成滤烛组件。这种过滤系统可以得自Attleboro,Mass的FiltrexSystems。
通常,如果使用过滤系统,则过滤系统可以在任何合适的温度下操作,如300℃450℃。典型地,选择有效温度以确保沥青处于液相并具有足够低的粘度以允许有效过滤。通常,过滤系统可以提供滤液和保留物,滤液通常是基本上不存在淤浆烃催化剂(例如不超过1重量%的淤浆烃催化剂)的沥青,保留物通常包含淤浆烃催化剂。通常,当使用过滤系统时,例如通过将来自管线268的至少一部分重减压瓦斯油提供到上腔室以冲出保留物,可以回洗过滤系统。保留物可以通过管线288排出,而含有基本上不存在催化剂的沥青的滤液可以通过管线284作为产品排出。
通常,保留物可以包含具有催化剂和来自管线268的重减压瓦斯油的悬浮液。管线288中的悬浮液可以包含夹带在重减压瓦斯油中的催化剂。包含悬浮液的再循环料流可以包含基于催化剂和流体(通常为重减压瓦斯油)总重量的至少5重量%的催化剂。此外,再循环料流可以在进入分离区280之前回收至少50重量%,优选至少80重量%的存在于管线272中的混合物中的催化剂。该材料可以作为再循环料流再循环通过管线288到淤浆加氢裂化反应区235或淤浆加氢裂化反应区235的上游。如所示,可以在管线224和226的下游以及淤浆加氢裂化反应区235的上游提供再循环料流。以这种方式,淤浆加氢裂化催化剂可以直接或间接再循环回到淤浆加氢裂化反应区235而不清洗或以其他方式恢复或再生。在其他示例性实施方案中,可以另外或替代再循环料流而使用其他回洗流体料流如任何合适的瓦斯油,例如轻或重瓦斯油。这种合适的油可以包括甲苯,一种或多种二甲苯,轻循环油,中循环油或其任何组合。
通常,在催化剂分级区220中,催化剂可以通过利用任何合适的装置如研磨机来分级,以产生具有所需尺寸2至100微米的催化剂。或者,可以使用未研磨的催化剂,例如未研磨的铝土矿。典型地,未研磨的催化剂具有合适的尺寸以容易地从包含例如至少一种烃如沥青的混合物中分离。另外,利用回洗材料如重减压瓦斯油可以使催化剂和重减压瓦斯油再循环回淤浆烃反应区,因此可以降低或可能几乎消除对补充淤浆烃催化剂的需要以及高效回收催化剂。
尽管在本发明的前述详细描述中已经呈现了至少一个示例性实施方案,但应该理解的是存在大量的变体。还应该理解的是,一个或多个示例性实施方案仅是示例,并不意图以任何方式限制本发明的范围、适用性或配置。而是,前面的详细描述将为本领域技术人员提供用于实施本发明的示例性实施方案的便利的路线图。应该理解,可以在示例性实施方案中描述的元件的功能和布置方面做出各种改变,而不偏离如所附权利要求书中阐述的本发明的范围。
具体实施方式
尽管结合具体实施方案描述了以下内容,但应理解的是,该描述旨在说明而不是限制前面的描述和所附权利要求的范围。
本发明的第一实施方案是降低在含有至少两个串联反应器的淤浆加氢裂化区中催化剂附聚的方法,包括使烃进料和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器中在第一淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物,其中淤浆加氢裂化催化剂附聚;以及使第一流出物和非负载型氢化催化剂在第二反应器中在第二淤浆加氢裂化条件下接触以形成含有淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物。本发明的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、任何或全部,其中淤浆加氢裂化催化剂包含含有第IVB,VB,VIB,VIIB和VIII族金属的金属化合物。本发明的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、任何或全部,其中非负载型氢化催化剂包含钼,钨,镍,铂或钯中的至少一种。本发明的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、任何或全部,其中非负载型氢化催化剂的量在10ppmw至1000ppmw的范围内。本发明的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、任何或全部,还包括将第一添加剂引入到第二反应器中。本发明的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、任何或全部,其中第一添加剂包含负载或非负载型第VIB族或VIIB族基添加剂、高表面积碳、高表面积二氧化硅和高表面积多孔粘土中的至少一种。本发明的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、任何或全部,其中第一添加剂的量在0.1重量%至10重量%的范围内。本发明的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、任何或全部,其中存在至少三个反应器,并且还包括将第二添加剂引入到第三反应器中。本发明的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、任何或全部,其中第二添加剂包含高表面积碳、二氧化硅或氧化铝、和含有Mo,W和Ni中至少一种的油溶性材料中的至少一种。本发明的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、任何或全部,其中第二添加剂的量在10ppmw至1000ppmw的范围内。本发明的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、任何或全部,其中第一或第二淤浆加氢裂化条件包括400℃至575℃的温度,3MPa至30MPa的压力和小于4hr-1的液时空速。本发明的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、任何或全部,还包括从未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物中的至少一种中分离淤浆加氢裂化反应产物。
