CN115197748B - 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 - Google Patents
一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115197748B CN115197748B CN202110395111.7A CN202110395111A CN115197748B CN 115197748 B CN115197748 B CN 115197748B CN 202110395111 A CN202110395111 A CN 202110395111A CN 115197748 B CN115197748 B CN 115197748B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- reaction
- catalytic cracking
- hydrogenated
- fixed bed
- 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 90
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 64
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 239000000571 coke Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 32
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 361
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 262
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims abstract description 199
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims abstract description 93
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 84
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract description 65
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 39
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 112
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 36
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 33
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 33
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 18
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 14
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 14
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 12
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 6
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 6
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 6
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 6
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YCOASTWZYJGKEK-UHFFFAOYSA-N [Co].[Ni].[W] Chemical compound [Co].[Ni].[W] YCOASTWZYJGKEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 claims description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- -1 carbon olefin Chemical class 0.000 abstract description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 49
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 34
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 20
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 18
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 12
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 10
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 3
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011331 needle coke Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910021193 La 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017493 Nd 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 229910001404 rare earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 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
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
-
- 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
- C10G2400/20—C2-C4 olefins
Abstract
本发明涉及石油加工领域，公开了兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统。该方法包括：将渣油原料引入至固定床渣油加氢处理反应区中进行加氢处理反应I，将渣油加氢处理反应流出物进行分离，将催化裂解油浆和部分加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行焦化反应，将延迟焦化反应流出物进行分离，得到低硫焦，将第一加氢重油和焦化重油引入至固定床蜡油加氢处理反应区中进行加氢处理反应II，将蜡油加氢处理反应流出物进行分离，将第二加氢重油和剩余部分加氢减渣引入至催化裂解反应区中进行催化裂解反应，并将催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃。本发明能够显著提高渣油原料的加氢深度，并最终实现显著提高组合工艺中低碳烯烃高价值产品的收率。
Description
技术领域
本发明涉及烃油加工领域，具体涉及一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统。
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。传统的石油化工产业中，主要以石脑油为原料通过蒸汽裂解制乙烯。然而，近年来，石油价格不断高涨以及页岩气开采技术的不断成熟，以页岩气作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。
