[go: up one dir, main page]

CN106701172A - 一种渣油加氢处理方法 - Google Patents

一种渣油加氢处理方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106701172A
CN106701172A CN201510769160.7A CN201510769160A CN106701172A CN 106701172 A CN106701172 A CN 106701172A CN 201510769160 A CN201510769160 A CN 201510769160A CN 106701172 A CN106701172 A CN 106701172A
Authority
CN
China
Prior art keywords
weighted bmo
bmo spaces
reactor
reaction zone
weighted
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
Application number
CN201510769160.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106701172B (zh
Inventor
刘铁斌
耿新国
翁延博
李洪广
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.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
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
Priority to CN201510769160.7A priority Critical patent/CN106701172B/zh
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to EP16863564.7A priority patent/EP3375847B1/en
Priority to US15/775,694 priority patent/US11001768B2/en
Priority to DK16863564.7T priority patent/DK3375847T3/da
Priority to CA3005154A priority patent/CA3005154C/en
Priority to KR1020187016757A priority patent/KR102097650B1/ko
Priority to RU2018119500A priority patent/RU2685266C1/ru
Priority to SG11201804018XA priority patent/SG11201804018XA/en
Priority to PCT/CN2016/104206 priority patent/WO2017080387A1/zh
Priority to TW105135887A priority patent/TWI700362B/zh
Publication of CN106701172A publication Critical patent/CN106701172A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106701172B publication Critical patent/CN106701172B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/08—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/72—Controlling or regulating
    • 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
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1003—Waste materials
    • C10G2300/1007—Used oils

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

本发明公开了一种渣油加氢处理方法，所述方法包括以下内容：渣油原料与氢气混合后依次经过串联设置的加氢预处理反应区和加氢处理反应区，所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，当所述加氢预处理反应区中任一台加氢预处理反应器的压降达到设计上限的50%～80%，优选60%～70%时，将该加氢预处理反应器从加氢预处理反应区中切出，同时将该切出的加氢预处理反应器与加氢预处理反应区和加氢处理反应区以串联的方式连接起来。本发明方法可以延长装置的稳定运作周期。

