CN115261059A - 一种渣油加氢未转化油净化处理方法 - Google Patents
一种渣油加氢未转化油净化处理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115261059A CN115261059A CN202210838103.XA CN202210838103A CN115261059A CN 115261059 A CN115261059 A CN 115261059A CN 202210838103 A CN202210838103 A CN 202210838103A CN 115261059 A CN115261059 A CN 115261059A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- unconverted
- electric field
- hydrogenated
- unconverted 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims abstract description 79
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 41
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 22
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 15
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 18
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 11
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 abstract description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 266
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 26
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 25
- 239000000047 product Substances 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 8
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- -1 coking feedstock Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- C10G32/00—Refining of hydrocarbon oils by electric or magnetic means, by irradiation, or by using microorganisms
- C10G32/02—Refining of hydrocarbon oils by electric or magnetic means, by irradiation, or by using microorganisms by electric or magnetic means
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Microbiology (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种渣油加氢未转化油净化处理方法，属于渣油加氢产物资源化利用技术领域。所述净化处理方法流程为：先将渣油加氢未转化油送入电场处理器处理，得到净化未转化油和尾油；随后，将所述净化未转化油送入二次加工装置进行处理，将所述尾油送入尾油处理装置进行处理。本发明提供的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，和现有处理渣油加氢未转化油的方式不同，创造性地对渣油加氢未转化油采用电场处理后二次处理(净化未转化油、尾油分别二次处理)的工艺路线，降低了未转化油的二次加工利用难度，提高了未转化油的利用价值以及炼厂轻油收率，缓解了装置结焦等问题，保障了装置的长周期运行。
Description
技术领域
本发明属于渣油加氢产物资源化利用技术领域，具体涉及一种渣油加氢未转化油净化处理方法。
背景技术
近年来，随着原油重质化、劣质化程度加快，市场对轻质油品需求的不断增加，以及环保要求的日益严格，重油尤其是渣油的高效转化和清洁化利用成为炼油工业关注的焦点。为提高轻油收率，向化工转型，渣油加氢裂化是炼厂未来发展的必然方向。沸腾床加氢原料适用性广、反应器压降小、传质传热效果好、渣油转化率高，是渣油加氢的首选工艺之一。目前沸腾床渣油加氢工艺在运行过程中主要面临的瓶颈是装置结焦、堵塞，尤其是在分离系统中，以减压炉炉管、减压塔、未转化油外送换热器等部位结焦最为显著，已成为限制沸腾床加氢装置长周期稳定运行的主要问题之一。为减缓装置中的结焦问题，往往采用降低反应苛刻度的手段，牺牲了渣油的转化率。沸腾床加氢的一次转化率一般可达到60％～75％，但仍有25％左右的未转化油，甚至由于装置生焦问题，未转化油中携带的小于540℃的蜡油馏分含量高达10％～30％。
