CN114196439A - 一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 - Google Patents
一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114196439A CN114196439A CN202010983055.4A CN202010983055A CN114196439A CN 114196439 A CN114196439 A CN 114196439A CN 202010983055 A CN202010983055 A CN 202010983055A CN 114196439 A CN114196439 A CN 114196439A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- catalyst
- shale oil
- impurity removal
- catalyst bed
- reaction zone
- 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
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 154
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 196
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 180
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 96
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 63
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 63
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 52
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 279
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 119
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 95
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 claims description 93
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 78
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 78
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 77
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 75
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Inorganic materials O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 41
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 31
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 27
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 27
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 26
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 16
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 14
- 235000005770 birds nest Nutrition 0.000 claims description 10
- 235000005765 wild carrot Nutrition 0.000 claims description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 8
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims description 8
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 241000219793 Trifolium Species 0.000 claims description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 101100134058 Caenorhabditis elegans nth-1 gene Proteins 0.000 claims description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- -1 naphtha Substances 0.000 claims description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 2
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 claims 8
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims 3
- 238000005695 dehalogenation reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 16
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 9
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 3
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 3
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N alumanylidynesilicon Chemical compound [Al].[Si] CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009828 non-uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Images
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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
-
- 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
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
本发明公开了一种页岩油加氢处理工艺和处理系统，所述处理工艺为页岩油原料首先经切割后得到轻馏分和重馏分，轻馏分和经净化处理后的重馏分分别进入加氢反应区，在氢气存在条件下进行反应，反应流出物经分离后得到含氢气体和精制页岩油。所述处理系统包括分馏塔、脱杂反应区、加氢反应区和分离单元。所述处理工艺能长周期处理页岩油原料并且有效提高装置脱氮能力。
Description
技术领域
本发明属于油品加工技术领域，具体地说涉及一种页岩油加氢处理工艺和处理系统。
背景技术
在自然界的资源中，油页岩和石油一样主要由藻类等低等浮游生物经腐化作用和煤化作用而生成。而通过低干馏等办法，从油页岩中“榨”出的页岩油则被称作“人造石油”，经过进一步加工提炼后可以制得汽油、煤油、柴油等液体燃料。在油页岩的开采初期由于技术不过关，生产过程污染环境，这一行业发展受到限制。近年来，随着技术的进步，该问题已得到了很好的解决。可以预见，在当前石油资源紧缺、油价高涨的形势下，页岩油将在石油化工能源家族中扮演越来越重要的角色。
由于页岩油生产工艺的特殊性使得页岩油的性质与常规石化原料有所不同，页岩油中的氮含量、机械杂质以及金属等含量远高于常规原油，对于页岩油加工装置的容纳污染物能力以及脱氮能力有着较高的要求。目前在实际生产中影响加工页岩油装置经济效益的两个最大因素是装置无法长周期稳定运转和脱氮效果较差。
CN10492605A介绍了一种有效提高脱氮效果的页岩油加氢工艺方法，该方法中页岩油原料由反应器上部进入，氢气由反应器下部进入，通过气相与液相反应物在反应器内部逆向接触以达到提高加氢过程脱氮效果的目的。但气相与液相反应物的逆向接触并不会使页岩油中包含的机械杂质、金属杂质等更好的分布在整个反应器中，反而因氢气从反应器下部进入使得反应器上部氢分压相对降低，导致页岩油中的杂质更容易在一床催化剂的孔道之中结焦积碳，从而加速床层压降的升高，影响页岩油加氢精制装置的长周期运转。