Description

一种渣油加氢处理方法
技术领域
本发明涉及一种重油轻质化方法，特别是涉及一种采用加氢工艺处理重油的方法。
背景技术
目前，国内外油品市场对汽煤柴等油品的需求特别是对车用汽油的需求仍将呈持续上升的趋势，而对重燃料油等重质油品的需求则呈下降趋势。同时，在全球范围内原油性质日趋变差，环保法规日趋严格，对油品质量提出了日益严格的要求。因此，如何能以较经济合理的代价实现重油轻质化和汽柴油产品质量持续升级已成为国内外炼油业界关注的焦点。
渣油加氢处理工艺的主要目的是通过加氢处理，使渣油原料中的硫、氮、金属等杂质含量大幅降低，稠环芳烃、胶质、沥青质等非理想组分加氢转化，提高氢碳比，降低残炭含量，使其裂化性能得到明显改善。固定床渣油加氢技术是一种重油深度加工技术，在装有特定催化剂的固定床反应器中，在高温高压的临氢条件下，对常压或减压渣油进行脱硫、脱氮、脱金属等，以最大限度地获取轻质产品，是渣油轻质化的重要手段之一。固定床渣油加氢技术以其液体产品收率高，产品质量好，生产灵活性强，废物、废料少，环境友好，投资回报率高等优点，得到越来越广泛的应用。
固定床渣油加氢处理过程反应部分反应器的设置一般由多个反应器或床层串联使用，根据原来油的性质、反应条件和目的产物要求优化催化剂的剂型、按照不同的物理性质、催化剂活性和各类催化剂比例进行级配装填。固定床渣油加氢技术尽管具有诸多优点，但在生产过程中，却容易出现反应器压力降增大的现象。工业运转表明，反应器压力降增大是制约装置满负荷生产和长周期运转的重要因素之一。尤其是多台反应器串联，前置的反应器由于承担了70%以上的脱金属反应负荷，金属硫化物沉积在催化剂床层，到了运行中后期不可避免的出现压降快速增长，而后面的反应器由于脱金属负荷明显偏低，压降增长较慢。这就出现了前部反应器和后部反应器负荷分配不均，影响了装置的运行周期和装置的稳定运行。
CN103059928A公开了一种加氢处理装置及其应用和渣油加氢处理方法。该发明提供一种及其处理装置，该装置包括一次串联的加氢保户单元和主加氢处理单元。所述的加氢保护单元包括并联的主加氢保护反应器和备用加氢保护反应器，并且主加氢保护反应器体积大于备用保护反应器。在加氢处理过程中，主加氢保护反应器与备用加氢保护反应器交替使用。该工艺方法将主加氢保护反应器和备用加氢保护反应器切换操作，能够加工高钙高金属含量的渣油，缺点是闲置了一台反应器，增加投资降低了反应器利用率，而且不能从跟不上解决前置反应器压降增长问题。
CN1393515A公开了一种渣油加氢处理的方法。该方法是在重渣油加氢反应系统中的第一个反应器增设一个或多个进料口，同时改变原有的催化剂级配，当一反催化剂床层压降为装置设计压降的0.4～0.8倍时，依次改用下一进料口，同时原有的进料口可进循环油或循环油与原来油的混合油，用该工艺能有效地防止床层压降和延长装置的运转周期，而且可以增加装置的处理能力，有助于改善物流分配。缺点是感应器制造成本增加，使初始压降增大，器内体积利用率降低等。
CN103059931A公开了一种渣油加氢处理的方法。该方法是在加氢处理反应条件下，渣油原料和氢气一次通过串联的多台反应器，当装置运行700～4000小时后进行分流操作，降低一反进料量或保持一反进料量不变，增加一反和最后一个反应器中间的各反应器的进料量，增加的原料渣油在中间反应器的入口注入。该方法通过改变各反进料负荷来缓解压降的增长，但不能从根本上改变前置反应器压降的增长趋势，工业实际运行来看，压降一旦开始增长会很快达到设计上限，而且改变各反入口进料不利于装置的稳定运行。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供了一种渣油加氢处理方法。该方法工艺流程简单，仅需要对现有装置进行简单改进，就可以大幅延长渣油加氢装置的运转周期，并可以使催化剂的利用效率实现最大化。
现有渣油加氢处理技术，所有反应器采用串联的工艺流程，因此需要在第一台反应器装填大量的保护剂以沉积原料中的杂质和垢物，这样操作会导致第一台保护反应器内装填的催化剂系统由于活性较低，脱金属负荷较低，某些情况下到了装置运行末期反应器压降仍然很低，使得整体催化剂的脱、容金属化合物的能力降低。如果提高其催化剂活性又会造成压降的快速增长，缩短运行周期，而后续的催化剂性能还没有完全发挥，保持第一台保护反应器催化剂适当的活性很难控制，而且在渣油加氢装置整个运行过程中存在很多因素如紧急开停工、原料性质波动、或者原料中Fe，Ca杂质突然增高等，因此通常的做法仍然是保持一反保护反应器催化剂较低的反应的活性，其主要作用拦截和沉积原料中的杂质和垢物，仅仅进行较低的脱金属反应，通常是该反应器反应温升较低，压降在整个运行周期维持在较低的水平，这样就要求在后续的脱金属反应器装填大量的脱金属催化剂主要进行脱金属反应以及为容纳加氢脱除的金属化合物和积碳提供足够的空间，这样不可避免的造成在该脱金属反应器沉积大量的金属，脱金属反应负荷较大，通常是该反应器反应温升最高，尽管运行初期反应器压降较低，但是到了运行至中期或者后期压降该反应器的压降最先增长，且增长最快，成为制约运行周期的主要因素。