在沸腾床加氢过程中不可避免的存在生焦现象，生成的焦炭颗粒连同一些金属催化剂以及原料油中的金属浓缩至未转化油中，导致未转化油的性质较差；加氢后渣油中大量沥青质组分析出、体系不稳定，未转化油中蜡油组分含量高却难分离，难以二次加工利用。未转化油的出路是影响沸腾床加氢装置经济效益和全厂吨油利润的重要因素，如何使这部分未转化油得到有效利用，将渣油最大程度地转化为轻质油品，对沸腾床渣油加氢工艺的开发具有重要意义。
关于沸腾床加氢未转化油的进一步深加工处理少有文献报道，目前，未转化油可供选择的出路主要有低硫燃料油、合成原油、焦化进料、溶剂脱沥青等(参见文献：刘建锟,杨涛,蒋立敬,等.悬浮床渣油加氢未转化油的加工利用[J].炼油技术与工程,2015(5):4.)。进溶剂脱沥青处理和焦化处理可以进一步提高未转化油的利用价值，也是目前国内沸腾床加氢工艺首选的方案。焦化工艺轻油收率较低，溶剂脱沥青工艺能耗大，尤其是在未转化油中的蜡油组分含量较高时，以上加工处理工艺都有其局限性。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明的目的在于提供一种渣油加氢未转化油净化处理方法，用较低的能耗降低渣油加氢裂化分离系统结焦倾向，提高炼厂轻油收率，改善未转化油二次加工性能，提高未转化油的利用价值，缓解装置结焦等问题，保障装置的长周期运行。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种渣油加氢未转化油净化处理方法，流程为：先将渣油加氢未转化油送入电场处理器处理，得到净化未转化油和尾油；随后，将所述净化未转化油送入二次加工装置进行处理，将所述尾油送入尾油处理装置进行处理。
作为本发明技术方案的进一步优选，所述渣油加氢未转化油为渣油加氢裂化反应后经减压塔分离所得。
作为本发明技术方案的进一步优选，渣油加氢裂化反应选自沸腾床渣油加氢工艺、悬浮床渣油加氢工艺中的一种。
作为本发明技术方案的进一步优选，所述电场处理器的电场为直流电场、交流电场、脉冲电场、交直流电场中的一种或多种的组合。
作为本发明技术方案的进一步优选，电场处理器的电场强度为500～50000V/cm。
作为本发明技术方案的进一步优选，渣油加氢未转化油的停留时间为0.1～4h。
作为本发明技术方案的进一步优选，电场处理器的操作温度为120～370℃。
作为本发明技术方案的进一步优选，渣油加氢未转化油经电场处理器处理后，净化未转化油的质量收率为20～99％。
作为本发明技术方案的进一步优选，所述二次加工装置选自减压分馏塔、催化裂化装置、渣油加氢装置、溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或多种。
作为本发明技术方案的进一步优选，所述尾油处理装置选自溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或两种。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)本发明提供的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，和现有处理渣油加氢未转化油的方式不同，创造性地对渣油加氢未转化油采用电场处理后二次处理(净化未转化油、尾油分别二次处理)的工艺路线，降低了未转化油的二次加工利用难度，提高了未转化油的利用价值以及炼厂轻油收率，缓解了装置结焦等问题，保障了装置的长周期运行。
(2)本发明提供的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，将渣油加氢未转化油引入电场处理器进行电场处理，通过电场作用，将未转化油中的沥青质、焦炭颗粒、催化剂颗粒等不稳定组分聚集、分离，实现未转化油的净化，得到净化未转化油和富集了易析出、结焦的不稳定组分的尾油；其中，对于净化未转化油可以采用常见的处理装置(减压分馏塔、催化裂化装置、渣油加氢装置、溶剂脱沥青装置、焦化装置等)进行处理，极大地降低了加工难度；同时，净化未转化油和尾油的比例可以灵活调整，加工灵活。
总之，本发明提供的渣油加氢未转化油具有装置简单、操作稳定、分离效率高、产品质量高、生产周期长等优点。
附图说明
图1为本发明渣油加氢未转化油电场处理工艺流程图；
图2为本发明净化未转化油去第二减压塔流程图；
图3为本发明净化未转化油返回渣油加氢裂化装置流程图；
图4为本发明净化未转化油返回渣油加氢裂化分离系统减压塔流程图；
图5为本发明渣油加氢未转化油原料显微照片；
图6为本发明实施例3净化未转化油显微照片；
图7为本发明实施例4净化未转化油显微照片。
具体实施方式
下面将结合本发明实施方式，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式仅仅是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
同时，需要强调的是，实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