CN102465015A公开了一种页岩油的加工方法，该方法首先将页岩油分割成轻、重组分，重组分与氢气通过上流式加氢反应器，所得流出物与轻组分、氢气再通过常规加氢精制反应器进行反应，加氢精制流出物经分离和分馏，得到轻质产品。该方法中上流式反应器的下床层与常规加氢精制反应器的上床层仍为页岩油中的机械杂质、胶质以及金属杂质的重点沉积区域，虽能降低常规精制反应器的压降，但前设的上流式加氢反应器仍需定期换剂、精制反应器仍需定期撇头，并且整个方案中并未合理分配精制反应器内杂质沉积与降低保护剂的使用量，经济性相对较差。
发明内容
申请人在研究过程中发现目前影响页岩油加氢装置稳定运转的主要因素是加氢反应区内与液相物料最先接触的催化剂床层极易发生杂质的沉积与结焦积碳等问题而导致催化剂床层压降急速升高，使得企业不得不采用撇头、频繁更换反应器内的催化剂等操作，而且目前现有加氢精制反应区一般仅在最先接触液相物料的催化剂床层装填大量的保护剂，但申请人通过对失活催化剂分析后发现，反应器后接触液相物料的催化剂床层中的失活催化剂中也有相当数量的杂质，这是由于部分颗粒相对较小的杂质穿透最先接触液相物料的催化剂床层到后接触液相物料的催化剂床层后因后接触液相物料的催化剂床层无保护剂而导致催化剂床层压降突增；现有技术中全部原料由反应器顶部集中进料，导致原料中的杂质集中沉积在反应器最先接触物料的催化剂床层，一旦超过其容纳垢物的上限会导致该床层压降突增，最先接触液相物料的床层压降成为限制整个装置长周期运行的瓶颈，当装置进料量发生波动时杂质容易被携带进入后续的催化剂床层，而后接触物料的催化剂床层不含有保护剂而且孔隙率较低从而导致催化剂床层压降升高；而且由于目前现有的加氢精制反应器内在反应器最上部装填大量的保护剂而相对降低了加氢精制催化剂的装填量，装置的加氢脱氮能力也不足，需要额外增加反应器或者其他手段来满足产品对氮含量的要求。
针对现有技术的不足，本发明目的是提供一种页岩油加氢处理工艺和处理系统。所述处理工艺能长周期处理页岩油原料并且有效提高装置脱氮能力。
本发明第一方面提供一种页岩油加氢处理工艺，所述处理工艺包括如下内容：
（1）页岩油原料经切割后得到轻馏分和重馏分；
（2）步骤（1）得到的重馏分进入脱杂反应区进行脱杂处理，处理后得到净化重馏分；
（3）步骤（2）得到的净化重馏分与氢气通过加氢反应区顶部进料口进入加氢反应区，并进行加氢反应；
（4）步骤（1）得到的轻馏分通过加氢反应区中下部进料口进入加氢反应区，在氢气存在条件下进行反应，反应流出物经分离后得到含氢气体和精制页岩油。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（1）中所述页岩油原料一般为页岩油全馏分，优选为高干点页岩油全馏分；所述页岩油的初馏点为120～230℃，终馏点为500～680℃，其中，轻馏分和重馏分的分割点温度为270～380℃，优选300～350℃，通常情况下轻馏分与重馏分的重量比为20～40：60～80。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（2）中所述的脱杂反应区设置1台以上的脱杂反应器，优选设置2台脱杂反应器，进一步优选两台脱杂反应器以并联方式相互连接，且两台脱杂反应器处于一开一备状态，当其中一个达到工作负荷上限需要再生时，启动另外一台并对需要再生的反应器进行再生处理。
上述页岩油加氢处理工艺中，脱杂反应器内设置M个吸附催化脱杂床层（M为大于1的整数，优选M为2-4，进一步优选M为3），每个吸附催化脱杂床层内均设置吸附催化脱杂材料，按照液相物流流动方向依次记为分别为第一吸附催化脱杂床层、第二吸附催化脱杂床层、……、第M-1吸附催化脱杂床层、第M吸附催化脱杂床层。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述吸附催化脱杂材料包括基体和任选的负载于基体上的活性金属组分，其中基体为无机耐熔多孔材料，具体可以为氧化铝、氧化硅、分子筛等中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Mo和/或Ni。所述吸附催化脱杂材料的外形可以为四叶轮、泡沫圆片、七孔球、鸟巢、拉西环等中的一种或几种，优选为七孔球、鸟巢、拉西环中的一种或几种。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述吸附催化脱杂材料的颗粒直径为2～50mm，优选为5～30mm，更进一步优选按照物料流动方向，吸附催化脱杂材料的颗粒直径逐渐减小，第M催化剂床层中的保护剂颗粒直径比第M-1催化剂床层中的保护剂颗粒直径小1～10mm，优选小5～8mm。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述吸附催化脱杂材料中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为0～15wt%，优选为1～10wt%；进一步优选按照物料流动方向，吸附催化脱杂材料中的活性金属含量逐渐增大，第M吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中的活性金属含量比第M-1吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中的活性金属含量高0～10wt%，优选高0.1～3wt%；进一步优选第一吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中不含有活性金属。
上述页岩油加氢处理工艺中，当脱杂反应器内设置3个吸附催化脱杂床层时，第一吸附催化脱杂床层、第二吸附催化脱杂床层、第三吸附催化脱杂床层中的第一吸附催化脱杂材料、第二吸附催化脱杂材料、第三吸附催化脱杂材料的装填体积比为10%～30%：20%～50%：40%～70%，优选为15%～25%：25%～40%：45%～60%。
上述页岩油加氢处理工艺中，当脱杂反应器内设置3个吸附催化脱杂床层时，第一吸附催化脱杂材料形状为七孔球，颗粒直径为10～50mm，优选为20～30mm，内孔径为1.5～3.5 mm，优选为2.0～3.0mm；所述吸附催化脱杂材料以氧化铝为基体。所述第二吸附催化脱杂材料是以氧化铝为基体，Ni和Mo为活性金属组分；第二吸附催化脱杂材料形状为鸟巢型，颗粒直径为8～25mm，优选为10～20mm，孔容为0.30～0.60mL/g，优选为0.45～0.55mL/g，MoO3组分含量为0.5～10.0wt%，优选为2.0～8.5wt%，NiO组分含量为0.1～5.0wt%，优选0.2～1.5wt%；所述第三吸附催化脱杂材料是以氧化铝为基体，Ni和Mo为活性金属组分；第三吸附催化脱杂材料形状为拉西环型，催化剂的颗粒直径为2～15mm，优选为5～8mm，孔容为0.40～0.80 mL/g，优选0.50～0.59mL/g，MoO3组分含量为2.5～10.0wt%，优选6.0～8.0wt%，NiO组分含量为0.5～3.0wt%，优选0.5～2.5wt%。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（4）中得到的含氢气体可以分两路，其中一路经净化处理后作为循环氢使用，具体可以循环回加氢反应区；另一路可以进入脱杂反应区与重馏分混合进行脱杂处理。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢反应区设置N个催化剂床层（N为大于1的整数，优选N为3-6之间的整数，进一步优选N为3或4；沿液相物流流动方向依次记为第一催化剂床层、第二催化剂床层、……、第N-1催化剂床层、第N催化剂床层。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（4）所述中下部进料口位于加氢反应区中第X催化剂床层下方（X<N，X为1-5之间的整数，优选为2-5之间的整数，进一步优选为2或3）；具体的当设置2个催化剂床层时，设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间；当设置3个催化剂床层时，可以设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间和/或第二催化剂床层与第三催化剂床层之间；以此类推，可以根据催化剂床层设置数量和催化剂装填种类选择进料口的具体设置位置。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述第一催化剂床层至第X催化剂床层中，每个催化剂床层都包括保护剂和加氢催化剂，且按照物料流动方向保护剂在加氢催化剂上方，第X+1催化剂床层到第N催化剂床层包括加氢催化剂；更进一步具体的所述第一催化剂床层包括第一保护剂和第一加氢催化剂、第X催化剂床层包括第X保护剂和第X加氢催化剂、……、第X+1催化剂床层包括第X+1加氢催化剂、第N催化剂床层包括第N加氢催化剂。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述第一催化剂床层至第X催化剂床层中，保护剂与加氢催化剂的体积比为1～30：100，优选为3～20：100；优选按照液相物料流动方向，保护剂占比逐层降低，具体的，第X催化剂床层中的保护剂体积比相较于第X-1催化剂床层中的保护剂体积比小1%～10%，优选小3%～6%。