本发明的第二实施方案是降低在含有至少两个串联反应器的淤浆加氢裂化区中催化剂附聚的方法,包括使烃进料和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器中在第一淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物,其中淤浆加氢裂化催化剂包含含有第IVB,VB,VIB,VIIB和VIII族金属的金属化合物;使第一流出物和非负载型氢化催化剂在第二反应器中在第二淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物;以及从未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物中的至少一种中分离淤浆加氢裂化反应产物。本发明的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、任何或全部,其中非负载型氢化催化剂包含钼,钨,镍,铂或钯中的至少一种。本发明的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、任何或全部,其中非负载型氢化催化剂的量在10ppmw至1000ppmw的范围内。本发明的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、任何或全部,还包括将第一添加剂引入到第二反应器中,第一添加剂包含负载或非负载型第VIB族或VIIB族基添加剂、高表面积碳,高表面积二氧化硅和高表面积多孔粘土中的至少一种。本发明的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、任何或全部,其中存在至少三个反应器,并且还包括将第二添加剂引入到第三反应器中。本发明的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、任何或全部,其中第二添加剂包含高表面积碳,二氧化硅或氧化铝和含有Mo、W和Ni中至少一种的油溶性材料中的至少一种,或两者。本发明的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、任何或全部,其中第一或第二淤浆加氢裂化条件包括400℃至575℃的温度,3MPa至30MPa的压力和小于4hr-1的液时空速。
本发明的第三实施方案是降低在含有至少两个串联反应器的淤浆加氢裂化区中催化剂附聚的方法,包括使烃进料和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器中在第一淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物,其中淤浆加氢裂化催化剂包含含有第IVB,VB,VIB,VIIB和VIII族金属的金属化合物;使第一流出物和10ppmw至1000ppmw的非负载型氢化催化剂在第二反应器中在第二淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物,所述非负载型氢化催化剂包含钼,钨,镍,铂或钯中的至少一种;以及从未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物中的至少一种中分离淤浆加氢裂化反应产物。
没有进一步的阐述,相信使用先前的描述,本领域技术人员可以在不脱离本发明的精神和范围的情况下最大限度地利用本发明,并且容易地确定本发明的基本特征,对本发明进行各种改变和修改并使其适应各种用途和条件。因此,上述优选的具体实施方案应被解释为仅是说明性的,并且不以任何方式限制本公开的其余部分,并且其旨在覆盖包括在所附权利要求范围内的各种修改和等同布置。
在前文中,除非另有说明,所有温度均以摄氏度列出,并且所有份数和百分数均以重量计。
Claims (10)
1.降低在含有串联的至少两个反应器240,245的淤浆加氢裂化区235中催化剂附聚的方法,包括:
使烃进料230和淤浆加氢裂化催化剂在第一反应器240中在第一淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料和淤浆加氢裂化催化剂的第一流出物242,其中淤浆加氢裂化催化剂附聚;和
使第一流出物242和非负载型氢化催化剂244在第二反应器245中在第二淤浆加氢裂化条件下接触以形成包含淤浆加氢裂化反应产物、未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物的第二流出物248。
2.根据利要求1所述的方法,其中淤浆加氢裂化催化剂包含含有第IVB、VB、VIB、VIIB和VIII族金属的金属化合物。
3.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,其中非负载型氢化催化剂244包含钼、钨、镍、铂或钯中的至少一种。
4.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,其中非负载型氢化催化剂244的量在10ppmw至1000ppmw的范围内。
5.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,还包括将第一添加剂246引入到第二反应器245中。
6.根据权利要求5所述的方法,其中第一添加剂246包含负载或非负载型第VIB族或VIIB族基添加剂、高表面积碳、高表面积二氧化硅和高表面积多孔粘土中的至少一种。
7.根据权利要求5所述的方法,其中第一添加剂246的量在0.1重量%至10重量%的范围内。
8.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,其中存在至少三个反应器,并且还包括将第二添加剂引入第三反应器中,并且其中第二添加剂包含高表面积碳、二氧化硅或氧化铝和含有Mo、W和Ni中至少一种的油溶性材料中的至少一种,并且其中第二添加剂的量在10ppmw至1000ppmw的范围内。