请参阅图1，本实施例中，提供一种渣油加氢未转化油净化处理方法，流程为：先将渣油加氢未转化油送入电场处理器处理，得到净化未转化油和尾油；随后，将所述净化未转化油送入二次加工装置进行处理，将所述尾油送入尾油处理装置进行处理。
渣油经过加氢裂化反应后，组成和结构发生变化，大量芳香分及胶质组分加氢变为饱和分，体系溶解沥青质的能力下降，大量的沥青质从体系中析出、沉积，也有一些沥青质由于本身的自缔合特性，聚集、长大，成为生焦前驱体，还有一些催化剂颗粒夹带在反应产物中，这些都是反应产物中的不稳定组分。在加氢反应物分离过程中，部分不稳定组分沉积在管道、设备底部等部位，造成装置的结焦。大部分不稳定组分集中在减压塔进料中，导致减压炉、减压塔塔底、减压塔塔底换热器部位结焦严重，减压塔拔出率偏低，未转化油中蜡油组分含量高。本实施例中，利用渣油加氢未转化油产物中易析出、结焦组分以及催化剂颗粒等不稳定组分的带电性质，通过在渣油加氢裂化分离系统中的减压塔后设置电场处理器，对渣油加氢未转化油进行电场处理，将渣油加氢未转化油中的不稳定组分分离、脱除。渣油加氢未转化油中含有的不稳定组分受电场作用，在电场方向上移动、聚集，通过设置的电极结构，可以将这些不稳定组分在局部浓缩、脱除。净化后的未转化油中不稳定组分大幅降低，进入二次加工装置作为原料，重新加工利用，提高炼厂轻油收率；浓缩了绝大部分不稳定组分的尾油则送去尾油处理装置。
通过如此处理，可以用较低的能耗改善未转化油二次加工性能，提高炼厂轻油收率，延长装置运行周期。
本实施例中，渣油加氢未转化油为渣油加氢裂化反应后经减压塔分离所得，即上游的渣油原料经渣油加氢裂化反应后再经渣油加氢裂化分离系统中的减压塔分离得到的产物为本实施例所称的渣油加氢未转化油。
本实施例中，上述渣油加氢裂化反应可以是常见的沸腾床渣油加氢工艺、悬浮床渣油加氢工艺中的一种；优选地，为沸腾床渣油加氢工艺。可以理解的是，不同的渣油加氢工艺所得产物分布有所不同，但是都能适用本实施例所提供的处理工艺。
本实施例中，所述电场处理器的电场为直流电场、交流电场、脉冲电场、交直流电场中的一种或多种的组合；优选地，为直流电场。作为本实施例更进一步的优选，电场处理器的电场强度为500～50000V/cm；优选地，电场强度为800～25000V/cm；更优选地，为1000～18000V/cm。可以理解的是，本实施例中施加的高压电场强度可以是1000V/cm、2000V/cm、3000V/cm、4000V/cm、5000V/cm、6000V/cm、7000V/cm、8000V/cm、9000V/cm、10000V/cm、11000V/cm、12000V/cm、13000V/cm、14000V/cm、15000V/cm、16000V/cm、17000V/cm、18000V/cm中的任一项或者任意两者之间的范围值。
本实施例中，渣油加氢未转化油在电场处理器中的停留时间为0.1～4h；优选地，为0.5～2h。可以理解的是，本实施例中渣油加氢未转化油的停留时间可以为0.5h、1h、1.5h、2h、2.5h、3h、3.5h、4h中的任一项或者任意两者之间的范围值。
本实施例中，电场处理器的操作温度为120～370℃；优选地，为150～250℃。可以理解的是，本实施例中电场处理器的操作温度可以为150℃、160℃、170℃、180℃、190℃、200℃、210℃、220℃、230℃、240℃、250℃中的任一项或者任意两者之间的范围值，具体的操作温度可根据渣油加氢未转化油从渣油加氢产物分离系统的减压塔塔底出来的实际温度而定。需要特别强调的是，本发明中并不对具体的电场处理器结构进行具体限定，其为本领域技术人员所掌握的常规现有技术，以能实现施加高压电场即可。
本实施例中，渣油加氢未转化油经电场处理器处理后，净化未转化油的收率为20～99％；优选地，为40～80％。可以理解的是，本实施例中净化未转化油的收率可以为40％、45％、50％、55％、60％、65％、70％、75％、80％中的任一项或者任意两者之间的范围值。控制净化未转化油的出料占比，其目的是控制未转化油的质量，净化未转化油的占比越低，其灰分越低，性质越好，能进入的二次加工装置可选择性越多，可以根据生产实际需要灵活调整其占比。
本实施例中，所述二次加工装置选自减压分馏塔、催化裂化装置、渣油加氢装置、溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或多种；其选择可以根据生产需要灵活调整。
作为上述技术方案的优选的其中一种方案，二次加工装置为第二减压塔。参见图2所示，其具体流程为：上游渣油原料依次经渣油加氢裂化反应、渣油加氢裂化分离系统中的减压塔分离得到的渣油加氢未转化油先进入电场处理器进行处理，得到的净化未转化油送入第二减压塔(减压分馏塔)进行分离，将净化未转化油中的轻质组分尽可能多的拔出，得蜡油组分；第二减压塔中的其余油分可返回渣油加氢裂化反应器、掺炼催化裂化或进入尾油处理装置处理；电场处理器得到的尾油直接送入尾油处理装置进行处理。
作为上述技术方案的优选的其中一种方案，二次加工装置为渣油加氢装置。参见图3所示，其具体流程为：上游渣油原料依次经渣油加氢裂化反应、渣油加氢裂化分离系统中的减压塔分离得到的渣油加氢未转化油先进入电场处理器进行处理，得到的净化未转化油直接与上游的渣油原料混合后一起进入渣油加氢裂化装置进行处理，即净化未转化油按一定比例掺入新鲜原料，作为渣油加氢裂化装置的进料，循环利用；电场处理器得到的尾油直接送入尾油处理装置进行处理。