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述保护剂包括载体和活性金属组分，其中载体为氧化铝、氧化硅、活性炭等中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Ni和Mo。所述保护剂的外形为四叶轮、鸟巢型以及拉西环中的一种或几种、优选为四叶轮型。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述保护剂的颗粒直径为1～8mm，优选为3～6mm，更进一步优选按照液相物料流动方向，保护剂的颗粒直径逐渐减小，第X催化剂床层中的保护剂颗粒直径比第X-1催化剂床层中的保护剂颗粒直径小0.1～5mm，优选小1～2.5mm，进一步优选小1～1.5mm。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述保护剂中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为5～22%，优选按照物料流动方向，保护剂中的活性金属含量逐渐增大，第X催化剂床层中的保护剂中的活性金属含量比第X-1催化剂床层中的保护剂中的活性金属含量高1～12%，优选高2～4%。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢催化剂包括载体和活性金属组分，其中载体为氧化铝、氧化硅、活性炭等中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Ni和Mo。所述加氢催化剂的外形为三叶草、四叶草以及齿球型中的一种或几种，优选为齿球型。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢催化剂的颗粒直径为1～8mm，优选为2～6mm，更进一步优选沿液相物流动方向颗粒直径逐渐减小，第N催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径小0～3mm，优选小1～2mm。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢催化剂的孔容为0.22～0.70 mL/g，优选0.30～0.55mL/g，沿液相物流动方向孔容依次减小，第N催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂孔容小0.01～0.20 mL/g，优选小0.03～0.12 mL/g。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢催化剂中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为12～36wt%，其中，优选按照液相物料流动方向，加氢催化剂中的活性金属含量逐渐增大，第N催化剂床层中的加氢催化剂中的活性金属含量比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂中的活性金属含量高0.1～10%，优选高1.5～5.5%。
上述页岩油加氢处理工艺中，当加氢催化剂中活性金属组分包括第VIII族金属和第VIB族金属时，以金属氧化物计，第VIB族金属含量一般为10～30.0wt%，优选11.5～25.5wt%，第VIII族金属含量一般为0.1～8.0wt%，优选2～6wt%。进一步优选沿液相物流动方向，第N催化剂床层中加氢催化剂中的第VIB族金属组分含量比第N-1催化剂床层中加氢催化剂中的第VIB族金属组分含量高0.1～3.0wt%，优选高0.5～1.5wt%，第N催化剂床层中加氢催化剂中的第VIII族金属组分含量比第N-1催化剂床层中加氢催化剂中的第VIII族金属组分含量高0.1～2.0wt%，优选高0.2～1.0 wt%。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述的加氢催化剂可以选择现有的各种商业催化剂，例如抚顺石油化工研究院（FRIPP）研制开发的FF-24、FF-66、FTX等加氢精制催化剂；也可以根据需要按本领域的常识进行制备。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述脱杂反应区的操作条件如下：反应温度为140～240℃，优选160～210℃；氢分压2～18MPa，优选为5～12MPa；氢油体积比为500～5000，优选1000～1800；体积空速为1.0～5.0h-1，优选2.0～4.0h-1。
上述页岩油加氢处理工艺中，所述加氢反应区的操作条件如下：反应温度为340～440℃，优选360～430℃；氢分压7～20MPa，优选为8～18MPa；氢油体积比为500～5000，优选1000～1800；体积空速为0.1～3.5h-1，优选0.5～2.0h-1。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（4）中的精制页岩油可以根据后续处理工艺的要求，进一步根据实际需求经分馏后得到不同目的产品，一般情况下经分馏后可以得到气体、石脑油、柴油和尾油。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（4）反应后得到的反应流出物进入加氢裂化反应区，在氢气和加氢裂化催化剂作用下进行处理，反应流出物经气液分离后得到含氢气体和液相产品，液相产品进一步根据实际需要可以分离成多种产品，如石脑油、航煤、柴油和尾油。所述加氢裂化反应区的操作条件一般为：反应温度为300～480℃，优选320～420℃；氢分压5～19MPa，优选为8～16MPa；氢油体积比为800～3000，优选900～1600；体积空速为0.5～4.0h-1，优选0.6～1.8h-1。所述加氢裂化催化剂包括裂化组分和加氢组分，裂化组分通常包括无定型硅铝和分子筛；加氢组分为VI族、VII族或VIII族的非贵金属元素的一种或几种，优选为Co、Mo、Ni、W中的两种或两种以上金属为活性组分。以催化剂的重量为基准，加氢组分以金属氧化物计含量为10%～40%。所述加氢裂化催化剂可为任何商用加氢裂化催化剂，根据目标产品的不同选用不同类型的加氢裂化催化剂，需求石脑油可选用轻油型加氢裂化催化剂、需求中间馏分油则选用中油型加氢裂化催化剂、需灵活生产石脑油和中间馏分油则选用灵活型加氢裂化催化剂。例如抚顺石油化工研究院（FRIPP）研制开发的FC-52、FC-80、FC-76、FC-82等商用加氢裂化催化剂，也可根据需要按本领域的公开的方法进行制备。
上述页岩油加氢处理工艺中，步骤（4）反应后得到的精制页岩油还可以进一步进入催化裂化装置进行处理，处理后得到气体、石脑油、催化柴油等产品。
本发明第二方面提供一种页岩油加氢处理系统，所述处理系统包括：
分馏塔，其用于接收页岩油原料并将页岩油分割为轻馏分和重馏分；
脱杂反应区，其用于接收来自分馏塔的重馏分，处理后得到净化重馏分；
加氢反应区，其用于接收并处理来自分馏塔的轻馏分和脱杂反应区的净化重馏分，其中，氢气和净化重馏分通过顶部进料口进入加氢反应区，轻馏分通过中下部进料口进入加氢反应区；
分离单元，其用于接收来自加氢反应区的反应流出物，分离后得到含氢气体和精制页岩油。
本发明第三方面提供另一种页岩油加氢处理系统，所述处理系统包括：
分馏塔，其用于接收页岩油原料并将页岩油分割为轻馏分和重馏分；
脱杂反应区，其用于接收来自分馏塔的重馏分，处理后得到净化重馏分；
加氢反应区，其用于接收并处理来自分馏塔的轻馏分和脱杂反应区的净化重馏分，其中，氢气和净化重馏分通过顶部进料口进入加氢反应区，轻馏分通过中下部进料口进入加氢反应区；
加氢裂化反应区，其用于接收氢气和来自加氢反应区的反应流出物；
分离单元，其用于接收来自加氢裂化反应区的反应流出物，分离后得到含氢气体、石脑油、柴油和尾油。
上述页岩油加氢处理系统中，分离单元得到的的含氢气体可以分两路，一路经循环氢压缩机处理后经管线返回加氢反应区；另一路经管线循环回脱杂反应区。
上述页岩油加氢处理系统中，所述的脱杂反应区设置1台以上的脱杂反应器，优选设置2台脱杂反应器，进一步优选两台脱杂反应器以并联方式相互连接，且两台脱杂反应器处于一开一备状态，当其中一个达到工作负荷上限需要再生时，启动另外一台并对需要再生的反应器进行再生处理。
上述页岩油加氢处理系统中，所述加氢反应区设置N个催化剂床层（N为大于1的整数，优选N为3-6之间的整数，进一步优选N为3或4）；沿液相物流流动方向依次记为第一催化剂床层、第二催化剂床层、……、第N-1催化剂床层、第N催化剂床层。所述中下部进料口位于加氢反应区中第X催化剂床层下方（X<N，X为1-5之间的整数，优选为2-5之间的整数，进一步优选为2或3）；具体的当设置2个催化剂床层时，设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间；当设置3个催化剂床层时，可以设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间和/或第二催化剂床层与第三催化剂床层之间，优选设置于第二催化剂床层与第三催化剂床层之间；以此类推，可以根据催化剂床层设置数量和催化剂装填种类选择进料口的具体设置位置。
上述页岩油加氢处理系统中，所述加氢反应区、加氢裂化反应区、分离单元的设置可以采用本领域现有设置方式。