本发明提供一种渣油加氢处理方法，所述方法包括以下内容：渣油原料与氢气混合后依次经过串联设置的加氢预处理反应区和加氢处理反应区，所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，当所述加氢预处理反应区中任一台加氢预处理反应器的压降达到设计上限的50%～80%，优选60%～70%时，将该加氢预处理反应器从加氢预处理反应区中切出，并将该加氢预处理反应器命名为切出的加氢预处理反应器I，并按照物料依次经过加氢预处理反应区、切出的加氢预处理反应器I、加氢处理反应区的顺序将该切出的加氢预处理反应器与加氢预处理反应区和加氢处理反应区以串联的方式连接起来，此时该切出的加氢预处理反应器的进料是除该切出的加氢预处理反应器之外的加氢预处理反应器的反应流出物，当下一个加氢预处理反应器的压降达到设计上限的50%～80%，优选60%～70%时，将该加氢预处理反应器从加氢预处理反应区中切出，并将该切出的加氢预处理反应器命名为切出的加氢预处理反应器II，并按照物料依次经过加氢预处理反应区、切出的加氢预处理反应器II、切出的加氢预处理反应器I、加氢处理反应区的顺序将该切出的加氢预处理反应器II与加氢预处理反应区和切出的加氢预处理反应器I以串联的方式连接，此时切出的加氢预处理反应器II的进料是加氢预处理反应区除已切出的加氢预处理反应器之外的其余加氢预处理反应器的反应流出物，按照上述方式，直至所有的加氢预处理反应器全部都以串联的方式连接。
本发明渣油加氢处理方法中，所述加氢预处理反应区中的所有加氢预处理反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%，可以通过工艺条件设置和催化剂床层性质的差异使得加氢预处理反应区各台反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%。具体可以通过控制各个加氢预处理反应器内不同的催化剂装填高度，不同的进料量，不同的进料性质，不同的操作条件，相同的装填高度条件下可以采用不同的催化剂装填密度等手段中的一种或几种来实现各个加氢预处理反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%。
如上所述，当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的催化剂装填密度时，所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器中，最大装填密度为400kg/m3～600kg/m3，优选为450 kg/m3～550kg/m3；最小装填密度为300kg/m3～550kg/m3，优选为350kg/m3～450kg/m3。装填密度最接近的两台加氢预处理反应器的催化剂装填密度差值为30～200kg/m3，优选为50～150kg/m3。首先将被切出的加氢预处理反应器的催化剂装填密度最大，最后被切出的加氢预处理反应器的催化剂装填密度最小。所述不同装填密度可以通过不同类型的催化剂级配装填实现，如可以通过加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂以不同的比例实现各台加氢预处理反应器中的催化剂装填密度不同。
如上所述，当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的进料量时，进料量最接近的两台加氢预处理反应器的进料体积空速之比为1.1~3.0，优选为1.1~1.5。
如上所述，当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的进料性质时，进料性质最接近的两台加氢预处理反应器的金属含量差值为5~50µg/g，优选为10~30µg/g。
如上所述，当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的操作条件时，可以控制操作压力和体积空速最接近的两台加氢预处理反应器的操作条件中，操作温度差值为2~30℃，优选为5~20℃。
本发明渣油加氢处理方法中，所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，优选包括3～6台并联设置的加氢预处理反应器，更优选包括3台或4台并联设置的加氢预处理反应器。所述的加氢处理反应区包括1～5台串联设置的加氢处理反应器，优选包括1～2台串联设置的加氢处理反应器。
本发明渣油加氢处理方法中，所述加氢预处理反应区的操作条件为：反应温度为370℃～420℃，优选为380℃～400℃，反应压力为10MPa～25MPa，优选为15MPa～20MPa；氢油体积比为300～1500，优选为500～800；原料油液时体积空速为0.15h-1～2.00h-1，优选为0.3h-1～1.00h-1。加氢预处理反应区的平均反应温度明显高于现有技术的渣油加氢脱金属反应器的反应温度，现有技术的渣油加氢脱金属反应温度通常为350℃～390℃。本方法中前部设置的加氢预处理反应区通过工艺流程的优化，消除了压降增长限制周期的不利因素，可以在高温下操作，另外相对高的反应温度有利于所装填的催化剂体系性能的发挥，有利于大分子的加氢转化和杂质的脱除。