9.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,其中第一或第二淤浆加氢裂化条件包括以下中的至少一项:400℃至575℃的温度,3MPa至30MPa的压力和小于4hr-1的液时空速。
10.根据权利要求1-2中任一项所述的方法,还包括从未反应的烃进料、淤浆加氢裂化催化剂和沥青质反应产物中的至少一种中分离淤浆加氢裂化反应产物。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562270222P | 2015-12-21 | 2015-12-21 | |
US62/270,222 | 2015-12-21 | ||
PCT/US2016/063120 WO2017112218A1 (en) | 2015-12-21 | 2016-11-21 | Staged introduction of additives in slurry hydrocracking process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN108473885A true CN108473885A (zh) | 2018-08-31 |
CN108473885B CN108473885B (zh) | 2021-02-05 |
Family
ID=59091141
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201680074219.3A Active CN108473885B (zh) | 2015-12-21 | 2016-11-21 | 在淤浆加氢裂化方法中分级引入添加剂 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10745630B2 (zh) |
EP (1) | EP3394218A4 (zh) |
CN (1) | CN108473885B (zh) |
WO (1) | WO2017112218A1 (zh) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10676682B2 (en) * | 2017-11-28 | 2020-06-09 | Uop Llc | Process and apparatus for recovering hydrocracked effluent with vacuum separation |
RU2758360C2 (ru) * | 2018-07-02 | 2021-10-28 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка гидропереработки нефтяных остатков |
CN111298722B (zh) * | 2018-12-12 | 2022-07-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种烃类原料的加氢反应器及加氢方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101044227A (zh) * | 2004-09-10 | 2007-09-26 | 切夫里昂美国公司 | 用高活性淤浆催化剂组合物改质重油的方法 |
US20110049010A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-03-03 | Abdel-Halim Tayseer A | Systems and Methods for Hydroprocessing a Heavy Oil Feedstock |
US20140238897A1 (en) * | 2013-02-26 | 2014-08-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4765882A (en) * | 1986-04-30 | 1988-08-23 | Exxon Research And Engineering Company | Hydroconversion process |
US8034232B2 (en) * | 2007-10-31 | 2011-10-11 | Headwaters Technology Innovation, Llc | Methods for increasing catalyst concentration in heavy oil and/or coal resid hydrocracker |
US8236169B2 (en) * | 2009-07-21 | 2012-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Systems and methods for producing a crude product |
US9243194B2 (en) * | 2009-10-08 | 2016-01-26 | IFP Energies Nouvelles | Process for hydroconversion of heavy carbon-containing feedstocks that integrate a boiling-bed technology and a slurry technology |
CN105358658B (zh) * | 2013-03-14 | 2019-04-16 | 英国石油欧洲公司 | 用于导入重质烃加氢转化中所使用的细和粗添加剂的方法 |
-
2016
- 2016-11-21 EP EP16879706.6A patent/EP3394218A4/en not_active Withdrawn
- 2016-11-21 WO PCT/US2016/063120 patent/WO2017112218A1/en active Application Filing
- 2016-11-21 CN CN201680074219.3A patent/CN108473885B/zh active Active
-