与现有术相比，本发明提供的页岩油加氢处理工艺和处理系统具有如下优点：
1、本发明提供的页岩油加氢处理工艺中，利用页岩油所含杂质及硫氮等分布规律，绝大多数的机械杂质、金属以及易聚集的重质馏分集中在页岩油的重质馏分中，通过初分馏塔进行分割并通过合理选择分割点以调控轻、重馏分的量，并将重馏分进入增设的脱杂反应区，在脱杂反应器中通过级配装填不同颗粒大小，不同形状，不同金属含量的吸附催化脱杂材料，所述脱杂反应区设置两台以并联方式连接的脱杂反应器，处于一开一备状态，当其中一个达到工作负荷上限需要再生时，启动另外一台并对需要再生的反应器进行再生处理。在这些手段的综合作用下，将机械杂质以及影响催化剂稳定性的杂质等在脱杂反应区域内尽可能多的脱除，降低这些杂质进入后续加氢反应区域，降低加氢反应区的压降，提高整个处理系统的运转周期。
2、本发明提供的页岩油加氢处理工艺中，脱除杂质后净化重馏分由顶部进料口进入加氢反应区，而轻馏分由中下部进料口进入加氢反应区，且在加氢反应区的中下部进料口上方的催化剂床层中加氢催化剂上方均设置保护剂，可以使杂质均匀分布在加氢反应区整个体系内而不是主要集中在第一催化剂床层上部，可以较好解决页岩油中杂质多且分布不均的问题，而且后续催化剂床层上部也装填部分保护剂使得即使有杂质穿透第一床层也不会导致后续催化剂床层压降突增。解决了目前页岩油加氢精制工艺中，仅在最前端装填大量保护剂一旦杂质穿透一床层后续床层极易起压降的工业问题。
3、本发明提供的页岩油加氢处理工艺中，将页岩油分割为轻、重馏分，并通过不同进料口进入加氢反应区，将加氢反应区上部催化剂床层构建成为一个“低空速、高氢分压”的反应空间，可以大大促进净化重馏分中硫氮及金属等杂质的脱除；而且由于轻馏分更易发生反应，将其从中下部进料口送入加氢反应区而不经过加氢反应区上部催化剂床层，会使加氢反应区上部的温升明显降低，使得整个反应区的温度分布更加平均，降低冷氢用量以及操作难度。
4、本发明页岩油加氢处理工艺通过对加氢反应区原料进料位置优化调整以及催化剂的合理级配，在加氢反应区调整保护剂装填方式，与传统仅在第一层加氢催化剂上方装填大量保护剂方案相比，本发明通过在中下部进料口上方的每层加氢催化剂上方均装填少量保护剂，可以降低保护剂装填总量使得加氢催化剂装填量增加，装置的脱氮能力明显提高，反应温度明显降低、杂质可以均匀分布在整个反应区内，大大提高了整个装置稳定运转时间。
附图说明
图1为本发明第一种实施方式的页岩油的加氢处理工艺示意图。
图2为本发明第二种实施方式的页岩油的加氢处理工艺示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例进一步说明本发明方法的作用和效果，但以下实施例不构成对本发明方法的限制。
如图1所示，本发明提供第一种实施方式的一种页岩油加氢处理工艺，页岩油原料1进入分馏塔2经切割后得到轻馏分3和重馏分4；得到的重馏分4进入脱杂反应区进行脱杂处理（所述脱杂反应区设置2台脱杂反应器7a/7b，处于一开一备状态），处理后得到净化重馏分8；净化重馏分8与氢气17通过加氢反应区5顶部进料口进入加氢反应区5并进行加氢反应；轻馏分3通过加氢反应区5中下部进料口进入加氢反应区5，在氢气存在条件下进行反应，反应流出物6经气液分离器9分离后得到含氢气体10和精制页岩油11，其中含氢气体10进一步经处理和循环氢压缩机18压缩后作为循环氢使用，也可以直接循环回脱杂反应区使用；精制页岩油11进一步进入分馏系统12分离后得到气体产品13、石脑油14、柴油15和尾油16。
图如2所示，本发明提供另一种实施方式的页岩油加氢处理工艺，页岩油原料1进入分馏塔2经切割后得到轻馏分3和重馏分4；得到的重馏分4进入脱杂反应区进行脱杂处理（所述脱杂反应区设置2台脱杂反应器7a/7b，处于一开一备状态），处理后得到净化重馏分8；净化重馏分8与氢气17通过加氢反应区5顶部进料口进入加氢反应区5并进行加氢反应；轻馏分3通过加氢反应区5中下部进料口进入加氢反应区5，在氢气存在条件下进行反应，反应流出物6进入加氢裂化反应区19，在氢气和加氢裂化催化剂作用下进行反应，得到的加氢裂化反应流出物20经气液分离器9分离后得到含氢气体10和精制页岩油11，其中含氢气体10进一步经处理和循环氢压缩机18压缩后作为循环氢使用，也可以直接循环回脱杂反应区使用；精制页岩油11进一步进入分馏系统12分离后得到气体产品13、石脑油14、柴油15和尾油16。
本发明实施例和比较例中所用原料为劣质页岩油全馏分，具体性质见表1。
表1 页岩油原料性质
实施例1
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，采用图1所示的工艺流程，原料经分馏塔切割为轻馏分（167℃～350℃）以及重馏分（350℃～663℃）两部分。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1a，其材料形状为七孔球，颗粒直径为25mm，内孔径为2.5mm，以氧化铝为基体不负载活性金属；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2a，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为18mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为6.5wt%，NiO组分含量为1.2wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3a，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为8mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为7.0wt%，NiO组分含量为2.0wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为20%：30%：50%。加氢反应器设置三个床层，中下部进料口位于第二床层和第三床层之间，其中第一床层装填BH-1a齿球保护剂，其颗粒直径为5mm，MoO3组分含量为5.0wt%，NiO组分含量为1.2wt%，第一床层装填JZ-1a加氢催化剂，其颗粒直径为6mm，孔容为0.50 mL/g，MoO3组分含量为12.5wt%，NiO组分含量为2.2wt%；其中第二床层装填BH-2a齿球保护剂，其颗粒直径为4mm，MoO3组分含量为6.5wt%，NiO组分含量为1.5wt%，第二床层装填JZ-2a加氢催化剂，其颗粒直径为4.2mm，孔容为0.40 mL/g，MoO3组分含量为15.5wt%，NiO组分含量为3.5wt%；其中第三床层装填BH-3a齿球保护剂，其颗粒直径为2.5mm，MoO3组分含量为8.0wt%，NiO组分含量为2.8wt%，第三床层装填JZ-3a加氢催化剂，其颗粒直径为2.5mm，孔容为0.35 mL/g，MoO3组分含量为18.5wt%，NiO组分含量为4.5wt%。三个床层催化剂装填体积比为40：40：20，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为15：100；第二床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为12：100；第三床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为10：100。吸附催化脱杂材料总装填量为50ml，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为50mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
实施例2
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，采用图1所示的工艺流程，原料经分馏塔切割为轻馏分（167℃～300℃）以及重馏分（300℃～663℃）两部分。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1b，其材料形状为七孔球，颗粒直径为20mm，内孔径为1.8mm，以氧化铝为基体MoO3组分含量为7.5wt%；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2b，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为12mm，孔容为0.45mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为8.5wt%，NiO组分含量为1.5wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3b，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为10mm，孔容为0.55mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为8.0wt%，NiO组分含量为2.5wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为15%：25%：60%。