作为上述技术方案的优选的其中一种方案，二次加工装置为渣油加氢裂化分离系统中的减压塔，参见图4所示，其具体流程为：上游渣油原料依次经渣油加氢裂化反应、渣油加氢裂化分离系统中的减压塔分离得到的渣油加氢未转化油先进入电场处理器进行处理，得到的净化未转化油直接返回前述渣油加氢裂化分离系统中的减压塔；电场处理器得到的尾油直接送入尾油处理装置进行处理。
显然，二次加工装置的灵活选择拓宽了净化未转化油的加工方式，便于丰富渣油加工的产品。
本实施例中，所述尾油处理装置选自溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或两种；优选地，为溶剂脱沥青装置。可以理解的是，溶剂脱沥青装置、焦化装置处理尾油都可以是现有的加工装置或工艺，本实施例中并不对其工艺或装置结构做具体的描述。
可以看到，本实施例中，原料渣油经过渣油加氢裂化反应后，进入反应产物分离系统，分离系统的减压塔塔底出料为未转化油，将渣油加氢未转化油引入电场处理器进行电场处理，通过电场作用，将渣油加氢未转化油中的沥青质、焦炭颗粒、催化剂颗粒等不稳定组分聚集、分离，实现渣油加氢未转化油的净化，得到净化未转化油和富集了易析出、结焦的不稳定组分的尾油。渣油加氢裂化未转化油净化处理方法可以用较低的能耗降低渣油加氢裂化分离系统结焦倾向，提高炼厂轻油收率，改善未转化油二次加工性能。
以下结合具体实施例对本发明的一种渣油加氢未转化油净化处理方法进一步进行阐述。需要说明的是，本发明各实施例及对比例中，渣油加氢未转化油均来源于某炼厂沸腾床渣油加氢产物分离系统减压塔塔底出料。
实施例1
一种渣油加氢未转化油净化处理方法，包括如下步骤：
以渣油加氢未转化油为原料，加热至200℃后送入电场处理器中进行加电处理，施加电场强度为2000V/cm的高压电场，处理时间为0.5h，电场处理器的两端出料得净化未转化油和尾油，控制净化未转化油的出料量为进料未转化油质量流量的80％，其余20％为尾油；随后，将尾油送入溶剂脱沥青装置进行处理；将净化未转化油加热至390℃后送入减压装置(实验室模拟，进料温度390℃，13层塔板，塔顶真空度95kPa)中，连续运行76h，装置能持续正常运行。
结束后，将塔内油样卸净，刮取减压塔内壁以及塔板上的固态焦状物；将收集的物质用干燥、已知重量的滤纸包好，用甲苯进行抽提，直至抽提液呈无色；将滤包称重，得到减压塔内结焦质量，根据物料流量计算结焦率。
在处理过程中，取部分净化未转化油，快速升温至400℃进行结焦试验，具体方法为：一定质量的原料在反应釜中搅拌、升温，系统保持自压，升温至350℃后，将反应釜置于结焦温度的金属浴中迅速升温至400℃，保持30min，结焦试验完成后迅速冷却降温，测量反应釜内油品中及反应釜器壁上的甲苯不溶物总量。
实施例2
一种渣油加氢未转化油净化处理方法，包括如下步骤：
以渣油加氢未转化油为原料，加热至200℃后送入电场处理器中进行加电处理，施加电场强度为10000V/cm的高压电场，处理时间为0.5h，电场处理器的两端出料得净化未转化油和尾油，控制净化未转化油的出料量为进料未转化油质量流量的80％，其余20％为尾油；随后，将尾油送入溶剂脱沥青装置进行处理；将净化未转化油加热至390℃后送入减压装置(实验室模拟，进料温度390℃，13层塔板，塔顶真空度95kPa)中，连续运行76h，装置能持续正常运行。
结束后，将塔内油样卸净，刮取减压塔内壁以及塔板上的固态焦状物；将收集的物质用干燥、已知重量的滤纸包好，用甲苯进行抽提，直至抽提液呈无色；将滤包称重，得到减压塔内结焦质量，根据物料流量计算结焦率。
在处理过程中，取部分净化未转化油，快速升温至400℃进行结焦试验，具体方法为：一定质量的原料在反应釜中搅拌、升温，系统保持自压，升温至350℃后，将反应釜置于结焦温度的金属浴中迅速升温至400℃，保持30min，结焦试验完成后迅速冷却降温，测量反应釜内油品中及反应釜器壁上的甲苯不溶物总量。
实施例3
一种渣油加氢未转化油净化处理方法，包括如下步骤：
以渣油加氢未转化油为原料，加热至200℃后送入电场处理器中进行加电处理，施加电场强度为10000V/cm的高压电场，处理时间为1.5h，电场处理器的两端出料得净化未转化油和尾油，控制净化未转化油的出料量为进料未转化油质量流量的80％，其余20％为尾油；随后，将尾油送入溶剂脱沥青装置进行处理；将净化未转化油加热至390℃后送入减压装置(实验室模拟，进料温度390℃，13层塔板，塔顶真空度95kPa)中，连续运行76h，装置能持续正常运行。
结束后，将塔内油样卸净，刮取减压塔内壁以及塔板上的固态焦状物；将收集的物质用干燥、已知重量的滤纸包好，用甲苯进行抽提，直至抽提液呈无色；将滤包称重，得到减压塔内结焦质量，根据物料流量计算结焦率。
在处理过程中，取部分净化未转化油，快速升温至400℃进行结焦试验，具体方法为：一定质量的原料在反应釜中搅拌、升温，系统保持自压，升温至350℃后，将反应釜置于结焦温度的金属浴中迅速升温至400℃，保持30min，结焦试验完成后迅速冷却降温，测量反应釜内油品中及反应釜器壁上的甲苯不溶物总量。
实施例4
一种渣油加氢未转化油净化处理方法，包括如下步骤：
以渣油加氢未转化油为原料，加热至200℃后送入电场处理器中进行加电处理，施加电场强度为10000V/cm的高压电场，处理时间为1.5h，电场处理器的两端出料得净化未转化油和尾油，控制净化未转化油的出料量为进料未转化油质量流量的50％，其余50％为尾油；随后，将尾油送入沥青装置进行处理；将净化未转化油加热至390℃后送入减压装置(实验室模拟，进料温度390℃，13层塔板，塔顶真空度95kPa)中，连续运行76h，装置能持续正常运行。
结束后，将塔内油样卸净，刮取减压塔内壁以及塔板上的固态焦状物；将收集的物质用干燥、已知重量的滤纸包好，用甲苯进行抽提，直至抽提液呈无色；将滤包称重，得到减压塔内结焦质量，根据物料流量计算结焦率。
在处理过程中，取部分净化未转化油，快速升温至400℃进行结焦试验，具体方法为：一定质量的原料在反应釜中搅拌、升温，系统保持自压，升温至350℃后，将反应釜置于结焦温度的金属浴中迅速升温至400℃，保持30min，结焦试验完成后迅速冷却降温，测量反应釜内油品中及反应釜器壁上的甲苯不溶物总量。
对比例1
将渣油加氢未转化油原料加热至390℃后直接送入减压装置(实验室模拟，进料温度390℃，13层塔板，塔顶真空度95kPa)中，连续运行12h后，加热炉严重结焦。
同时，将渣油加氢未转化油原料快速升温至400℃进行结焦试验，具体方法为：一定质量的原料在反应釜中搅拌、升温，系统保持自压，升温至350℃后，将反应釜置于结焦温度的金属浴中迅速升温至400℃，保持30min，结焦试验完成后迅速冷却降温，测量反应釜内油品中及反应釜器壁上的甲苯不溶物总量。
对本发明实施例中的净化未转化油及渣油加氢未转化油原料进行分析测试，并测量净化未转化油进行结焦试验后生焦量的情况，渣油加氢未转化油的性质见表1，净化未转化油的数据如表2所示。
表1渣油加氢未转化油的性质
表2未转化油性质分析结果
| 序号 | 油样 | 灰分，％ | 生焦率，％ |
| 对比例1 | 原料未转化油 | 0.054 | 1.238 |
| 实施例1 | 净化未转化油 | 0.035 | 0.745 |
| 实施例2 | 净化未转化油 | 0.026 | 0.470 |
| 实施例3 | 净化未转化油 | 0.018 | 0.381 |
| 实施例4 | 净化未转化油 | 0.009 | 0.207 |
从表2中可以看到，实施例1～4中净化未转化油中灰分含量与原料未转化油的灰分含量相比可以知道，经过电场处理后，净化未转化油的灰分有明显降低。经电场处理后，净化未转化油在400℃结焦试验时，生焦率显著下降，说明净化未转化油的再加工性质明显得到改善，这从图5～图7的显微照片中同样可以得到验证。
将实施例4减压塔底油中的蜡油组分进行分析，结果如表3所示。
表3未转化油减压深拔模拟结果
| 序号 | 减压塔底油中<540℃组分，％ |
| 实施例4 | 8.13 |
渣油加氢未转化油原料中<540℃组分含量为27.80％。通过表3可以看出，经电场处理后的净化未转化油，再进行减压深拔时，塔底油中<540℃组分含量大幅降低，且对比原料未转化油，运行周期能大幅延长。
本发明通过上述实施例来说明本发明的技术构思，但本发明并不局限于上述实施例，即不意味着本发明必须依赖上述实施例才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明产品个别原料的等效替换及辅助成分的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
Claims (10)
1.一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，包括：先将渣油加氢未转化油送入电场处理器处理，得到净化未转化油和尾油；随后，将所述净化未转化油送入二次加工装置进行处理，将所述尾油送入尾油处理装置进行处理。
2.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，所述渣油加氢未转化油为渣油加氢裂化反应后经减压塔分离所得。
3.根据权利要求2所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，渣油加氢裂化反应选自沸腾床渣油加氢工艺、悬浮床渣油加氢工艺中的一种。
4.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，所述电场处理器的电场为直流电场、交流电场、脉冲电场、交直流电场中的一种或多种的组合。
5.根据权利要求4所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，电场处理器的电场强度为500～50000V/cm。
6.根据权利要求5所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，渣油加氢未转化油的停留时间为0.1～4h。
7.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，电场处理器的操作温度为120～370℃。
8.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，渣油加氢未转化油经电场处理器处理后，净化未转化油的质量收率为20～99％。
9.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，所述二次加工装置选自减压分馏塔、催化裂化装置、渣油加氢装置、溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或多种。
10.根据权利要求1所述的一种渣油加氢未转化油净化处理方法，其特征在于，所述尾油处理装置选自溶剂脱沥青装置、焦化装置中的一种或两种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210838103.XA CN115261059B (zh) | 2022-07-17 | 2022-07-17 | 一种渣油加氢未转化油净化处理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210838103.XA CN115261059B (zh) | 2022-07-17 | 2022-07-17 | 一种渣油加氢未转化油净化处理方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115261059A true CN115261059A (zh) | 2022-11-01 |
| CN115261059B CN115261059B (zh) | 2024-02-09 |
Family
ID=83765124
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210838103.XA Active CN115261059B (zh) | 2022-07-17 | 2022-07-17 | 一种渣油加氢未转化油净化处理方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115261059B (zh) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1148404A (zh) * | 1994-05-16 | 1997-04-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 提高烃类渣油质量的方法 |
| KR20090014653A (ko) * | 2007-08-06 | 2009-02-11 | 에스케이에너지 주식회사 | 탈황공정용 고압반응기의 열전대 차폐장치 |
| WO2014022082A2 (en) * | 2012-08-03 | 2014-02-06 | Lummus Technology Inc. | Residue hydrocracking |
| WO2019104243A1 (en) * | 2017-11-21 | 2019-05-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and system for upgrading hydrocracker unconverted heavy oil |
| CN110055096A (zh) * | 2019-05-09 | 2019-07-26 | 中石化炼化工程（集团）股份有限公司 | 降低渣油中金属含量的方法及其系统和渣油加氢的方法 |
| CN110607191A (zh) * | 2018-06-15 | 2019-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 渣油加氢处理和光亮油生产组合工艺 |
| CN111484872A (zh) * | 2020-04-17 | 2020-08-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渣油脱金属方法 |
| CN113265270A (zh) * | 2021-05-21 | 2021-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 沸腾床渣油加氢工艺及沸腾床渣油加氢装置 |
| CN114426866A (zh) * | 2022-01-12 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 脱除渣油中金属的方法、装置及应用 |
-
2022
- 2022-07-17 CN CN202210838103.XA patent/CN115261059B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1148404A (zh) * | 1994-05-16 | 1997-04-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 提高烃类渣油质量的方法 |
| US5746907A (en) * | 1994-05-16 | 1998-05-05 | Shell Oil Company | Method to remove metals from residuals |
| KR20090014653A (ko) * | 2007-08-06 | 2009-02-11 | 에스케이에너지 주식회사 | 탈황공정용 고압반응기의 열전대 차폐장치 |
| WO2014022082A2 (en) * | 2012-08-03 | 2014-02-06 | Lummus Technology Inc. | Residue hydrocracking |
| WO2019104243A1 (en) * | 2017-11-21 | 2019-05-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and system for upgrading hydrocracker unconverted heavy oil |
| CN110607191A (zh) * | 2018-06-15 | 2019-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 渣油加氢处理和光亮油生产组合工艺 |
| CN110055096A (zh) * | 2019-05-09 | 2019-07-26 | 中石化炼化工程（集团）股份有限公司 | 降低渣油中金属含量的方法及其系统和渣油加氢的方法 |
| CN111484872A (zh) * | 2020-04-17 | 2020-08-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渣油脱金属方法 |
| CN113265270A (zh) * | 2021-05-21 | 2021-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 沸腾床渣油加氢工艺及沸腾床渣油加氢装置 |
| CN114426866A (zh) * | 2022-01-12 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 脱除渣油中金属的方法、装置及应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115261059B (zh) | 2024-02-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10421915B2 (en) | Crude bio oil pretreatment and upgrading | |
| CN101597511B (zh) | 一种超重原油改质处理的工艺方法 | |
| RU2686152C1 (ru) | Способ получения нефтяного игольчатого кокса | |
| CN106433775B (zh) | 一种煤油共炼方法及其装置 | |
| RU2314333C1 (ru) | Способ замедленного коксования | |
| US4441989A (en) | Process and apparatus for thermal cracking and fractionation of hydrocarbons | |
| CN1212369C (zh) | 一种低循环比的延迟焦化工艺方法 | |
| RU2729191C1 (ru) | Метод получения кокса нефтяного игольчатого | |
| CN115261059B (zh) | 一种渣油加氢未转化油净化处理方法 | |
| CN105505462B (zh) | 重油催化裂化方法和装置 | |
| CN115537231B (zh) | 一种改变物料流向而实现减油增化的方法 | |
| CN103275758B (zh) | 一种重油全馏份加氢处理方法及系统 | |
| CN115216335A (zh) | 一种针状焦生产工艺 | |
| CN105505459B (zh) | 重油催化裂化方法和装置 | |
| CN105623693B (zh) | 一种制备针状焦原料的方法 | |
| JPH02302493A (ja) | 高品位石油タールピッチの製造方法 | |
| CN207159148U (zh) | 一种含煤粉煤焦油的净化系统 | |
| CN106753553B (zh) | 一种渣油/煤焦油轻质化生产碳微球的装置及方法 | |
| CN105419868B (zh) | 重油催化裂化方法和装置 | |
| CN206279164U (zh) | 一种煤焦油最大化生产轻质燃料和针状焦的系统 | |
| CN115895718B (zh) | 一种脱油沥青加氢裂化处理方法 | |
| CN105505460B (zh) | 重油催化裂化方法和装置 | |
| RU2372373C1 (ru) | Способ замедленного коксования нефтяных остатков | |
| US20240327716A1 (en) | Hydrotreatment of Vegetable Biomass | |
| RU2785501C1 (ru) | Способ производства нефтяного игольчатого кокса замедленным коксованием и установка для реализации такого способа |
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 |