相对乙烯产品市场，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。
但是催化裂解装置的丙烯产率并不高，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％。此外，如果单纯使用加氢渣油作为催化裂解原料的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，有必要通过选择合适的工艺路线，提高渣油原料的催化裂解丙烯收率和降低催化裂解原料预处理装置的操作苛刻度。
CN101063047A公开了一种提高丙烯产率的重质原料加氢处理-催化裂解的方法，重馏分油和任选的来自催化裂解单元的轻循环油可以共同在一个反应区中，也可以分别在两个装填不同加氢催化剂的加氢反应区中进行反应，其反应流出物经冷却、分离和分馏后，所得的重质液相馏分去催化裂解单元，分离催化裂解反应产物得到最终产品。该发明提供的方法适合于处理蜡油原料，而当处理重质渣油原料时，存在运转周期短、杂质脱除率低等缺陷。
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。该方法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，此外渣油裂化生成的蜡油和柴油馏分也无法达到较高的加氢深度。
此外，随着我国环保法规的不断完善，国内开始严格限制高硫焦的进口和使用。按照硫含量分类，硫含量小于3％的称为中低硫焦，大于3％的为高硫焦。由于高硫焦在使用过程中对环境的影响较大，成为重点防治对象。同时，根据石油焦(生焦)标准NB SH T 0527-2015，凡是硫含量大于3％的石油焦均被视为不合格品。
随着我国进口原油特别是高硫原油的增加，高硫石油焦产量随之增加。据统计，2016年我国石油焦总产量达到2684万吨，较2015年增加4.27％，其中高硫焦的产量达到1392万吨，较2015年增长10.6％。
近期国家连续出台关于环保的新法规，使得环保压力空前加大，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，将渣油和焦化蜡油进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。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中不能兼顾低碳烯烃产品的收率和低硫焦的生产规模的缺陷。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将渣油原料引入至固定床渣油加氢处理反应区中进行加氢处理反应I，并将进行所述加氢处理反应I后所得渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；
(2)将催化裂解油浆和一部分所述加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行延迟焦化反应，并将进行所述延迟焦化反应后所得延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
(3)将所述第一加氢重油、所述焦化重油引入至固定床蜡油加氢处理反应区中进行加氢处理反应II，并将进行所述加氢处理反应II后所得蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
(4)将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣引入至催化裂解反应区中进行催化裂解反应，并将进行所述催化裂解反应后所得催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油、催化裂解油浆；
(5)将所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区、循环回所述固定床渣油加氢处理反应区中的至少一种操作；将所述催化裂解油浆循环回所述延迟焦化反应区。
本发明第二方面提供一种用于兼产低碳烯烃和低硫焦的系统，该系统包括：
固定床渣油加氢处理反应单元，用于将渣油原料进行加氢处理反应I，得到渣油加氢处理反应流出物；
第一分离单元，用于将所述渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；
延迟焦化反应单元，用于将一部分所述加氢减渣和催化裂解油浆进行延迟焦化反应，得到延迟焦化反应流出物；
第二分离单元，用于将所述延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
固定床蜡油加氢处理反应单元，用于将所述第一加氢重油、所述焦化重油进行加氢处理反应II，得到蜡油加氢处理反应流出物；
第三分离单元，用于将所述蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
催化裂解反应单元，用于将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣进行催化裂解反应，得到催化裂解反应流出物；
第四分离单元，用于将所述催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油和催化裂解油浆，所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区、循环回所述固定床渣油加氢处理反应区中的至少一种操作，并将所述催化裂解油浆通过管线循环至所述延迟焦化反应单元。
发明人发现，本发明将固定床渣油加氢处理工艺、固定床蜡油加氢处理工艺与延迟焦化工艺有机结合，在不增加渣油加氢装置操作苛刻度的前提下，一方面能够显著提高催化裂解原料的加氢深度，并最终实现显著提高组合工艺中丙烯、乙烯等高价值产品收率；另一方面，还能够低成本获得低硫焦，并且能够根据需要灵活地调整低硫焦的生产规模。
附图说明
图1是本发明所述方法的一种优选的具体实施方式的工艺流程图。
附图标记说明
1、渣油原料 2、固定床渣油加氢处理反应单元
3、渣油加氢处理反应流出物 4、第一分离单元
5、第一气体流出物 6、第一加氢石脑油
7、第一加氢重油 8、加氢减渣
9、延迟焦化反应单元 10、第二分离单元
11、焦化气体流出物 12、焦化石脑油
13、焦化重油 14、低硫焦
15、固定床蜡油加氢处理反应单元 16、蜡油加氢处理反应流出物
17、第三分离单元 18、第二气体流出物
19、第二加氢石脑油 20、第二加氢重油
21、催化裂解反应单元 22、催化裂解反应流出物
23、第四分离单元 24、低碳烯烃
25、催化裂解石脑油 26、催化裂解轻循环油
27、催化裂解重循环油 28、催化裂解油浆
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。
在本发明中，在未作相应说明的情况下，所述压力均为表压。
在本发明中，在未作相应说明的情况下，所述渣油加氢处理催化剂的粒径是指颗粒横截面上的两个不同点之间的最大直线距离。所述蜡油加氢处理催化剂的粒径具有相似的定义。
在本发明中，在未作相应说明的情况下，所述低碳烯烃包括但不限于乙烯、丙烯。
在本发明中，在未作相应说明的情况下，所述液时体积空速为渣油体积空速，即计算体积空速时未计算所述催化裂解轻循环油和催化裂解重循环油。
如前所述，本发明的第一方面提供了一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将渣油原料引入至固定床渣油加氢处理反应区中进行加氢处理反应I，并将进行所述加氢处理反应I后所得渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；
(2)将催化裂解油浆和至少部分所述加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行延迟焦化反应，并将进行所述延迟焦化反应后所得延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
(3)将所述第一加氢重油、所述焦化重油引入至固定床蜡油加氢处理反应区中进行加氢处理反应II，并将进行所述加氢处理反应II后所得蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
(4)将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣引入至催化裂解反应区中进行催化裂解反应，并将进行所述催化裂解反应后所得催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油、催化裂解油浆；
(5)将所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区、循环回所述固定床渣油加氢处理反应区中的至少一种操作，将所述催化裂解油浆循环回所述延迟焦化反应区。
本发明对所述催化裂解石脑油、所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油、所述催化裂解油浆的后续处理没有特别的要求，本领域技术人员可以采用本领域内已知的操作进行，例如，本发明中所述催化裂解石脑油引出装置后经过抽提或经过加氢处理出除去硫化物后再抽提得到单环芳烃。
发明人发现，将所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区和/或所述固定床渣油加氢处理反应区进行加氢处理后，能够在后续的催化裂解反应区中裂解生成低碳烯烃和单环芳烃，从而大幅提升低碳烯烃产品的收率。
需要说明的是，所述第一加氢重油、所述焦化重油能够根据工艺需要单独或混合后引入所述固定床蜡油加氢处理反应区。本发明的步骤(2)中，所述催化裂解油浆和一部分所述加氢减渣也能够根据工艺需要单独或混合后引入所述延迟焦化反应区。本发明的步骤(4)中，所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣也能够根据工艺需要单独或混合后引入所述催化裂解反应区。
优选地，在步骤(1)中，所述渣油原料选自常压渣油、减压渣油中的至少一种。
优选地，在步骤(1)中，控制所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床渣油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述加氢减渣的硫含量≯1.5重量％，更优选为≯1.2重量％。
优选地，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件包括：反应温度为300-460℃，氢分压为6-25MPa，液时体积空速为0.10-1.0h-1，氢油体积比为100-1500。
更优选地，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件包括：反应温度为350-440℃，氢分压为12-20MPa，液时体积空速为0.15-0.4h-1，氢油体积比为300-1000。
优选地，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区中装填有渣油加氢处理催化剂，所述渣油加氢处理催化剂的平均粒径为0.5-50mm，堆密度为0.3-1.2g/cm3，平均孔径为6-30nm，比表面积为50-400m2/g。
优选地，在步骤(1)中，所述渣油加氢处理催化剂选自保护催化剂I、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢脱残炭催化剂中的至少一种。
优选地，所述固定床渣油加氢处理反应区沿物流方向依次装填有所述保护催化剂I、所述加氢脱金属催化剂、所述加氢脱硫催化剂和所述加氢脱残炭催化剂。
更优选地，所述保护催化剂I、所述加氢脱金属催化剂、所述加氢脱硫催化剂、所述加氢脱残炭催化剂的装填体积比为1：4-8：1-5：2-6。
根据一种特别优选的具体实施方式，在步骤(1)中，所述渣油加氢处理催化剂中含有载体和负载在所述载体上的活性金属元素，所述载体选自氧化铝、二氧化硅和二氧化钛中的至少一种，所述活性金属元素选自第ⅥB族金属元素和/或第Ⅷ族金属元素。
优选地，在所述渣油加氢处理催化剂中，所述活性金属元素选自镍-钨的组合、镍-钨-钴的组合、镍-钼的组合、钴-钼的组合中的至少一种。
优选地，在所述渣油加氢处理催化剂中，所述载体中还含有硼、锗、锆、磷、氯和氟中的至少一种元素。
优选地，在所述渣油加氢处理催化剂中，以所述渣油加氢处理催化剂的总重量为基准，以氧化物计的所述活性金属元素的含量为1-30wt％，优选1-25wt％。
在本发明中，所述渣油加氢处理催化剂可以选自本领域常规的商业催化剂或采用现有技术的常规方法制备，示例性地，所述渣油加氢处理催化剂可采用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系列商业催化剂。
优选地，在步骤(1)中，控制所述渣油加氢处理反应流出物的分离条件，使得所述第一加氢石脑油的初馏点为50-70℃，所述第一加氢石脑油和所述第一加氢重油的切割点为160-180℃，所述第一加氢重油的终馏点为500-580℃。
优选地，在步骤(2)中，所述延迟焦化反应区的反应条件包括：反应温度为425-600℃，压力为0.05-0.7MPa，循环比为0.1-2.0。
优选地，在步骤(2)中，控制所述延迟焦化反应流出物的分离条件，使得所述焦化石脑油的初馏点为50-70℃，所述焦化石脑油和所述焦化重油的切割点为160-180℃，所述焦化重油的终馏点为500-580℃。
优选地，在步骤(3)中，控制所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床蜡油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述蜡油加氢处理反应流出物的氢含量≮13.2重量％，优选为≮13.5重量％。发明人发现，采用该优选情况的具体实施方式，能够使得低碳烯烃产品的收率更高。
优选地，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件包括：氢分压为6-25MPa，反应温度为300-460℃，液时体积空速为0.1-5.0h-1，氢油体积比为200-2000。
更优选地，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件包括：氢分压为10-20MPa，反应温度为350-440℃，液时体积空速为0.5-2.0h-1，氢油体积比为400-1200。
优选地，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区中装填有蜡油加氢处理催化剂，所述蜡油加氢处理催化剂的堆密度为0.4-1.3g/cm3，平均粒径为0.5-50mm，比表面积为50-400m2/g。
根据一种特别优选的具体实施方式，在步骤(3)中，所述蜡油加氢处理催化剂选自保护催化剂II、蜡油加氢精制催化剂中的至少一种。
优选地，所述固定床蜡油加氢处理反应区沿物流方向依次装填有所述保护催化剂II和所述蜡油加氢精制催化剂。
更优选地，所述保护催化剂II和所述蜡油加氢精制催化剂的装填体积比为1：9-99。
优选地，在步骤(3)中，所述蜡油加氢处理催化剂中含有载体和负载在所述载体上的活性金属元素，所述载体选自氧化铝、氧化铝-二氧化硅的组合和二氧化钛中的至少一种，所述活性金属元素选自镍、钴、钼和钨中的至少一种。
更优选地，在所述蜡油加氢处理催化剂中，以所述蜡油加氢处理催化剂的总重量为基准，以氧化物计的镍和钴的总含量为0-30重量％，以氧化物计的钼和钨的总含量为0-35重量％，且以氧化物计的镍、钴、钼、钨的含量之和大于0。
优选地，在步骤(3)中，控制所述蜡油加氢处理反应流出物的分离条件，使得所述第二加氢石脑油的初馏点为50-70℃，所述第二加氢石脑油和所述第二加氢重油的切割点为160-180℃，所述第二加氢重油的终馏点为500-580℃。
优选地，在步骤(4)中，所述催化裂解反应区装填中有催化裂解催化剂，所述催化裂解催化剂中含有沸石、无机氧化物，任选地以及粘土，所述无机氧化物选自二二氧化硅、氧化铝、氧化锆、二氧化钛和无定型硅铝中的至少一种，以所述催化裂解催化剂的总重量计，所述沸石的含量为10-50重量％，无机氧化物的含量为5-90重量％，粘土的含量为0-70重量％。
优选地，在所述催化裂解催化剂中，所述沸石选自含或不含稀土元素的Y型沸石、含或不含稀土元素的HY型沸石、含或不含稀土元素的超稳Y型沸石、具有MFI结构的沸石中的至少一种。
本发明对所述催化裂解反应区和分离区的装置没有特别的限制，所述催化裂解反应区和分离区可以使用常规的催化裂解系统，示例性地，可以包括反应器、再生器和分馏系统及吸收稳定系统，采用提升管和密相流化床组成的复合反应器型式。
根据一种特别优选的具体实施方式，在步骤(4)中，所述催化裂解反应区的反应条件为：雾化蒸汽与所述渣油原料的用量重量比为0.05-0.5：1，剂油重量比为6-20：1，温度为500-680℃，重时空速为1-6h-1，反应压力为0.05-1MPa。
在本发明中，在未作相应说明的情况下，所述剂油重量比为所述催化裂解催化剂与引入至所述催化裂解反应区的原料的总重量之和的重量比。其中，所述催化裂解反应区的原料包括所述第二加氢蜡油和剩余部分所述加氢减渣。
优选地，在步骤(4)中，控制所述催化裂解反应流出物的分离条件，使得所述催化裂解轻循环油的初馏点为150-180℃，所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油的切割点为340-360℃，所述催化裂解重循环油的终馏点为500-580℃。
优选地，在步骤(4)中，引入至所述催化裂解反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的5-95重量％，优选为20-80重量％。
优选地，该方法还包括：将所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油进行分离，得到轻石脑油和重石脑油。
本发明对所述轻石脑油和所述重石脑油的后续处理没有特别的要求，本领域技术人员可以采用本领域内已知的操作进行，例如，本发明所述轻石脑油可以引入所述催化裂解反应区进行所述催化裂解反应，所述重石脑油引出装置后作为芳烃抽提的原料。
优选地，控制所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油的分离条件，使得所述轻石脑油的初馏点为50-70℃，所述轻石脑油和所述重石脑油的切割点为120-140℃，所述重石脑油的终馏点为170-190℃。
如前所述，本发明的第二方面提供了一种用于兼产低碳烯烃和低硫焦的系统，该系统包括：
固定床渣油加氢处理反应单元，用于将渣油原料进行加氢处理反应I，得到渣油加氢处理反应流出物；
第一分离单元，用于将所述渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；
延迟焦化反应单元，用于将一部分所述加氢减渣和催化裂解油浆进行延迟焦化反应，得到延迟焦化反应流出物；
第二分离单元，用于将所述延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
固定床蜡油加氢处理反应单元，用于将所述第一加氢重油、所述焦化重油进行加氢处理反应II，得到蜡油加氢处理反应流出物；
第三分离单元，用于将所述蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
催化裂解反应单元，用于将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣进行催化裂解反应，得到催化裂解反应流出物；
第四分离单元，用于将所述催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油和催化裂解油浆，将所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区、循环回所述固定床渣油加氢处理反应区中的至少一种操作，并将所述催化裂解油浆通过管线循环至所述延迟焦化反应单元。
优选地，所述固定床渣油加氢处理反应单元包括至少1个固定床反应器。
根据一种特别优选的具体实施方式，所述固定床渣油加氢处理反应单元包括3-6个固定床反应器。
优选地，所述固定床蜡油加氢处理反应单元包括至少1个固定床反应器。
根据一种特别优选的具体实施方式，所述固定床蜡油加氢处理反应单元包括1-3个固定床反应器。
优选地，该系统还包括：第五分离单元，用于将所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油进行分离，得到轻石脑油、重石脑油。
以下结合图1提供本发明所述兼产低碳烯烃和低硫焦的方法的一种优选的具体实施方式的工艺流程：
(1)在氢气存在下，将渣油原料1引入至固定床渣油加氢处理反应单元2中进行加氢处理反应I，并将进行所述加氢处理反应I后所得渣油加氢处理反应流出物3引入至第一分离单元4中进行分离，得到第一气体流出物5、第一加氢石脑油6、第一加氢重油7、加氢减渣8；
(2)将催化裂解油浆28和一部分所述加氢减渣8引入至延迟焦化反应单元9进行延迟焦化反应，并将进行所述延迟焦化反应后所得延迟焦化反应流出物引入至第二分离单元10中进行分离，得到焦化气体流出物11、焦化石脑油12、焦化重油13和低硫焦14；
(3)将所述第一加氢重油7、所述焦化重油13引入至固定床蜡油加氢处理反应单元15中进行加氢处理反应II，并将进行所述加氢处理反应II后所得蜡油加氢处理反应流出物16引入至第三分离单元17中进行分离，得到第二气体流出物18、第二加氢石脑油19、第二加氢重油20；
(4)将所述第二加氢重油20和剩余部分所述加氢减渣8引入至催化裂解反应单元21中进行催化裂解反应，并将进行所述催化裂解反应后所得催化裂解反应流出物22引入至第四分离单元23进行分离，得到低碳烯烃24、催化裂解石脑油25、催化裂解轻循环油26、催化裂解重循环油27、催化裂解油浆28；
(5)将所述催化裂解轻循环油26、所述催化裂解重循环油27各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应单元15、循环回所述固定床渣油加氢处理反应单元2中的至少一种操作，将所述催化裂解油浆28循环回所述延迟焦化反应单元9中。
本发明的上述方法还具有如下具体的优点：
1、本发明采用100％的渣油原料(常渣和/或减渣)来生产优质的催化裂解原料，能够最大程度地降低生产低碳烯烃的原料成本。
2、本发明对渣油原料中含有的蜡油馏分、渣油加氢处理反应中裂化出来的第一加氢重油、焦化重油、催化裂解轻循环油和催化裂解重循环油都实现深度加氢，从而为催化裂解提供更优质原料。
3、本发明的渣油加氢处理反应区能够在常规渣油加氢的工艺条件下操作，不需要为了生产催化裂解原料而在高苛刻度下操作，有利于渣油加氢装置的长周期运转。
4、本发明不但能够在增产低碳烯烃的同时兼顾低硫焦的生产，还能够根据需要灵活调节低硫焦的生产规模。
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为市售品。
以下实例中，在没有相应说明情况下：
所述加氢处理反应I是在固定床渣油加氢处理中型装置中进行的；
所述加氢处理反应II是在固定床蜡油加氢处理中型装置中进行的；
所述催化裂解反应是在催化裂解中型装置中进行的。
所述渣油原料为中东渣油，其性质见表1。
在固定床渣油加氢处理反应区中，沿物流方向依次装填催化剂A、催化剂B、催化剂C和催化剂D，所述催化剂A、所述催化剂B、所述催化剂C、所述催化剂D的装填体积比为5：40：25：30；
在固定床蜡油加氢处理反应区中，沿物流方向依次装填催化剂A、催化剂E，所述催化剂A、所述催化剂E的装填体积比为5：95；
所述催化剂A-E均由中国石化催化剂分公司长岭催化剂厂生产，其性质如表2所示；
其中，催化剂A为保护催化剂，催化剂B为加氢脱金属催化剂，催化剂C为加氢脱硫催化剂，催化剂D为加氢脱残炭催化剂，催化剂E为蜡油加氢处理催化剂。
所述催化裂解催化剂的种类均为MMC-2，该催化剂由中国石化股份有限公司齐鲁分公司生产，催化剂MMC-2性质见表3。
所述干气和液化气经过精馏后可以得到乙烯、丙烯等低碳烯烃。
以下实例中，在没有相应说明情况下，各个反应区的原料和产品流量都是基于新鲜渣油原料为100g/h进行计算的(未计氢气)。
表1：渣油原料性质
| 性质 | |
| 密度(20℃)，g/cm3 | 0.9747 |
| 氢含量，重量％ | 11.16 |
| 残炭含量，重量％ | 10.34 |
| 硫含量，重量％ | 3.56 |
| 氮含量，重量％ | 0.24 |
| (镍+钒)含量，μg/g | 60.6 |
表2：渣油加氢处理催化剂和蜡油加氢处理催化剂的组成和物化性质
| 项目 | 催化剂A | 催化剂B | 催化剂C | 催化剂D | 催化剂E |
| MO3，重量％ | 3.0 | 8.4 | 13.0 | 16.2 | 2.3 |
| NiO，重量％ | 0.8 | 1.5 | 3.5 | 4.5 | 2.4 |
| WO3，重量％ | - | - | - | - | 26.0 |
| 孔容，mL/g | 0.80 | 0.66 | 0.64 | 0.64 | 0.28 |
| 比表面积，m2/g | 100 | 157 | 210 | 186 | 150 |
| 堆密度，g/cm3 | 0.45 | 0.47 | 0.62 | 0.64 | 0.82 |
| 粒径，mm | 3.5 | 1.1 | 1.1 | 1.1 | 1.1 |
表3：催化裂解催化剂性质
| 项目 | MMC-2 |
| 化学组成，重量％ | |
| Re2O3(稀土氧化物相对于催化剂总量) | 0.56 |
| 活性金属元素组成，重量％(相对于活性金属氧化物总量) | |
| Fe2O3 | 5.8 |
| CeO2 | 5.2 |
| La2O3 | 5.1 |
| Nd2O3 | 3.4 |
| Y2O3 | 12.2 |
| Al2O3 | 54.00 |
| 物理性质 | |
| 比面积，m2/g | 120 |
| 孔体积，cm3/g | 0.17 |
| 表观密度，g/cm3 | 0.91 |
| 筛分，重量％ | |
| 0-20μm | 0.8 |
| 0-40μm | 10.4 |
| 0-80μm | 70.8 |
| 0-110μm | 88.5 |
| 0-149μm | 97.8 |
| >149μm | 2.2 |
| 平均粒径，μm | 64.3 |
实施例1
本实施例提供一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将渣油原料引入至装填有渣油加氢处理催化剂的固定床渣油加氢处理反应区中进行加氢处理反应I，并将进行所述加氢处理反应I后所得渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；其中，所述第一加氢石脑油和所述第一加氢重油的切割点为175℃；
(2)将催化裂解油浆和50重量％的所述加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行延迟焦化反应，并将进行所述延迟焦化反应后所得延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；其中，所述焦化石脑油和所述焦化重油的切割点为175℃，所述焦化重油和所述低硫焦的切割点为580℃；
(3)将所述第一加氢重油、所述焦化重油、催化裂解轻循环油和催化裂解重循环油引入至装填有蜡油加氢处理催化剂的固定床蜡油加氢处理反应区中进行加氢处理反应II，并将进行所述加氢处理反应II后所得蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；其中，所述第二加氢石脑油和所述第二加氢重油的切割点为175℃；
(4)将所述第二加氢重油和50重量％的所述加氢减渣作为催化裂解的原料，引入至装填有催化裂解催化剂的催化裂解反应区中进行催化裂解反应，并将进行所述催化裂解反应后所得催化裂解反应流出物进行分离，得到干气和液化气、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油、催化裂解油浆；其中，所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油的切割点为350℃，且所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油循均引出装置，，所述催化裂解油浆循环回所述延迟焦化反应区。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示；
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到5.3g乙烯和18.9g丙烯，同时得到4.9g低硫焦。
对比例1
本对比例与实施例1的方法相似，所不同的是，采用固定床渣油加氢处理-延迟焦化-催化裂解工艺生产低碳烯烃，即所述渣油原料在固定床渣油加氢处理反应区反应并分离出第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油和加氢减渣，然后将催化裂解油浆和50重量％的所述加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行延迟焦化反应并分离得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦，最后将所述第一加氢重油、焦化重油和50重量％的所述加氢减渣引入催化裂解反应区中进行催化裂解反应。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本对比例中每100g渣油原料得到4.6g乙烯和16.9g丙烯，同时得到5.0g低硫焦。
实施例2
本实施例与实施例1的操作方法相似，所不同的是，所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油混合后引入所述固定床蜡油加氢处理反应区，引入延迟焦化反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的70重量％。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到6.0g乙烯和21.7g丙烯，同时得到6.6g低硫焦。
实施例3
本实施例与实施例1的操作方法相似，所不同的是，所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油混合后引入所述固定床渣油加氢处理反应区，引入延迟焦化反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的30重量％。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到5.9g乙烯和21.1g丙烯，同时得到3.3g低硫焦。
实施例4
本实施例与实施例1的操作方法相似，所不同的是，所述第一加氢石脑油和所述第二加氢石脑油混合后分离出轻石脑油和重石脑油，所述轻石脑油也引入至催化裂解反应区中进行催化裂解反应。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到5.5g乙烯和19.0g丙烯，同时得到4.9g低硫焦。
实施例5
本实施例与实施例2的操作方法相似，所不同的是，在步骤(1)中，反应温度为373℃，引入延迟焦化反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的70重量％。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到5.3g乙烯和18.6g丙烯，同时得到7.6g低硫焦。
实施例6
本实施例与实施例1的操作方法相似，所不同的是，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢反应区中流出物氢含量为13.04重量％。
所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表4所示，所述延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布如表5所示，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布如表6所示，所述催化裂解原料的性质如表7所示，所述催化裂解反应区的反应条件和产品分布如表8中所示。
由表4-表8中的数据可以得到，本实施例中每100g渣油原料得到4.7g乙烯和17.1g丙烯，同时得到4.9g低硫焦。
表4：固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布
| 实施例1 | 实施例2 | 实施例3 | 实施例4 | |
| 进料流量，g/h | ||||
| 渣油原料 | 100 | 100 | 100 | 100 |
| 催化裂解轻循环油 | - | - | 9.0 | - |
| 催化裂解重循环油 | - | - | 2.0 | - |
| 氢气 | 1.8 | 1.8 | 2.0 | 1.8 |
| 合计 | 101.8 | 101.8 | 113.0 | 101.8 |
| 工艺条件 | ||||
| 反应温度，℃ | 380 | 380 | 380 | 380 |
| 氢分压，MPa | 15.0 | 15.0 | 15.0 | 15.0 |
| 渣油体积空速，h-1 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 |
| 氢油体积比 | 700 | 700 | 700 | 700 |
| 产品流量，g/h | ||||
| 第一气体流出物 | 5.4 | 5.4 | 6.2 | 5.4 |
| 第一加氢石脑油 | 1.0 | 1.0 | 1.2 | 1.0 |
| 第一加氢重油 | 53.8 | 53.8 | 63.6 | 53.8 |
| 加氢减渣 | 41.6 | 41.6 | 42.0 | 41.6 |
| 合计 | 101.8 | 101.8 | 113.0 | 101.8 |
| 加氢减渣硫含量，重量％ | 0.78 | 0.78 | 0.79 | 0.78 |
表4(续1)：固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和产品分布
| 实施例5 | 实施例6 | 对比例1 | |
| 进料流量，g/h | |||
| 渣油原料 | 100 | 100 | 100 |
| 催化裂解轻循环油 | - | - | - |
| 催化裂解重循环油 | - | - | - |
| 氢气 | 1.6 | 1.8 | 1.9 |
| 合计 | 101.6 | 101.8 | 101.9 |
| 工艺条件 | |||
| 反应温度，℃ | 373 | 380 | 380 |
| 氢分压，MPa | 15.0 | 15.0 | 15.0 |
| 渣油体积空速，h-1 | 0.2 | 0.2 | 0.18 |
| 氢油体积比 | 700 | 700 | 700 |
| 产品流量，g/h | |||
| 第一气体流出物 | 5.2 | 5.4 | 5.5 |
| 第一加氢石脑油 | 1.0 | 1.0 | 1.0 |
| 第一加氢重油 | 51.6 | 53.8 | 55.6 |
| 加氢减渣 | 43.8 | 41.6 | 39.8 |
| 合计 | 101.6 | 101.8 | 101.9 |
| 加氢减渣硫含量，重量％ | 1.17 | 0.78 | 0.68 |
表5：延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布
/>
表5(续1)：延迟焦化反应区的工艺条件和产品分布
| 实施例5 | 实施例6 | 对比例1 | |
| 进料流量，g/h | |||
| 加氢减渣 | 30.7 | 20.8 | 19.9 |
| 油浆 | 2.3 | 2.6 | 3.2 |
| 合计 | 33.0 | 23.4 | 23.1 |
| 工艺条件 | |||
| 反应温度，℃ | 500 | 500 | 500 |
| 压力，MPa | 0.2 | 0.2 | 0.2 |
| 循环比 | 0.4 | 0.4 | 0.4 |
| 产品流量，g/h | |||
| 焦化气体流出物 | 2.4 | 1.7 | 1.6 |
| 焦化石脑油 | 4.7 | 3.4 | 3.3 |
| 焦化重油 | 18.3 | 13.4 | 13.2 |
| 低硫焦 | 7.6 | 4.9 | 5.0 |
| 合计 | 33.0 | 23.4 | 23.1 |
| 低硫焦硫含量，重量％ | 2.91 | 1.94 | 1.70 |
表6：固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和产品分布
/>
表7：催化裂解反应区原料性质
| 性质 | 实施例1 | 实施例2 | 实施例3 | 实施例4 |
| 密度(20℃),g/cm3 | 0.8919 | 0.8803 | 0.8974 | 0.8909 |
| 氢含量，重量％ | 13.10 | 13.36 | 12.97 | 13.10 |
| 残炭，重量％ | 2.94 | 1.63 | 3.76 | 2.92 |
| 硫含量，重量％ | 0.18 | 0.10 | 0.23 | 0.18 |
| 氮含量，重量％ | 0.054 | 0.030 | 0.066 | 0.054 |
| (镍+钒)含量，μg/g | 3.8 | 2.1 | 3.9 | 0.038 |
表7(续1)：催化裂解反应区原料性质
| 性质 | 实施例5 | 实施例6 | 对比例1 |
| 密度(20℃),g/cm3 | 0.9057 | 0.9118 | 0.9200 |
| 氢含量，重量％ | 12.79 | 12.65 | 12.46 |
| 残炭，重量％ | 1.88 | 2.95 | 2.83 |
| 硫含量，重量％ | 0.16 | 0.18 | 0.15 |
| 氮含量，重量％ | 0.034 | 0.054 | 0.049 |
| (镍+钒)含量，μg/g | 3.9 | 3.8 | 3.2 |
表8：催化裂解反应区的反应条件和产品分布
/>
表8(续1)：催化裂解反应区的反应条件和产品分布
| 项目 | 实施例5 | 实施例6 | 对比例1 |
| 进料流量，g/h | |||
| 第一/第二加氢重油 | 80.8 | 66.7 | 55.6 |
| 焦化重油 | - | - | 13.2 |
| 加氢减渣 | 13.2 | 20.8 | 19.9 |
| 轻石脑油 | |||
| 合计 | 94.0 | 87.5 | 88.7 |
| 反应压力,MPa | 0.08 | 0.08 | 0.08 |
| 反应温度,℃ | 570 | 570 | 570 |
| 重时空速，h-1 | 4 | 4 | 4 |
| 剂油重量比 | 12 | 12 | 12 |
| 雾化蒸汽量(占新鲜渣油原料),重量％ | 25 | 25 | 25 |
| 产品流量，g/h | |||
| 干气+液化气 | 49.3 | 44.8 | 43.4 |
| 催化裂解石脑油 | 20.7 | 20.1 | 20.9 |
| 催化裂解轻循环油 | 11.3 | 10.8 | 12.1 |
| 催化裂解重循环油 | 2.6 | 2.2 | 2.4 |
| 催化裂解油浆 | 3.1 | 3.0 | 3.2 |
| 焦炭 | 7.0 | 6.6 | 6.7 |
| 总计 | 94.0 | 87.5 | 88.7 |
| 乙烯 | 5.3 | 4.7 | 4.6 |
| 丙烯 | 18.6 | 17.1 | 16.9 |
从表4至表8的结果可以看出：本发明将固定床渣油加氢处理工艺、固定床蜡油加氢处理工艺与延迟焦化工艺有机结合，在不增加渣油加氢装置操作苛刻度的前提下，一方面能够显著提高催化裂解原料的加氢深度，并最终实现显著提高组合工艺中丙烯、乙烯等高价值产品收率；另一方面，还能够低成本获得低硫焦，并且能够根据需要灵活地调整低硫焦的生产规模。
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 (38)
1.一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法，其特征在于，该方法包括：
(1)在氢气存在下，将渣油原料引入至固定床渣油加氢处理反应区中进行加氢处理反应I，并将进行所述加氢处理反应I后所得渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣，控制所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床渣油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述加氢减渣的硫含量≯1.5重量％；
(2)将催化裂解油浆和一部分所述加氢减渣引入至延迟焦化反应区进行延迟焦化反应，并将进行所述延迟焦化反应后所得延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
(3)将所述第一加氢重油、所述焦化重油引入至固定床蜡油加氢处理反应区中进行加氢处理反应II，并将进行所述加氢处理反应II后所得蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
(4)将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣引入至催化裂解反应区中进行催化裂解反应，并将进行所述催化裂解反应后所得催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油、催化裂解油浆；
(5)将所述催化裂解轻循环油、所述催化裂解重循环油各自独立地进行引出装置、循环回所述固定床蜡油加氢处理反应区、循环回所述固定床渣油加氢处理反应区中的至少一种操作，将所述催化裂解油浆循环回所述延迟焦化反应区。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述渣油原料选自常压渣油、减压渣油中的至少一种。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，控制所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床渣油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述加氢减渣的硫含量≯1.2重量％。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件包括：反应温度为300-460℃，氢分压为6-25MPa，液时体积空速为0.10-1.0h-1，氢油体积比为100-1500。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区的反应条件包括：反应温度为350-440℃，氢分压为12-20MPa，液时体积空速为0.15-0.4h-1，氢油体积比为300-1000。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述固定床渣油加氢处理反应区中装填有渣油加氢处理催化剂，所述渣油加氢处理催化剂的平均粒径为0.5-50mm，堆密度为0.3-1.2g/cm3，平均孔径为6-30nm，比表面积为50-400m2/g。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述渣油加氢处理催化剂选自保护催化剂I、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂和加氢脱残炭催化剂中的至少一种。
8.根据权利要求6所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述渣油加氢处理催化剂中含有载体和负载在所述载体上的活性金属元素，所述载体选自氧化铝、二氧化硅和二氧化钛中的至少一种，所述活性金属元素选自第ⅥB族金属元素和/或第Ⅷ族金属元素。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，在所述渣油加氢处理催化剂中，所述活性金属元素选自镍-钨的组合、镍-钨-钴的组合、镍-钼的组合、钴-钼的组合中的至少一种。
10.根据权利要求8所述的方法，其中，在所述渣油加氢处理催化剂中，所述载体中还含有硼、锗、锆、磷、氯和氟中的至少一种元素。
11.根据权利要求8所述的方法，其中，在所述渣油加氢处理催化剂中，以所述渣油加氢处理催化剂的总重量为基准，以氧化物计的所述活性金属元素的含量为1-30wt％。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，在所述渣油加氢处理催化剂中，以所述渣油加氢处理催化剂的总重量为基准，以氧化物计的所述活性金属元素的含量为1-25wt％。
13.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(1)中，控制所述渣油加氢处理反应流出物的分离条件，使得所述第一加氢石脑油的初馏点为50-70℃，所述第一加氢石脑油和所述第一加氢重油的切割点为160-180℃，所述第一加氢重油的终馏点为500-580℃。
14.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述延迟焦化反应区的反应条件包括：反应温度为425-600℃，压力为0.05-0.7MPa，循环比为0.1-2.0。
15.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(2)中，控制所述延迟焦化反应流出物的分离条件，使得所述焦化石脑油的初馏点为50-70℃，所述焦化石脑油和所述焦化重油的切割点为160-180℃，所述焦化重油的终馏点为500-580℃。
16.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(3)中，控制所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床蜡油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述蜡油加氢处理反应流出物的氢含量≮13.2重量％。
17.根据权利要求16所述的方法，其中，在步骤(3)中，控制所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件和/或控制所述固定床蜡油加氢处理反应区中的催化剂级配方式，使得所述蜡油加氢处理反应流出物的氢含量≮13.5重量％。
18.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件包括：氢分压为6-25MPa，反应温度为300-460℃，液时体积空速为0.1-5.0h-1，氢油体积比为200-2000。
19.根据权利要求18所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区的反应条件包括：氢分压为10-20MPa，反应温度为350-440℃，液时体积空速为0.5-2.0h-1，氢油体积比为400-1200。
20.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述固定床蜡油加氢处理反应区中装填有蜡油加氢处理催化剂，所述蜡油加氢处理催化剂的堆密度为0.4-1.3g/cm3，平均粒径为0.5-50mm，比表面积为50-400m2/g。
21.根据权利要求20所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述蜡油加氢处理催化剂选自保护催化剂II、蜡油加氢精制催化剂中的至少一种。
22.根据权利要求20所述的方法，其中，在步骤(3)中，所述蜡油加氢处理催化剂中含有载体和负载在所述载体上的活性金属元素，所述载体选自氧化铝、氧化铝-二氧化硅的组合和二氧化钛中的至少一种，所述活性金属元素选自镍、钴、钼和钨中的至少一种。
23.根据权利要求22所述的方法，其中，在所述蜡油加氢处理催化剂中，以所述蜡油加氢处理催化剂的总重量为基准，以氧化物计的镍和钴的总含量为0-30重量％，以氧化物计的钼和钨的总含量为0-35重量％，且以氧化物计的镍、钴、钼、钨的含量之和大于0。
24.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(3)中，控制所述蜡油加氢处理反应流出物的分离条件，使得所述第二加氢石脑油的初馏点为50-70℃，所述第二加氢石脑油和所述第二加氢重油的切割点为160-180℃，所述第二加氢重油的终馏点为500-580℃。
25.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(4)中，所述催化裂解反应区装填中有催化裂解催化剂，所述催化裂解催化剂中含有沸石、无机氧化物，任选地以及粘土，所述无机氧化物选自二氧化硅、氧化铝、氧化锆、二氧化钛和无定型硅铝中的至少一种，以所述催化裂解催化剂的总重量计，所述沸石的含量为10-50重量％，无机氧化物的含量为5-90重量％，粘土的含量为0-70重量％。
26.根据权利要求25所述的方法，其中，在所述催化裂解催化剂中，所述沸石选自含或不含稀土元素的Y型沸石、含或不含稀土元素的HY型沸石、含或不含稀土元素的超稳Y型沸石、具有MFI结构的沸石中的至少一种。
27.根据权利要求25所述的方法，其中，在步骤(4)中，所述催化裂解反应区的反应条件为：雾化蒸汽与所述渣油原料的用量重量比为0.05-0.5：1，剂油重量比为6-20：1，温度为500-680℃，重时空速为1-6h-1，反应压力为0.05-1MPa。
28.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(4)中，控制所述催化裂解反应流出物的分离条件，使得所述催化裂解轻循环油的初馏点为170-190℃，所述催化裂解轻循环油和所述催化裂解重循环油的切割点为340-360℃，所述催化裂解重循环油的终馏点为500-580℃。
29.根据权利要求1或2所述的方法，其中，在步骤(4)中，引入至所述催化裂解反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的5-95重量％。
30.根据权利要求29所述的方法，其中，在步骤(4)中，引入至所述催化裂解反应区的所述加氢减渣占所述加氢减渣总重量的20-80重量％。
31.根据权利要求1或2所述的方法，其中，该方法还包括：将所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油进行分离，得到轻石脑油和重石脑油。
32.根据权利要求31所述的方法，其中，控制所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油的分离条件，使得所述轻石脑油的初馏点为50-70℃，所述轻石脑油和所述重石脑油的切割点为120-140℃，所述重石脑油的终馏点为170-190℃。
33.一种用于兼产低碳烯烃和低硫焦的系统，其特征在于，该系统包括：
固定床渣油加氢处理反应单元，用于将渣油原料进行加氢处理反应I，得到渣油加氢处理反应流出物；
第一分离单元，用于将所述渣油加氢处理反应流出物进行分离，得到第一气体流出物、第一加氢石脑油、第一加氢重油、加氢减渣；
延迟焦化反应单元，用于将一部分所述加氢减渣和催化裂解油浆进行延迟焦化反应，得到延迟焦化反应流出物；
第二分离单元，用于将所述延迟焦化反应流出物进行分离，得到焦化气体流出物、焦化石脑油、焦化重油和低硫焦；
固定床蜡油加氢处理反应单元，用于将所述第一加氢重油、所述焦化重油进行加氢处理反应II，得到蜡油加氢处理反应流出物；
第三分离单元，用于将所述蜡油加氢处理反应流出物进行分离，得到第二气体流出物、第二加氢石脑油、第二加氢重油；
催化裂解反应单元，用于将所述第二加氢重油和剩余部分所述加氢减渣进行催化裂解反应，得到催化裂解反应流出物；
第四分离单元，用于将所述催化裂解反应流出物进行分离，得到低碳烯烃、催化裂解石脑油、催化裂解轻循环油、催化裂解重循环油和催化裂解油浆，所述催化裂解轻循环油和催化裂解重循环油通过管线引出装置，或循环至所述固定床蜡油加氢处理反应单元和/或所述固定床渣油加氢处理反应单元，并将所述催化裂解油浆通过管线循环至所述延迟焦化反应单元。
34.根据权利要求33所述的系统，其中，所述固定床渣油加氢处理反应单元包括至少1个固定床反应器。
35.根据权利要求34所述的系统，其中，所述固定床渣油加氢处理反应单元包括3-6个固定床反应器。
36.根据权利要求33或34所述的系统，其中，所述固定床蜡油加氢处理反应单元包括至少1个固定床反应器。
37.根据权利要求36所述的系统，其中，所述固定床蜡油加氢处理反应单元包括1-3个固定床反应器。
38.根据权利要求33-35中任意一项所述的系统，其中，该系统还包括：
第五分离单元，用于将所述第一加氢石脑油和/或所述第二加氢石脑油进行分离，得到轻石脑油、重石脑油。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110395111.7A CN115197748B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110395111.7A CN115197748B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115197748A CN115197748A (zh) | 2022-10-18 |
| CN115197748B true CN115197748B (zh) | 2024-01-05 |
Family
ID=83571104
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110395111.7A Active CN115197748B (zh) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115197748B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101638588A (zh) * | 2008-07-31 | 2010-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种延迟焦化和加氢处理的组合工艺方法 |
| CN103059998A (zh) * | 2011-10-21 | 2013-04-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种处理渣油的组合工艺方法 |
| CN103540356A (zh) * | 2012-07-12 | 2014-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低碳烯烃和柴油收率的劣质重油催化转化工艺 |
-
2021
- 2021-04-13 CN CN202110395111.7A patent/CN115197748B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101638588A (zh) * | 2008-07-31 | 2010-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种延迟焦化和加氢处理的组合工艺方法 |
| CN103059998A (zh) * | 2011-10-21 | 2013-04-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种处理渣油的组合工艺方法 |
| CN103540356A (zh) * | 2012-07-12 | 2014-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低碳烯烃和柴油收率的劣质重油催化转化工艺 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115197748A (zh) | 2022-10-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6620311B2 (en) | Process for converting petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step, a separation step, a hydrodesulphurization step and a cracking step | |
| CN105008494B (zh) | 渣油加氢裂化和溶剂脱沥青的整合 | |
| CN109988629B (zh) | 一种蜡油加氢裂化方法和系统 | |
| CN107779226B (zh) | 多产低碳烯烃的方法以及用于多产低碳烯烃的系统 | |
| CN101942332A (zh) | 重烃类加氢处理方法 | |
| US3717570A (en) | Simultaneous hydrofining of coker gas oil, vacuum gas oils and virgin kerosene | |
| CN103059960B (zh) | 一种灵活加氢裂化方法 | |
| CN110655952B (zh) | 一种多产低碳烯烃和芳烃的方法和系统 | |
| CN115197748B (zh) | 一种兼产低碳烯烃和低硫焦的方法及系统 | |
| CN109207197B (zh) | 一种加工蜡油原料的方法以及用于加工蜡油原料的系统 | |
| CN109207199B (zh) | 多产低碳烯烃的方法以及用于多产低碳烯烃的系统 | |
| CN115197747B (zh) | 一种多产低碳烯烃的方法及系统 | |
| CN115125033B (zh) | 一种兼产低碳烯烃和低硫残渣型船燃的方法及系统 | |
| WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
| CN109988625B (zh) | 一种加氢精制和加氢裂化组合工艺 | |
| CN109988635B (zh) | 一种加氢处理和加氢裂化组合工艺 | |
| CN114426880B (zh) | 生产催化裂解原料的固定床渣油加氢方法 | |
| CN115124401A (zh) | 一种多产低碳烯烃的方法及系统 | |
| CN113930255B (zh) | 一种原油生产化工原料的加氢方法 | |
| CN109988624B (zh) | 一种渣油加氢处理与加氢精制组合工艺 | |
| CN111088072A (zh) | 一种降低重石脑油溴指数与增加航煤烟点的加氢裂化方法 | |
| CN114437790B (zh) | 一种生产乙烯原料的加氢裂化方法 | |
| CN110655953B (zh) | 一种柴油原料的加工方法和系统 | |
| CN112342059B (zh) | 一种延迟焦化装置掺炼催化裂化油浆的方法 | |
| CN115261068B (zh) | 一种固定床渣油加氢的方法 |
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 |