加氢反应器设置三个床层，中下部进料口位于第二床层和第三床层之间，其中第一床层装填BH-1b齿球保护剂，其颗粒直径为5.2mm，MoO3组分含量为5.9wt%，NiO组分含量为1.5wt%，第一床层装填JZ-1b加氢催化剂，其颗粒直径为4.5mm，孔容为0.34 mL/g，MoO3组分含量为15.5wt%，NiO组分含量为3.5wt%；其中第二床层装填BH-2b齿球保护剂，其颗粒直径为4.0mm，MoO3组分含量为7.5wt%，NiO组分含量为2.0wt%，第二床层装填JZ-2b加氢催化剂，其颗粒直径为3.2mm，孔容为0.30 mL/g，MoO3组分含量为18.5wt%，NiO组分含量为4.2wt%；其中第三床层装填BH-3b齿球保护剂，其颗粒直径为3.0mm，MoO3组分含量为8.6wt%，NiO组分含量为3.0wt%，第三床层装填JZ-3b加氢催化剂，其颗粒直径为2.0mm，孔容为0.24 mL/g，MoO3组分含量为22.5wt%，NiO组分含量为5.0wt%。三个床层催化剂装填体积比为30：40：30，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为9：100；第二床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为6：100；第三床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为5：100。吸附催化脱杂材料总装填量为40mL，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为100mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
实施例3
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，采用图2所示的工艺流程，原料经分馏塔切割为轻馏分（167℃～339℃）及重馏分（339℃～663℃）两部分。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1c，其材料形状为七孔球，颗粒直径为29mm，内孔径为2.8mm，以氧化铝为基体MoO3组分含量为1.0wt%；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2c，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为24mm，孔容为0.52mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为3.5wt%，NiO组分含量为0.25wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3c，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为17.5mm，孔容为0.59mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为4.0wt%，NiO组分含量为0.8wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为25%：30%：45%。加氢反应器设置两个床层，中下部进料口位于第一床层和第二床层之间，其中第一床层装填BH-1c齿球保护剂，其颗粒直径为5.5mm，MoO3组分含量为12.6wt%，NiO组分含量为2.9wt%，第一床层装填JZ-1c加氢催化剂，其颗粒直径为5.6mm，孔容为0.53 mL/g，MoO3组分含量为23.5wt%，NiO组分含量为3.9wt%；其中第二床层装填BH-2c齿球保护剂，其颗粒直径为4.0mm，MoO3组分含量为15.2wt%，NiO组分含量为3.2wt%，第二床层装填JZ-2c加氢催化剂，其颗粒直径为4.5mm，孔容为0.42 mL/g，MoO3组分含量为25.6wt%，NiO组分含量为5.5wt%。两个床层催化剂装填体积比为80：20，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为11：100；第二床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为7：100。吸附催化脱杂材料总装填量为50ml，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为200mL，加氢裂化反应器装填由中国石化抚顺石油化工研究院开发的FC-32加氢催化剂100mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
实施例4
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，采用图2所示的工艺流程，原料经分馏塔切割为轻馏分（167℃～312℃）以及重馏分（312℃～663℃）两部分。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1d，其材料形状为七孔球，颗粒直径为21mm，内孔径为2.1mm，以氧化铝为基体MoO3组分含量为2.0wt%；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2d，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为14mm，孔容为0.55mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为3.8wt%，NiO组分含量为1.3wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3d，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为10.6mm，孔容为0.51mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为4.0wt%，NiO组分含量为2.2wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为10%：20%：70%。加氢反应器设置两个床层，中下部进料口位于第一床层和第二床层之间，其中第一床层装填BH-1d齿球保护剂，其颗粒直径为3.0mm，MoO3组分含量为7.2wt%，NiO组分含量为1.2wt%，第一床层装填JZ-1d加氢催化剂，其颗粒直径为2.8mm，孔容为0.30 mL/g，MoO3组分含量为28.5wt%，NiO组分含量为2.0wt%；其中第二床层装填BH-2d齿球保护剂，其颗粒直径为2.0mm，MoO3组分含量为8.5wt%，NiO组分含量为2.0wt%，第二床层装填JZ-2d加氢催化剂，其颗粒直径为1.5mm，孔容为0.25mL/g，MoO3组分含量为29.6wt%，NiO组分含量为3.5wt%。两个床层催化剂装填体积比为60：40，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为15：100；第二床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为10：100。吸附催化脱杂材料总装填量为25mL，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为75mL，加氢裂化反应器装填由中国石化抚顺石油化工研究院开发的FC-76加氢催化剂75mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
比较例1
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，工艺流程与工艺流程图1中流程相比，没有设置脱杂反应区，原料经分馏塔切割为轻馏分（167℃～350℃）以及重馏分（350℃～663℃）两部分。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1e，其材料形状为七孔球，颗粒直径为25mm，内孔径为2.5mm，以氧化铝为基体不负载活性金属；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2e，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为18mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为6.5wt%，NiO组分含量为1.2wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3e，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为8mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为7.0wt%，NiO组分含量为2.0wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为20%：30%：50%。