2018
- 2018-06-04 US US15/997,584 patent/US10745630B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101044227A (zh) * | 2004-09-10 | 2007-09-26 | 切夫里昂美国公司 | 用高活性淤浆催化剂组合物改质重油的方法 |
US20110049010A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-03-03 | Abdel-Halim Tayseer A | Systems and Methods for Hydroprocessing a Heavy Oil Feedstock |
US20140238897A1 (en) * | 2013-02-26 | 2014-08-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10745630B2 (en) | 2020-08-18 |
CN108473885B (zh) | 2021-02-05 |
EP3394218A1 (en) | 2018-10-31 |
US20180282639A1 (en) | 2018-10-04 |
EP3394218A4 (en) | 2019-07-24 |
WO2017112218A1 (en) | 2017-06-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4874977B2 (ja) | 重油のアップグレードにおける活性スラリー触媒組成物のリサイクル法 | |
US4192735A (en) | Hydrocracking of hydrocarbons | |
ES2856200T3 (es) | Hidrocraqueo de residuos con múltiples etapas | |
US4134825A (en) | Hydroconversion of heavy hydrocarbons | |
US7214308B2 (en) | Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing | |
KR102558074B1 (ko) | 2-단계 히드로크래킹 및 수소처리 공정의 통합 공정 | |
US5374348A (en) | Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy hydrocarbon recycle | |
CA2111665C (en) | Hydrocracking of heavy asphaltenic oil in presence of an additive to prevent coke formation | |
US10201810B2 (en) | Vacuum resid upgradation and graphite production | |
US9567535B2 (en) | Slurry hydrocracking apparatus or process | |
KR20160052435A (ko) | 낮은 침강물 함량을 갖는 연료유의 생산을 위한 부유상 수소분해 단계, 침강물의 성숙 단계 및 분리 단계를 포함하는 석유 공급원료의 변환 방법 | |
CA1163222A (en) | Simultaneous demetalization and hydrocracking of heavy hydrocarbon oils | |
RU2673803C1 (ru) | Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка | |
RU2663896C2 (ru) | Переработка гидрокрекингом кубового остатка | |
SK107598A3 (en) | Low pressure process for the hydroconversion of heavy hydrocarbons | |
CA2901390C (en) | Process for partial upgrading of heavy and/or extra-heavy crude oils for its transportation | |
CA2896247A1 (en) | Intergration of residue hydrocracking and solvent deasphalting | |
CN118028017A (zh) | 使用机会原料的升级的沸腾床反应器 | |
CN102041084A (zh) | 一种重烃加氢组合工艺方法 | |
US10745630B2 (en) | Staged introduction of additives in slurry hydrocracking process | |
WO2017019744A1 (en) | Integrated ebullated-bed hydroprocessing, fixed bed hydroprocessing and coking process for whole crude oil conversion into hydrotreated distillates and petroleum green coke | |
WO2007117983A2 (en) | Full conversion hydroprocessing | |
JP2001089772A (ja) | 石油系重質油の水素化分解方法 | |
JP7446081B2 (ja) | 真空ボトム中にアスファルテンの再利用蓄積のないアップグレードされた沸騰床式反応器 | |
CN108085057B (zh) | 一种重油加氢裂化工艺 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |