CN114426881A - 一种渣油加氢的方法 - Google Patents

一种渣油加氢的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114426881A
CN114426881A CN202011041274.7A CN202011041274A CN114426881A CN 114426881 A CN114426881 A CN 114426881A CN 202011041274 A CN202011041274 A CN 202011041274A CN 114426881 A CN114426881 A CN 114426881A
Authority
CN
China
Prior art keywords
mass
hydrotreating
raw material
residual oil
oil
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.)
Pending
Application number
CN202011041274.7A
Other languages
English (en)
Inventor
邓中活
戴立顺
施瑢
牛传峰
刘涛
邵志才
胡志海
聂鑫鹏
任亮
方强
张奎
杨清河
贾燕子
胡大为
孙淑玲
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Research Institute of Petroleum Processing
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
Sinopec Research Institute of Petroleum Processing
China Petroleum and Chemical Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sinopec Research Institute of Petroleum Processing, China Petroleum and Chemical Corp filed Critical Sinopec Research Institute of Petroleum Processing
Priority to CN202011041274.7A priority Critical patent/CN114426881A/zh
Publication of CN114426881A publication Critical patent/CN114426881A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • 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
    • 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
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • 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

本发明涉及烃油加工领域，公开了一种渣油加氢方法，该方法包括：将渣油原料进行预处理，以获得饱和烃质量分数依次为A1，A2…An的n个原料，其中n≮2，并分别称为原料A1，原料A2…原料An，其中控制所述分离的条件使得A1>A2≥…≥An，且A1‑An≮7质量％；并将n个原料分别和氢气引入至并联的n个渣油加氢处理反应区中进行加氢处理得到n个加氢生成油，再将n个加氢生成油分别进行后处理；本发明可以在不增加操作苛刻度的前提下实现灵活生产催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分中的至少一种。

Description

一种渣油加氢的方法
技术领域
本发明涉及烃油加工领域，具体地，涉及一种渣油加氢的方法。
背景技术
以乙烯和丙烯为代表的低碳烯烃是化学工业的基本原料，可用于生产多种有机化工产品，在国民经济中占有重要地位。
在我国传统的石油化学工业中，制备乙烯的基础方法是蒸汽裂解，主要原料为石脑油。然而，近年来，石油价格不断高涨，页岩气开采技术不断成熟，以页岩气为原料的蒸汽裂解装置在北美广泛应用，不断压榨着以石脑油为原料的乙烯裂解工艺的经济性。但相对于乙烯产品市场，丙烯受页岩气革命的冲击较小，市场对丙烯的缺口依然较大。
因此，在原油价格相对低迷期，开发多产丙烯的工艺技术，在未来将有广泛的应用前景。
目前，世界上约60％-65％的丙烯由蒸汽裂解工艺制取，约30％的丙烯由催化裂化工艺(包括催化裂解工艺)制取，其余丙烯由丙烷脱氢等工艺制取。其中，催化裂解装置的主要原料包括蜡油和渣油，在原料成本上具有一定的优势。但是催化裂解装置生产丙烯的产率并不高，如以中间基的加氢蜡油为原料，丙烯在催化裂解单元的产率可达到20％甚至30％以上，如以中间基的加氢渣油为原料，丙烯在催化裂解单元的产率通常≯20％。
如果单纯使用加氢渣油作为催化裂解原料，固定床渣油加氢装置需要在较高的反应苛刻度下操作，会影响渣油加氢装置的运转周期或经济性。
可见，有必要开发新的固定床渣油加氢技术路线，合理、经济地为催化裂解提供优质原料。
CN101747935A提供了一种从重质烃生产低碳烯烃和单环芳烃的方法，蜡油原料和催化裂解装置的轻、重循环油在第一反应区中进行加氢反应，反应流出物与渣油混合后进入第二反应区中进行加氢反应，分离出的加氢重馏分进入催化裂解反应区反应得到所需的低碳烯烃和单环芳烃等产品。本发明通过在第二反应区前引入渣油，拓宽了催化裂解原料的来源，增加了低价值渣油的加工量，同时解决了催化裂解单元热平衡的问题，但该方法在第二反应区引入的渣油量比较有限，无法使大比例的渣油成为催化裂解原料。
另一方面，随着全球环境问题的不断加剧，国内外相继出台了环保法规对船用燃料油(以下简称船燃)的硫含量进行限制。国际海事组织(英文：International MaritimeOrganization，简称IMO)要求自2020年1月1日起行驶在普通区域的船舶使用燃料油的硫含量≯0.5质量％。
目前高硫残渣型船燃主要由调合的方法生产，调合组分主要来源于炼厂中难以处理的高硫渣油以及催化油浆、低品质的二次加工馏分油等非理想副产物，调合的重点是保证黏度、稳定性、金属铝和硅的含量(催化油浆中的催化剂粉末)满足质量要求。高硫渣油主要包括炼厂的常压渣油、减压渣油和减粘渣油等，稀释油组分主要包括催化油浆、催化重循环油、催化轻循环油、焦化蜡油、乙烯焦油、润滑油溶剂精制抽出油等。
采用目前的调合组分直接生产硫含量≯0.5质量％的残渣型船燃比较困难，必须采用低硫渣油调合生产。但如果采用大量高价的低硫直馏渣油调合生产残渣型船燃，将大幅度提高残渣型船燃生产成本。因此有必要由含硫或高硫渣油生产低硫残渣型船燃或其调合组分，以低成本生产低硫残渣型船燃。
CN109952362A公开了一种生产低硫残渣型船燃的方法，重质原料经过加氢脱金属和加氢处理步骤，所得的流出物经过常减压分离出部分加氢减渣，加氢蜡油和至少部分剩余的加氢常渣作为催化裂化装置的原料，催化裂化轻循环油、催化裂化重循环油、加氢常渣和加氢减渣作为调合组分生产低硫残渣型船燃。在原料硫含量较高时，该方法需要渣油加氢在较高的反应苛刻度下操作，或是需要使用较大比例的加氢常渣才能调合出硫含量合格的低硫残渣型船燃，这会缩短渣油加氢装置的运转周期或是降低了整体的经济效益。
此外，随着我国环保法规的不断完善，国内也开始严格限制高硫焦的进口和使用。使得高硫石油焦作为高污染产品使用明显受限，而燃料行业的刚性需求将转向优质石油焦或替代燃料。下游行业对低硫石油焦的需要将大幅增加，高硫石油焦的需求将萎缩，预计将形成低硫石油焦资源紧张、高硫石油焦产能过剩的局面。
CN1309164A公开了一种渣油加氢-延迟焦化的组合工艺方法，将渣油和焦化蜡油送入渣油加氢装置进行反应，得到的加氢减渣单独或与其他针状焦原料一起进入延迟焦化装置反应，可以得到针状焦和焦化蜡油等组分，其中焦化蜡油循环回渣油加氢装置。该方法没有优化渣油加氢的加氢蜡油等馏分的处理方式，整体经济效益不高。
综上可见，固定床渣油加氢工艺可以为催化裂化、催化裂解、延迟焦化低硫残渣型船燃调合装置提供原料。但这些后续工艺对固定床渣油加氢工艺的要求并不相同。
目前，固定床渣油加氢装置主要为催化裂化装置提供原料。与催化裂解装置相比，催化裂化装置对原料的要求相对较低，典型地，要求原料的残炭值≯6.5质量％，金属(Ni+V)含量≯20.0μg/g，硫含量≯0.6质量％，氢含量≮12.0质量％。相应地，为催化裂化装置提供原料的固定床渣油加氢装置的运转周期在1年～2年，在固定床渣油加氢装置具有两列或更多列反应器时，不同列的催化剂级配通常一样或非常相近，其渣油原料和操作模式通常也非常接近。
与常规催化裂化装置相比，催化裂解装置的原料要求较高，典型地，要求原料的残炭值≯3.5质量％，金属(Ni+V)含量≯10.0μg/g，氢含量≮12.5质量％。如果单纯使用加氢渣油作为催化裂解原料，固定床渣油加氢装置需要在较高的反应苛刻度下操作，会影响渣油加氢装置的运转周期或经济性。
低硫残渣型船燃除了硫含量要求≯0.5质量％外，其余很多指标较为宽松(具体可参考GB17411-2015或ISO8217)，如RMG380残炭值要求≯18质量％，钒≯350μg/g，即由渣油加氢生产低硫残渣型船燃的主要目的在于脱硫。
对于生产延迟焦化原料而言，通常要求其硫含量≯1.5质量％，最好≯1.2质量％，并尽量保留较高的残炭值。
可见，不同的下游装置对于渣油加氢工艺的要求有明显区别，炼厂渣油加氢装置可能需要同时提供两种或者更多种不同的目标产物，因此，需要开发新的渣油加氢技术路线，合理、经济地为不同下游装置提供优质原料。
发明内容
本发明的目的是在不提高渣油加氢装置操作苛刻度的前提下，灵活生产催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分。
为了实现上述目的，本发明提供一种渣油加氢方法，该方法包括：
(1)将渣油原料进行预处理，以获得饱和烃质量分数依次为A1，A2…An的n个原料，其中n≮2，并分别称为原料A1，原料A2…原料An，其中控制所述预处理的条件使得A1>A2≥…≥An，且A1-An≮7质量％；
(2)将步骤(1)获得的所述原料A1，所述原料A2…所述原料An分别和氢气引入至并联的n个渣油加氢处理反应区中进行加氢处理，以分别得到n个加氢生成油，其中，各个所述渣油加氢处理反应区中均装填有至少一种渣油加氢处理催化剂，且所述渣油加氢处理反应区中至少含有加氢脱硫脱残炭催化剂；
(3)将步骤(2)获得的n个所述加氢生成油分别进行后处理以分别获得催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分中的至少一种。
本发明根据不同下游装置的原料需求，结合固定床渣油加氢处理工艺的反应特点，将渣油原料按烃类组成进行分类，设置了若干个并联的渣油加氢处理反应区，并根据渣油原料的特点优化了渣油加氢处理反应区的催化剂级配，在不增加操作苛刻度的前提下能够实现灵活生产催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分中的至少一种。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
如前所述，本发明提供了一种渣油加氢的方法，该方法包括：
(1)将渣油原料进行预处理，以获得饱和烃质量分数依次为A1，A2…An的n个原料，其中n≮2，并分别称为原料A1，原料A2…原料An，其中控制所述预处理的条件使得A1>A2≥…≥An，且A1-An≮7质量％；
(2)将步骤(1)获得的所述原料A1，所述原料A2…所述原料An分别和氢气引入至并联的n个渣油加氢处理反应区中进行加氢处理，以分别得到n个加氢生成油，其中，各个所述渣油加氢处理反应区中均装填有至少一种渣油加氢处理催化剂，且所述渣油加氢处理反应区中至少含有加氢脱硫脱残炭催化剂；
(3)将步骤(2)获得的n个所述加氢生成油分别进行后处理以分别获得催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分中的至少一种。
优选地，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮10体积％。
根据一种优选的实施方式，在所述步骤(1)中，A1-An≮14质量％。
更优选地，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮20体积％。
根据另一种优选的实施方式，在所述步骤(1)中，A1-An≮21质量％。
更优选地，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮30体积％。
在没有特别说明的情况下，本发明所述的各个渣油加氢处理催化剂的装填比是以渣油加氢处理催化剂各自所在的渣油加氢处理反应区中含有的催化剂的总体积为基准计算的。
优选地，在所述步骤(1)中，所述预处理为物理预处理。
更优选地，在所述步骤(1)中，所述预处理的方法选自分馏、混合、吸附分离和溶剂脱沥青中的至少一种。
需要说明的是，预处理的具体方式并不是本发明的重要发明点，本发明对进行所述预处理的具体操作步骤没有特别的要求，本发明的重要发明点之一是将饱和烃质量分数具有特定差值的各种馏分进行分区处理，本发明进行预处理的主要目的之一是希望通过预处理，以非化学加氢(例如物理处理的方式)的方式获得饱和烃质量分数依次为A1，A2…An的n个原料，其中，n≮2，并分别称为原料A1，原料A2…原料An，其中控制所述分离的条件使得A1>A2≥…≥An，且A1-An≮7质量％。因此，本发明的后文的实例中并没有具体地详述各个预处理过程，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
优选地，在所述步骤(2)中，各个所述渣油加氢处理反应区中至少依次装填有加氢保护催化剂、加氢脱金属催化剂和加氢脱硫脱残炭催化剂。
优选地，在各个所述渣油加氢处理反应区中，以其中含有的催化剂的总体积为基准，所述加氢保护催化剂的装填比为1-20体积％，所述加氢脱金属催化剂的装填比为5-70体积％，所述加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比为10-94体积％。
优选地，各个所述渣油加氢处理催化剂中各自独立地含有载体和0-30质量％的活性金属组分，所述活性金属组分选自VIB族和/或第VIIII族非贵金属元素中的至少一种。
更优选地，所述活性金属组分选自镍-钨组合、镍-钨-钴组合、镍-钼组合和钴-钼组合中的至少一种。
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，以金属氧化物计的所述活性金属组分的含量为0.05-25质量％。
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，所述载体各自独立地选自氧化铝、氧化硅和氧化钛中的至少一种。
优选地，各个所述渣油加氢处理催化剂中各自独立地还含有选自硼、锗、锆、磷、氯和氟中的至少一种助剂元素。
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，以元素计的所述助剂元素的总含量为0-10质量％。
优选地，各个所述渣油加氢处理催化剂的平均粒径各自独立地为0.5-50mm，各个所述渣油加氢处理催化剂的堆密度各自独立地为0.3-1.2g/cm3，各个所述渣油加氢处理催化剂的平均孔径各自独立地为6-30nm，各个所述渣油加氢处理催化剂的比表面积各自独立地为50-400m2/g。
优选情况下，各个所述渣油加氢处理催化剂的平均孔容各自独立地的为0.1-5mL/g。
优选地，各个所述渣油加氢处理催化剂选自由中国石化石油化工科学研究院开发的RG系列、RDM系列、RMS系列、RCS系列和RSN系列催化剂。
进一步优选地，在所述加氢保护催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为0-12质量％，平均孔径为18-30nm，平均粒径为1.3-50mm。
进一步优选地，在所述加氢脱金属催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为6-15质量％，平均孔径为10-20nm，平均粒径为0.8-5mm。
进一步优选地，在所述加氢脱硫脱残炭催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为8-30质量％，平均孔径为5-15nm，平均粒径为0.6-2mm。
优选地，在步骤(2)中，各个所述渣油加氢处理反应区中的条件至少满足：反应温度为300-460℃，反应压力为6-25MPa，液时体积空速为0.10-1.0h-1，氢油体积比为100-1500。
优选地，各个所述渣油加氢处理反应区中的条件至少满足：反应温度为350-440℃，反应压力为12-20MPa，液时体积空速为0.15-0.4h-1，氢油体积比为300-1000。
没有特别说明的情况下，本发明所述反应压力以氢分压的形式体现。
优选地，在步骤(3)中，各个所述后处理的方法选自分馏、吸附分离、溶剂脱沥青和物理混合中的至少一种。
根据一种优选的具体实施方式，所述后处理为各个所述加氢生成油单独进行分离后再全部或部分物理混合。
需要特别说明的是，本发明中所述后处理过程中所述混合的混合比例没有特别限制，只要所述混合后得到的产物满足下游装置所需原料的性质即可。本发明后文中示例性地提供后处理过程中的混合比例，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
根据另一种优选的具体实施方式，所述后处理为各个所述加氢生成油部分或全部混合后再进行分离。
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述催化裂解原料至少满足：残炭值≯3.5质量％，Ni金属和V金属的总含量≯10.0μg/g，氢含量≮12.5质量％，初馏点为160-350℃。
更优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述催化裂化原料至少满足：残炭值≯6.5质量％，Ni金属和V金属的总含量≯20.0μg/g，硫含量≯0.6质量％，氢含量≮12.0质量％，初馏点为160-350℃。
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述延迟焦化原料至少满足：硫含量≯1.2质量％，初馏点为350-540℃。
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述低硫残渣型船燃调合组分至少满足：硫含量≯0.5质量％，初馏点为160-540℃。
优选地，在所述步骤(1)中，所述渣油原料选自常压渣油、减压渣油、直馏蜡油、焦化蜡油、催化裂化轻循环油、催化裂化重循环油、脱沥青油、煤焦油和煤液化重油劣质原料中的至少一种。
本发明中所述渣油原料在引入渣油加氢处理反应区前还可以包括换热和预热过程。
本发明中所述的饱和烃包括链烷烃和环烷烃，重油、渣油中的饱和烃含量采用SH/T0659-1998方法和四组分分析方法等油品分析技术进行测定。
优选情况下，本发明中所述渣油加氢处理催化剂的形状呈挤出物或球形，当所述渣油加氢处理催化剂的形状呈挤出物时，所述平均粒径是指催化剂横截面上的两个不同点之间的最大直线距离的平均值，当所述渣油加氢处理催化剂的形状呈球形时，所述平均粒径是指球形直径。
本发明中所述预处理和所述后处理中的所述分馏、所述混合、所述吸附分离和所述溶剂脱沥青的具体操作方法没有特别的限制，可以为本领域内已知的操作方法。本发明的后文中示例性地提供后处理的几种具体的操作方法，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
在没有特别说明的情况下，本发明所述压力均为表压。
以下将通过实例对本发明进行详细描述。以下实例中在没有特别说明的情况下，使用的各种原料均可从商业渠道获得。
以下实例的反应是在固定床渣油加氢处理中型装置中进行。
以下实例中使用的原料及其性质见表1，其中，渣油A和蜡油A由常渣A经减压蒸馏预处理的方式获得。
以下实例中使用的渣油加氢处理催化剂由中国石化催化剂分公司长岭催化剂厂生产，其种类和物化性质见表2。
表1：渣油原料性质
原料 常渣A 渣油A 蜡油A 蜡油B
密度(20℃)，g/cm<sup>3</sup> 0.9672 1.0285 0.9058 0.9588
氢含量，质量％ 11.26 10.25 12.27 10.66
残炭，质量％ 10.2 20.3 0.1 0.1
硫含量，质量％ 3.70 4.93 2.47 2.05
氮含量，质量％ 0.228 0.380 0.075 0.390
金属(Ni+V)含量，μg/g 102.3 204.4 0.1 0.1
饱和烃含量，质量％ 33.3 13.3 53.2 38.7
表2：渣油加氢处理催化剂物化性质
Figure BDA0002706721590000101
Figure BDA0002706721590000111
实施例1
本实施例中设置并联的第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢处理反应区：
按照表3所示，将渣油A和蜡油A进行混合，分别得到饱和烃含量为29.3质量％的原料1和饱和烃含量为37.2质量％的原料2，将所述原料1和氢气引入至第一渣油加氢处理反应区、所述原料2和氢气引入至第二渣油加氢处理反应区中各自分别进行加氢处理，并分别由所述第一渣油加氢处理反应区和所述第二渣油加氢处理反应区获得第一加氢生成油和第二加氢生成油，进一步将至少部分所述第一加氢生成油和至少部分所述第二加氢生成油分别进行分馏，得到加氢蜡油和加氢减渣。
其中，第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢处理反应区的催化剂级配，工艺条件，加氢生成油、加氢蜡油和加氢减渣的性质的具体情况如表3所示。
将第一加氢生成油和第二加氢生成油按质量比50：50的比例混合获得催化裂解原料或催化裂化原料，其氢含量为12.61质量％。
将第二渣油加氢处理反应区全部的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区的部分加氢减渣按质量比50：50比例进行混合，获得硫含量为0.42质量％低硫残渣型船燃调合组分；
将第一渣油加氢处理反应区剩余的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢反应区的全部加氢蜡油混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.79质量％，是优质的催化裂解原料。
实施例2
本实施例的工艺流程与实施例1相同，此处不再作重复说明，所不同的参数信息列于表3中。
将部分第一加氢生成油和所有的第二加氢生成油按质量比30：70的比例混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.95质量％，是优质的催化裂解原料，剩余的第一加氢生成油可以作为催化裂化原料。
将第二渣油加氢处理反应区全部的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区的加氢减渣按质量比60：40比例进行混合，获得硫含量为0.48质量％低硫残渣型船燃调合组分；
将第一渣油加氢处理反应区剩余的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢反应区的全部加氢蜡油混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.91质量％，是优质的催化裂解原料。
第一渣油加氢处理反应区加氢减渣硫含量为0.71质量％，可以部分或全部作为优质的延迟焦化原料，其余加氢蜡油和加氢减渣混合后可以作为优质的催化裂解原料。
实施例3
本实施例的流程与实施例1相同，此处不再作重复说明，所不同的参数信息列于表3中。
将部分第一加氢生成油和第二加氢生成油按质量比40：60的比例混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.65质量％，是优质的催化裂解原料，剩余的第一加氢生成油可以作为催化裂化原料。
将第二渣油加氢处理反应区全部的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区的加氢减渣按质量比45：55比例进行混合，获得硫含量为0.46质量％低硫残渣型船燃调合组分；
将第一渣油加氢处理反应区剩余的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢反应区的全部加氢蜡油混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.72质量％，是优质的催化裂解原料。
实施例4
本实施例中设置并联的第一渣油加氢处理反应区、第二渣油加氢处理反应区和第三渣油加氢处理反应区。
按照表3所示，将渣油A和蜡油A混合，分别得到饱和烃含量为21.3质量％的原料1和饱和烃含量为45.2质量％的原料2，以及将常渣A作为饱和烃含量为33.3质量％的原料3；将所述原料1和氢气引入至第一渣油加氢处理反应区、所述原料2和氢气引入至第二渣油加氢处理反应区中、所述原料3和氢气引入至第三渣油加氢处理反应区中各自分别进行加氢处理，并分别由所述第一渣油加氢处理反应区、所述第二渣油加氢处理反应区和所述第三渣油加氢处理反应区获得第一加氢生成油、第二加氢生成油和第三加氢生成油，进一步将至少部分所述第一加氢生成油、至少部分所述第二加氢生成油和至少部分所述第三加氢生成油分别进行分馏，得到加氢蜡油和加氢减渣。
其中，第一渣油加氢处理反应区、第二渣油加氢处理反应区和第三渣油加氢处理反应区的催化剂级配，工艺条件，加氢生成油、加氢蜡油和加氢减渣的性质的具体情况如表3所示。
将第一加氢生成油、第二加氢生成油和第三加氢生成油按质量比1：1：1的比例混合获得催化裂解原料或催化裂化原料，其氢含量为12.68质量％。
第一渣油加氢处理反应区加氢减渣硫含量为0.71质量％，可以全部作为优质的延迟焦化原料。
将第三渣油加氢处理反应器的加氢减渣硫含量为0.47质量％，可以全部作为低硫残渣型船燃的调合组分。
将第一渣油加氢处理反应区的全部加氢蜡油、第三加氢处理反应区的全部加氢蜡油和第二渣油加氢反应区的全部加氢生成油混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.79质量％，是优质的催化裂解原料。
对比例1
本对比例中设置一个渣油加氢处理反应区。
将渣油原料(具体如表3中所示)和氢气引入至渣油加氢处理反应区进行加氢处理，获得加氢生成油，进一步将所述加氢生成油进行分馏，得到加氢蜡油和加氢减渣。
其中，渣油加氢处理反应区的催化剂级配，工艺条件，加氢生成油、加氢蜡油和加氢减渣的性质的具体情况如表3所示。
将26.8质量％(比例与实施例1相同)的加氢减渣作为低硫残渣型船燃的调合组分，获得的低硫残渣型船燃调合组分的硫含量为0.47质量％；其余加氢减渣与加氢蜡油混合作为催化裂解原料。
对比例2
本对比例采用与对比例1相同的工艺流程进行，所不同的参数信息列于表3中。
将29.6质量％(与实施例3相同)的加氢减渣作为低硫残渣型船燃的调合组分；其余加氢减渣与加氢蜡油混合获得氢含量为12.58％的催化裂解原料。
对比例3
本对比例的工艺流程与实施例1相同，此处不再作重复说明，所不同的参数信息列于表3中。
将第一加氢生成油和第二加氢生成油按质量比50：50的比例混合获得催化裂解原料或催化裂化原料，其氢含量为12.55质量％，其氢含量低于实施例1。
将第二渣油加氢处理反应区全部的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区的部分加氢减渣按质量比50：50比例进行混合，获得硫含量为0.43质量％低硫残渣型船燃调合组分；
将第一渣油加氢处理反应区剩余的加氢减渣与第一渣油加氢处理反应区和第二渣油加氢反应区的全部加氢蜡油混合获得催化裂解原料，其氢含量为12.74质量％，其氢含量低于实施例1。
表3：渣油加氢处理反应区的原料组成、反应条件和产品性质
Figure BDA0002706721590000151
Figure BDA0002706721590000161
表3(续表)
Figure BDA0002706721590000162
Figure BDA0002706721590000171
从表中的结果可以看出，通过设置并联渣油加氢处理反应区、对原料进行合理分类和催化剂级配的优化，能够获得更优质的催化裂解原料、催化裂化原料或低硫残渣型船燃调合组分。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (14)

1.一种渣油加氢的方法，其特征在于，该方法包括：
(1)将渣油原料进行预处理，以获得饱和烃质量分数依次为A1，A2…An的n个原料，其中n≮2，并分别称为原料A1，原料A2…原料An，其中控制所述预处理的条件使得A1>A2≥…≥An，且A1-An≮7质量％；
(2)将步骤(1)获得的所述原料A1，所述原料A2…所述原料An分别和氢气引入至并联的n个渣油加氢处理反应区中进行加氢处理，以分别得到n个加氢生成油，其中，各个所述渣油加氢处理反应区中均装填有至少一种渣油加氢处理催化剂，且所述渣油加氢处理反应区中至少含有加氢脱硫脱残炭催化剂；
(3)将步骤(2)获得的n个所述加氢生成油分别进行后处理以分别获得催化裂解原料、催化裂化原料、延迟焦化原料和低硫残渣型船燃调合组分中的至少一种。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮10体积％。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，A1-An≮14质量％；
优选地，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮20体积％。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，在步骤(1)中，A1-An≮21质量％；
优选地，加氢处理所述原料A1的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比比加氢处理所述原料An的渣油加氢处理反应区中的加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比高≮30体积％。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述预处理的方法选自分馏、混合、吸附分离和溶剂脱沥青中的至少一种。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的方法，其中，在步骤(2)中，各个所述渣油加氢处理反应区中至少依次装填有加氢保护催化剂、加氢脱金属催化剂和加氢脱硫脱残炭催化剂；
优选地，在各个所述渣油加氢处理反应区中，以其中含有的催化剂的总体积为基准，所述加氢保护催化剂的装填比为1-20体积％，所述加氢脱金属催化剂的装填比为5-70体积％，所述加氢脱硫脱残炭催化剂的装填比为10-94体积％。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的方法，其中，各个所述渣油加氢处理催化剂中各自独立地含有载体和0-30质量％的活性金属组分，所述活性金属组分选自VIB族和/或第VIIII族非贵金属元素中的至少一种；
优选地，所述活性金属组分选自镍-钨组合、镍-钨-钴组合、镍-钼组合和钴-钼组合中的至少一种；
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，以金属氧化物计的所述活性金属组分的含量为0.05-25质量％；
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，所述载体各自独立地选自氧化铝、氧化硅和氧化钛中的至少一种。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，各个所述渣油加氢处理催化剂中各自独立地还含有选自硼、锗、锆、磷、氯和氟中的至少一种助剂元素；
优选地，在各个所述渣油加氢处理催化剂中，以元素计的所述助剂元素的总含量为0-10质量％。
9.根据权利要求1-8中任意一项所述的方法，其中，各个所述渣油加氢处理催化剂的平均粒径各自独立地为0.5-50mm，各个所述渣油加氢处理催化剂的堆密度各自独立地为0.3-1.2g/cm3，各个所述渣油加氢处理催化剂的平均孔径各自独立地为6-30nm，各个所述渣油加氢处理催化剂的比表面积各自独立地为50-400m2/g。
10.根据权利要求6-9中任意一项所述的方法，其中，在所述加氢保护催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为0-12质量％，平均孔径为18-30nm，平均粒径为1.3-50mm；
优选地，在所述加氢脱金属催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为6-15质量％，平均孔径为10-20nm，平均粒径为0.8-5mm；
优选地，在所述加氢脱硫脱残炭催化剂中，以金属氧化物计的活性金属组分的含量为8-30质量％，平均孔径为5-15nm，平均粒径为0.6-2mm。
11.根据权利要求1-10中任意一项所述的方法，其中，在步骤(2)中，各个所述渣油加氢处理反应区中的条件至少满足：反应温度为300-460℃，反应压力为6-25MPa，液时体积空速为0.10-1.0h-1，氢油体积比为100-1500；
优选地，各个所述渣油加氢处理反应区中的条件至少满足：反应温度为350-440℃，反应压力为12-20MPa，液时体积空速为0.15-0.4h-1，氢油体积比为300-1000。
12.根据权利要求1-11中任意一项所述的方法，其中，在步骤(3)中，各个所述后处理的方法选自分馏、吸附分离、溶剂脱沥青和物理混合中的至少一种。
13.根据权利要求1-12中任意一项所述的方法，其中，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述催化裂解原料至少满足：残炭值≯3.5质量％，Ni金属和V金属的总含量≯10.0μg/g，氢含量≮12.5质量％，初馏点为160-350℃；
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述催化裂化原料至少满足：残炭值≯6.5质量％，Ni金属和V金属的总含量≯20.0μg/g，硫含量≯0.6质量％，氢含量≮12.0质量％，初馏点为160-350℃；
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述延迟焦化原料至少满足：硫含量≯1.2质量％，初馏点为350-540℃；
优选地，控制各个所述渣油加氢处理反应区的条件，使得步骤(3)中获得的所述低硫残渣型船燃调合组分至少满足：硫含量≯0.5质量％，初馏点为160-540℃。
14.根据权利要求1-13中任意一项所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述渣油原料选自常压渣油、减压渣油、直馏蜡油、焦化蜡油、催化裂化轻循环油、催化裂化重循环油、脱沥青油、煤焦油和煤液化重油劣质原料中的至少一种。
CN202011041274.7A 2020-09-28 2020-09-28 一种渣油加氢的方法 Pending CN114426881A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011041274.7A CN114426881A (zh) 2020-09-28 2020-09-28 一种渣油加氢的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011041274.7A CN114426881A (zh) 2020-09-28 2020-09-28 一种渣油加氢的方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN114426881A true CN114426881A (zh) 2022-05-03

Family

ID=81309681

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202011041274.7A Pending CN114426881A (zh) 2020-09-28 2020-09-28 一种渣油加氢的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114426881A (zh)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1654603A (zh) * 2004-02-13 2005-08-17 中国石油化工股份有限公司 一种劣质重、渣油的转化方法