加氢反应器设置三个床层，中下部进料口位于第二床层和第三床层之间，其中第一床层装填BH-1e齿球保护剂，其颗粒直径为5mm，MoO3组分含量为5.0wt%，NiO组分含量为1.2wt%，第一床层装填JZ-1e加氢催化剂，其颗粒直径为6mm，孔容为0.50 mL/g，MoO3组分含量为12.5wt%，NiO组分含量为2.2wt%；其中第二床层装填BH-2e齿球保护剂，其颗粒直径为4mm，MoO3组分含量为6.5wt%，NiO组分含量为1.5wt%，第二床层装填JZ-2e加氢催化剂，其颗粒直径为4.2mm，孔容为0.40 mL/g，MoO3组分含量为15.5wt%，NiO组分含量为3.5wt%；其中第三床层装填BH-3e齿球保护剂，其颗粒直径为2.5mm，MoO3组分含量为8.0wt%，NiO组分含量为2.8wt%，第三床层装填JZ-3e加氢催化剂，其颗粒直径为2.5mm，孔容为0.35 mL/g，MoO3组分含量为18.5wt%，NiO组分含量为4.5wt%。三个床层催化剂装填体积比为40：40：20，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为15：100；第二床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为12：100；第三床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为10：100。吸附催化脱杂材料总装填量为50ml，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为50mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
比较例2
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，工艺流程由脱杂反应区与加氢反应区单段串联组成，没有设置分馏塔，页岩油原料不进行切割依次通过脱杂反应器与加氢反应区，加氢反应区仅在最上方装填保护剂。脱杂反应器设置三个床层，第一床层装填吸附催化脱杂材料TZ-1f，其材料形状为七孔球，颗粒直径为25mm，内孔径为2.5mm，以氧化铝为基体不负载活性金属；第二床层装填吸附催化脱杂材料TZ-2f，其材料形状为鸟巢型，颗粒直径为15mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为6.5wt%，NiO组分含量为1.2wt%；第三床层装填吸附催化脱杂材料TZ-3f，其材料形状为拉西环型，颗粒直径为8mm，孔容为0.50mL/g，以氧化铝为基体MoO3组分含量为6.0wt%，NiO组分含量为1.0wt%，三种吸附催化脱杂材料的装填体积比为20%：30%：50%。加氢反应器设置三个床层，其中第一床层装填BH-1f齿球保护剂，其颗粒直径为5mm，MoO3组分含量为5.0wt%，NiO组分含量为1.2wt%，第一床层装填JZ-1f加氢催化剂，其颗粒直径为6mm，孔容为0.50 mL/g，MoO3组分含量为12.5wt%，NiO组分含量为2.2wt%；其中第二床层装填装填JZ-2f加氢催化剂，其颗粒直径为5.2mm，孔容为0.40 mL/g，MoO3组分含量为15.5wt%，NiO组分含量为3.5wt%；其中第三床层装填JZ-3加氢催化剂，其颗粒直径为3.5mm，孔容为0.35 mL/g，MoO3组分含量为18.5wt%，NiO组分含量为4.5wt%。三个床层催化剂装填体积比为40：40：20，其中第一床层中保护剂与加氢催化剂的体积比为15：100。吸附催化脱杂材料总装填量为40mL，加氢反应器内催化剂（保护剂+精制剂）总装填量为100mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
比较例3
以表1中劣质页岩油全馏分为原料，工艺流程采用常规单段串联加氢裂化工艺流程（串联连接的加氢反应区和加氢裂化反应区），页岩油原料不进行切割同时不设置脱杂反应区。加氢催化剂装填由中国石化抚顺石油化工研究院开发的FF-24催化剂100mL，加氢裂化反应器装填由中国石化抚顺石油化工研究院开发的FC-76催化剂100mL，反应条件列于表2、反应结果见表3。
表2实施例和比较例反应条件
表3 实施例和比较例反应结果
通过以上实施例和比较例结果分析表明，本发明提供的页岩油加氢处理工艺，将页岩油原料分为轻重两部分，重组分经过除杂反应区后由反应器顶部进入反应器，轻组分由中下部入口进入反应器结合除杂剂、保护剂以及加氢催化剂的合理级配，使得原料中的杂质在加氢反应器内均匀分布进而延长装置的运行周期。本发明处理页岩油在产品分布得到优化的同时产品质量明显提升，加氢反应器的压降明显降低，比较例最长在运转5000h左右时加氢反应器的总压降达到允许上限，不得不进行停工换剂操作，而本发明的实施例在运转至10000h时加氢反应器的总压降仅提高至0.3MPa左右，仍有很大的压降空间运转时间得到明显增加，为炼厂带来显著的经济效益。
Claims (34)
1.一种页岩油加氢处理工艺，所述处理工艺包括如下内容：
（1）页岩油原料经切割后得到轻馏分和重馏分；
（2）步骤（1）得到的重馏分进入脱杂反应区进行脱杂处理，处理后得到净化重馏分；
（3）步骤（2）得到的净化重馏分与氢气通过加氢反应区顶部进料口进入加氢反应区，并进行加氢反应；
（4）步骤（1）得到的轻馏分通过加氢反应区中下部进料口进入加氢反应区，在氢气存在条件下进行反应，反应流出物经分离后得到含氢气体和精制页岩油。
2.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（1）中所述页岩油原料为页岩油全馏分，优选为高干点页岩油全馏分；所述页岩油的初馏点为120～230℃，终馏点为500～680℃。
3.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（1）中轻馏分和重馏分的分割点温度为270～380℃，优选300～350℃，轻馏分与重馏分的重量比为20～40：60～80。
4.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（2）中所述的脱杂反应区设置1台以上的脱杂反应器，优选设置2台脱杂反应器，进一步优选两台脱杂反应器以并联方式相互连接，且两台脱杂反应器处于一开一备状态，当其中一个达到工作负荷上限需要再生时，启动另外一台并对需要再生的反应器进行再生处理。
5.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，脱杂反应器内设置M个吸附催化脱杂床层，M为大于1的整数，优选M为2-4之间的整数，进一步优选M为3，每个吸附催化脱杂床层内均设置吸附催化脱杂材料，按照液相物流流动方向依次记为分别为第一吸附催化脱杂床层、第二吸附催化脱杂床层、……、第M-1吸附催化脱杂床层、第M吸附催化脱杂床层。
6.按照权利要求5所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述吸附催化脱杂材料包括基体和任选的负载于基体上的活性金属组分，其中基体为无机耐熔多孔材料，具体为氧化铝、氧化硅、分子筛等中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Mo和/或Ni。
7.按照权利要求5所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述吸附催化脱杂材料的外形为四叶轮、泡沫圆片、七孔球、鸟巢、拉西环中的一种或几种，优选为七孔球、鸟巢、拉西环中的一种或几种。
8.按照权利要求5所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述吸附催化脱杂材料的颗粒直径为2～50mm，优选为5～30mm，更进一步优选按照物料流动方向，吸附催化脱杂材料的颗粒直径逐渐减小，第M催化剂床层中的保护剂颗粒直径比第M-1催化剂床层中的保护剂颗粒直径小1～10mm，优选小5～8mm。
9.按照权利要求6所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述吸附催化脱杂材料中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为0～15wt%，优选为1～10wt%；进一步优选按照物料流动方向，吸附催化脱杂材料中的活性金属含量逐渐增大，第M吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中的活性金属含量比第M-1吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中的活性金属含量高0～10wt%，优选高0.1～3wt%；进一步优选第一吸附催化脱杂床层中的吸附催化脱杂材料中不含有活性金属。
10.按照权利要求5所述的页岩油加氢处理工艺，其中，当脱杂反应器内设置3个吸附催化脱杂床层时，第一吸附催化脱杂床层、第二吸附催化脱杂床层、第三吸附催化脱杂床层中的第一吸附催化脱杂材料、第二吸附催化脱杂材料、第三吸附催化脱杂材料的装填体积比为10%～30%：20%～50%：40%～70%，优选为15%～25%：25%～40%：45%～60%。
11.按照权利要求5所述的页岩油加氢处理工艺，其中，当脱杂反应器内设置3个吸附催化脱杂床层时，第一吸附催化脱杂材料形状为七孔球，颗粒直径为10～50mm，优选为20～30mm，内孔径为1.5～3.5 mm，优选为2.0～3.0mm；所述吸附催化脱杂材料以氧化铝为基体；所述第二吸附催化脱杂材料是以氧化铝为基体，Ni和Mo为活性金属组分；第二吸附催化脱杂材料形状为鸟巢型，颗粒直径为8～25mm，优选为10～20mm，孔容为0.30～0.60mL/g，优选为0.45～0.55mL/g，MoO3组分含量为0.5～10.0wt%，优选为2.0～8.5wt%，NiO组分含量为0.1～5.0wt%，优选0.2～1.5wt%；所述第三吸附催化脱杂材料是以氧化铝为基体，Ni和Mo为活性金属组分；第三吸附催化脱杂材料形状为拉西环型，催化剂的颗粒直径为2～15mm，优选为5～8mm，孔容为0.40～0.80 mL/g，优选0.50～0.59mL/g，MoO3组分含量为2.5～10.0wt%，优选6.0～8.0wt%，NiO组分含量为0.5～3.0wt%，优选0.5～2.5wt%。
12.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（4）中得到的含氢气体分两路，其中一路经净化处理后作为循环氢使用，另一路进入脱杂反应区与重馏分混合进行脱杂处理。
13.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢反应区设置N个催化剂床层，N为大于1的整数，优选N为3-6之间的整数，进一步优选N为3或4；沿液相物流流动方向依次记为第一催化剂床层、第二催化剂床层、……、第N-1催化剂床层、第N催化剂床层。
14.按照权利要求13所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（4）所述中下部进料口位于加氢反应区中第X催化剂床层下方，X<N，X为1-5之间的整数，优选为2-5之间的整数，进一步优选为2或3；具体的当设置2个催化剂床层时，设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间；当设置3个催化剂床层时，可以设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间和/或第二催化剂床层与第三催化剂床层之间。
15.按照权利要求14所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述第一催化剂床层至第X催化剂床层中，每个催化剂床层都包括保护剂和加氢催化剂，且按照物料流动方向保护剂在加氢催化剂上方，第X+1催化剂床层到第N催化剂床层包括加氢催化剂；更进一步具体的所述第一催化剂床层包括第一保护剂和第一加氢催化剂、第X催化剂床层包括第X保护剂和第X加氢催化剂、……、第X+1催化剂床层包括第X+1加氢催化剂、第N催化剂床层包括第N加氢催化剂。
16.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述第一催化剂床层至第X催化剂床层中，保护剂与加氢催化剂的体积比为1～30：100，优选为3～20：100；优选按照液相物料流动方向，保护剂占比逐层降低，具体的，第X催化剂床层中的保护剂体积比相较于第X-1催化剂床层中的保护剂体积比小1%～10%，优选小3%～6%。
17.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述保护剂包括载体和活性金属组分，其中载体为氧化铝、氧化硅、活性炭中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Ni和Mo；所述保护剂的外形为四叶轮、鸟巢型以及拉西环中的一种或几种、优选为四叶轮型。
18.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述保护剂的颗粒直径为1～8mm，优选为3～6mm，更进一步优选按照液相物料流动方向，保护剂的颗粒直径逐渐减小，第X催化剂床层中的保护剂颗粒直径比第X-1催化剂床层中的保护剂颗粒直径小0.1～5mm，优选小1～2.5mm，进一步优选小1～1.5mm。
19.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述保护剂中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为5～22%，优选按照物料流动方向，保护剂中的活性金属含量逐渐增大，第X催化剂床层中的保护剂中的活性金属含量比第X-1催化剂床层中的保护剂中的活性金属含量高1～12%，优选高2～4%。
20.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢催化剂包括载体和活性金属组分，其中载体为氧化铝、氧化硅、活性炭等中的一种或几种，优选为氧化铝；所述活性金属组分为VIB和/或VIII族金属中的一种或几种；优选为W、Mo、Ni、Co中的一种或几种，优选为Ni和Mo；所述加氢催化剂的外形为三叶草、四叶草以及齿球型中的一种或几种，优选为齿球型。
21.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢催化剂的颗粒直径为1～8mm，优选为2～6mm，更进一步优选沿液相物流动方向颗粒直径逐渐减小，第N催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径小0～3mm，优选小1～2mm。
22.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢催化剂的孔容为0.22～0.70 mL/g，优选0.30～0.55mL/g，沿液相物流动方向孔容依次减小，第N催化剂床层中的加氢催化剂颗粒直径比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂孔容小0.01～0.20 mL/g，优选小0.03～0.12 mL/g。
23.按照权利要求15所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢催化剂中活性金属组分以金属氧化物计含量一般为12～36wt%，其中，优选按照液相物料流动方向，加氢催化剂中的活性金属含量逐渐增大，第N催化剂床层中的加氢催化剂中的活性金属含量比第N-1催化剂床层中的加氢催化剂中的活性金属含量高0.1～10%，优选高1.5～5.5%。
24.按照权利要求20所述的页岩油加氢处理工艺，其中，，当加氢催化剂中活性金属组分包括第VIII族金属和第VIB族金属时，以金属氧化物计，第VIB族金属含量一般为10～30.0wt%，优选11.5～25.5wt%，第VIII族金属含量一般为0.1～8.0wt%，优选2～6wt%；进一步优选沿液相物流动方向，第N催化剂床层中加氢催化剂中的第VIB族金属组分含量比第N-1催化剂床层中加氢催化剂中的第VIB族金属组分含量高0.1～3.0wt%，优选高0.5～1.5wt%，第N催化剂床层中加氢催化剂中的第VIII族金属组分含量比第N-1催化剂床层中加氢催化剂中的第VIII族金属组分含量高0.1～2.0wt%，优选高0.2～1.0 wt%。
25.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述脱杂反应区的操作条件如下：反应温度为140～240℃，优选160～210℃；氢分压2～18MPa，优选为5～12MPa；氢油体积比为500～5000，优选1000～1800；体积空速为1.0～5.0h-1，优选2.0～4.0h-1。
26.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢反应区的操作条件如下：反应温度为340～440℃，优选360～430℃；氢分压7～20MPa，优选为8～18MPa；氢油体积比为500～5000，优选1000～1800；体积空速为0.1～3.5h-1，优选0.5～2.0h-1。
27.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（4）反应后得到的反应流出物进入加氢裂化反应区，在氢气和加氢裂化催化剂作用下进行处理，反应流出物经气液分离后得到含氢气体和液相产品，液相产品进一步根据实际需要可以分离成多种产品，如石脑油、航煤、柴油和尾油。
28.按照权利要求27所述的页岩油加氢处理工艺，其中，所述加氢裂化反应区的操作条件一般为：反应温度为300～480℃，优选320～420℃；氢分压5～19MPa，优选为8～16MPa；氢油体积比为800～3000，优选900～1600；体积空速为0.5～4.0h-1，优选0.6～1.8h-1。
29.按照权利要求1所述的页岩油加氢处理工艺，其中，步骤（4）反应后得到的精制页岩油进一步进入催化裂化装置进行处理，处理后得到气体、石脑油、催化柴油。
30.一种页岩油加氢处理系统，所述处理系统包括：
分馏塔，其用于接收页岩油原料并将页岩油分割为轻馏分和重馏分；
脱杂反应区，其用于接收来自分馏塔的重馏分，处理后得到净化重馏分；
加氢反应区，其用于接收并处理来自分馏塔的轻馏分和脱杂反应区的净化重馏分，其中，氢气和净化重馏分通过顶部进料口进入加氢反应区，轻馏分通过中下部进料口进入加氢反应区；
分离单元，其用于接收来自加氢反应区的反应流出物，分离后得到含氢气体和精制页岩油。
31.一种页岩油加氢处理系统，所述处理系统包括：
分馏塔，其用于接收页岩油原料并将页岩油分割为轻馏分和重馏分；
脱杂反应区，其用于接收来自分馏塔的重馏分，处理后得到净化重馏分；
加氢反应区，其用于接收并处理来自分馏塔的轻馏分和脱杂反应区的净化重馏分，其中，氢气和净化重馏分通过顶部进料口进入加氢反应区，轻馏分通过中下部进料口进入加氢反应区；
加氢裂化反应区，其用于接收氢气和来自加氢反应区的反应流出物；
分离单元，其用于接收来自加氢裂化反应区的反应流出物，分离后得到含氢气体、石脑油、柴油和尾油。
32.按照权利要求30或31所述的页岩油加氢处理系统，其中，分离单元得到的的含氢气体分两路，一路经循环氢压缩机处理后经管线返回加氢反应区；另一路经管线循环回脱杂反应区。
33.按照权利要求30或31所述的页岩油加氢处理系统，其中，所述的脱杂反应区设置1台以上的脱杂反应器，优选设置2台脱杂反应器，进一步优选两台脱杂反应器以并联方式相互连接，且两台脱杂反应器处于一开一备状态，当其中一个达到工作负荷上限需要再生时，启动另外一台并对需要再生的反应器进行再生处理。
34.按照权利要求30或31所述的页岩油加氢处理系统，其中，所述加氢反应区设置N个催化剂床层（N为大于1的整数，优选N为3-6之间的整数，进一步优选N为3或4）；沿液相物流流动方向依次记为第一催化剂床层、第二催化剂床层、……、第N-1催化剂床层、第N催化剂床层；所述中下部进料口位于加氢反应区中第X催化剂床层下方（X<N，X为1-5之间的整数，优选为2-5之间的整数，进一步优选为2或3）；具体的当设置2个催化剂床层时，设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间；当设置3个催化剂床层时，可以设置于第一催化剂床层与第二催化剂床层之间和/或第二催化剂床层与第三催化剂床层之间，优选设置于第二催化剂床层与第三催化剂床层之间。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010983055.4A CN114196439B (zh) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | 一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010983055.4A CN114196439B (zh) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | 一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114196439A true CN114196439A (zh) | 2022-03-18 |
| CN114196439B CN114196439B (zh) | 2023-05-05 |
Family
ID=80644909
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010983055.4A Active CN114196439B (zh) | 2020-09-17 | 2020-09-17 | 一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114196439B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080105595A1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-08 | Saudi Arabian Oil Company | Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker and FCC feedstocks |
| CN102465015A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油加工方法 |
| CN108070404A (zh) * | 2016-11-17 | 2018-05-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化方法 |
| CN109988609A (zh) * | 2017-12-29 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种灵活页岩油加氢裂化工艺 |
| CN111321007A (zh) * | 2018-12-13 | 2020-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 柴油分步液相加氢工艺 |
-
2020
- 2020-09-17 CN CN202010983055.4A patent/CN114196439B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080105595A1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-08 | Saudi Arabian Oil Company | Process for removal of nitrogen and poly-nuclear aromatics from hydrocracker and FCC feedstocks |
| CN102465015A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油加工方法 |
| CN108070404A (zh) * | 2016-11-17 | 2018-05-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化方法 |
| CN109988609A (zh) * | 2017-12-29 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种灵活页岩油加氢裂化工艺 |
| CN111321007A (zh) * | 2018-12-13 | 2020-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 柴油分步液相加氢工艺 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114196439B (zh) | 2023-05-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6474461B2 (ja) | 全原油改良のための統合沸騰床法 | |
| CN101591565B (zh) | 一种劣质汽油的加氢精制方法 | |
| US4576710A (en) | Catalyst desulfurization of petroleum residua feedstocks | |
| CN101747935A (zh) | 一种从重质烃生产低碳烯烃和单环芳烃的方法 | |
| CN107557064B (zh) | 煤焦油组合床加氢方法和用于煤焦油组合床加氢的系统 | |
| CN108018084B (zh) | 一种提高催化剂利用率的重油加氢处理方法 | |
| CN108018074B (zh) | 提高催化剂利用率的重油加氢处理方法 | |
| CN1990830B (zh) | 一种焦化汽油的加氢精制方法 | |
| CN107875978B (zh) | 一种加氢催化剂的级配装填方法和应用 | |
| CN114196439B (zh) | 一种页岩油加氢处理工艺和处理系统 | |
| CN114196437B (zh) | 一种全循环加氢裂化工艺及加氢反应系统 | |
| CN113122316B (zh) | 一种延长重油加氢装置运转周期的方法 | |
| CN112342058B (zh) | 一种催化裂化油浆的处理方法及其系统 | |
| CN110408429B (zh) | 一种组合工艺处理重油的方法 | |
| CN110408431B (zh) | 一种组合工艺处理劣质油品的方法 | |
| CN113214862A (zh) | 一种重油超/亚临界流体强化加氢方法 | |
| CN106590744A (zh) | 一种劣质原料油的处理方法 | |
| CN111676057B (zh) | 具有多个独立反应单元的渣油加氢反应器、含有该反应器的渣油加氢系统及其渣油加氢工艺 | |
| CN112342059B (zh) | 一种延迟焦化装置掺炼催化裂化油浆的方法 | |
| CN111676055B (zh) | 一种渣油加氢反应器、含有该反应器的渣油加氢系统及其渣油加氢工艺 | |
| CN114437799B (zh) | 一种加氢裂化方法 | |
| CN114437804B (zh) | 一种高氮原料油的加氢裂化方法 | |
| CN114437798B (zh) | 一种页岩油加氢裂化方法 | |
| CN111676058B (zh) | 一种物料流向交替变化的渣油加氢反应器、含有该反应器的渣油加氢系统及其渣油加氢工艺 | |
| CN110408428B (zh) | 一种组合工艺处理渣油的方法 |
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 | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231122 Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd. Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp. |