CN102311799A (zh) * 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种渣油处理组合工艺方法
US20130056394A1 (en) * 2011-08-31 2013-03-07 Instituto Mexicano Del Petroleo Process of hydroconversion-distillation of heavy and/or extra-heavy crude oils
CN105567311A (zh) * 2014-10-14 2016-05-11 中国石油化工股份有限公司 渣油加氢处理催化剂级配方法和渣油加氢处理方法
CN106467759A (zh) * 2015-08-21 2017-03-01 中国石油化工股份有限公司 一种重油预处理和催化裂化的组合方法
CN106701185A (zh) * 2015-11-12 2017-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种渣油处理方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1654603A (zh) * 2004-02-13 2005-08-17 中国石油化工股份有限公司 一种劣质重、渣油的转化方法
CN102311799A (zh) * 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种渣油处理组合工艺方法
US20130056394A1 (en) * 2011-08-31 2013-03-07 Instituto Mexicano Del Petroleo Process of hydroconversion-distillation of heavy and/or extra-heavy crude oils
CN105567311A (zh) * 2014-10-14 2016-05-11 中国石油化工股份有限公司 渣油加氢处理催化剂级配方法和渣油加氢处理方法
CN106467759A (zh) * 2015-08-21 2017-03-01 中国石油化工股份有限公司 一种重油预处理和催化裂化的组合方法
CN106701185A (zh) * 2015-11-12 2017-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种渣油处理方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101348732B (zh) 一种重质馏分油加氢处理方法
EP0090437B1 (en) Process for the production of hydrocarbon oil distillates
CN102399586A (zh) 一种生产喷气燃料的中压加氢裂化方法
CN105694966A (zh) 一种由催化裂化柴油生产石脑油和清洁汽油的方法
CN110437875B (zh) 一种催化裂化柴油加氢异构-催化裂解的方法
EP0082555A1 (en) Process for the production of hydrocarbon oil distillates
US3717570A (en) Simultaneous hydrofining of coker gas oil, vacuum gas oils and virgin kerosene
CN109988643B (zh) 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合工艺
CN109988645B (zh) 一种劣质柴油加氢改质和加氢精制组合工艺
CN114437802B (zh) 一种全馏分催化柴油的加氢处理方法
CN114426881A (zh) 一种渣油加氢的方法
CN114426880B (zh) 生产催化裂解原料的固定床渣油加氢方法
CN103102983B (zh) 一种页岩油延迟焦化—加氢精制工艺方法
CN112745952A (zh) 一种加工富芳馏分油的方法和系统
CN115197748B (zh) 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统
CN111100709A (zh) 一种采用劣质lco生产高价值化工产品的方法
CN113930255B (zh) 一种原油生产化工原料的加氢方法
CN112708462B (zh) 一种处理重油的组合工艺方法
CN116004282B (zh) 一种生产高烟点喷气燃料的加氢裂化方法
CN113930254B (zh) 一种原油加氢裂化生产化工原料的方法
CN115125033B (zh) 一种兼产低碳烯烃和低硫残渣型船燃的方法及系统
CN109988634B (zh) 渣油加氢处理与加氢精制组合工艺
CN115197747B (zh) 一种多产低碳烯烃的方法及系统
CN109988646B (zh) 蜡油加氢处理与加氢精制组合工艺
CN113930256B (zh) 一种高氮原油生产化工原料的加氢裂化方法

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