本发明渣油加氢处理方法中，所述加氢处理反应区的操作条件为反应温度为370℃～430℃，优选为380℃～410℃，反应压力为10MPa～25MPa，优选为15MPa～20MPa；氢油体积比为300～1500，优选为400～800；原料油液时体积空速为0.15h-1～0.80h-1，优选为0.2h-1～0.60h-1。
本发明渣油加氢处理方法中，渣油加氢技术采用固定床渣油加氢处理技术，所述加氢预处理反应区的各个加氢预处理反应器中可以装填加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂、加氢脱氮残炭转化催化剂中的一种或几种，所述加氢处理反应区中可以装填加氢脱硫催化剂和加氢脱氮残炭转化催化剂中的一种或几种，所述加氢保护剂、加氢脱金属催化剂、加氢脱硫催化剂、加氢脱氮残炭转化催化剂均为固定床渣油加氢处理过程所用的催化剂。上述催化剂一般都是以多孔耐熔无机氧化物如氧化铝为载体，第VIB族和/或VIII族金属如W、Mo、Co、Ni等的氧化物为活性组分，选择性地加入其它各种助剂如P、Si、F、B等元素的催化剂，例如由中国石油化工股份有限公司催化剂分公司生产的FZC系列渣油加氢处理催化剂。
本发明渣油加氢处理方法中，所述的原料渣油可以是常压渣油也可以是减压渣油，通常还含有直馏蜡油，减压蜡油，二次加工蜡油和催化回炼油中的一种或几种。所述的渣油原料性质为：硫含量不大于4wt%，氮含量不大于0.7wt%，金属含量(Ni+V) 不大于120µg/g，残炭值不大于17wt%，沥青质含量不大于5wt%。
与现有技术相比，本发明渣油加氢方法有如下优点：
1、本发明渣油加氢方法中，所述加氢预处理反应区中包括并联的多台加氢预处理反应器，使得整个催化剂体系脱/容金属能力得到大幅提升。
2、本发明渣油加氢方法通过对加氢预处理反应区中的各个加氢预处理反应器内进行催化剂级配，使得反应器的压降增长至设定值时，通过工艺流程的改变，将其从加氢预处理反应区切出，更改优化其进料性质，使其压降不再快速增长，而是在可以控制范围内缓慢增长直至装置停工，进而使某个加氢预处理反应器的压降不会制约整个装置的运行周期。
3、本发明渣油加氢方法通过对加氢预处理反应区催化剂性能和工艺参数的优化调整，与后续的高活性脱硫脱残炭催化剂的配合，使得在提高整体催化剂的脱/容金属能力的同时脱硫脱残炭性能得到保证。
4、本发明渣油加氢方法通过将加氢预处理反应区各个加氢预处理反应器从并联到串联切换操作方式的调整解决了反应器压降快速增长的难题，同时增加了装置的操作灵活性和原料适应能力；
5、本发明渣油加氢方法通过设置加氢预处理反应器并联形式大幅增加催化剂体系的容金属量，使得体系的稳定性增强，使得装置压降的增长能够得到控制，延长装置运行周期。
6、本发明渣油加氢方法可以最大程度实现各类催化剂同步失活，从而提高装置的运行效率，提高经济效益。
本发明渣油加氢处理方法中，所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器中，按照物料流动方向，加氢预处理反应器内依次装填加氢保护剂和加氢脱金属催化剂，还可以在加氢脱金属催化剂下方选择性装填加氢脱硫催化剂。这样的催化剂装填方式，使得整个体系脱/容金属能力得到大幅提升，同时通过催化剂级配的调整使得各个预处理反应器的压降增长在控制范围内。加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器装填的催化剂体系以脱/容金属功能为主，使得脱金属性能提升的同时，强化对原料中大分子如胶质沥青质的加氢转化的能力，为后续深度脱硫和残炭的转化奠定基础，使得加氢脱硫反应区有利于进一步深度反应，因此与常规技术相比，尽管加氢脱金属催化剂的比例有一定的提高，但是整体的脱硫活性和残炭的加氢转化性能不但没有降低反而是得到了提高。
附图说明
图1为本发明所述方法的工艺流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明所提供的方法进行进一步的说明，但不因此而限制本发明。
如图1所示，本发明渣油加氢处理方法包括以下内容：渣油原料与氢气混合后的物料F经进料管线1、进料管线2和进料管线3进入串联设置的加氢预处理反应区和加氢脱硫反应区，所述加氢预处理反应区包括三台并联设置的加氢预处理反应器，分别为加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C的进料口分别与进料管线1、进料管线2和进料管线3连接，所述加氢预处理反应器A的出口分三路，第一路经管线6与加氢预处理反应器B的进料口连接，第二路经管线7与加氢预处理反应器C的进料口连接，第三路经管线10与加氢脱硫反应器D连接；所述加氢预处理反应器B的出口分三路，第一路经管线4与加氢预处理反应器A的进料口连接，第二路经管线5与加氢预处理反应器C得进料口连接，第三路经管线11与加氢脱硫反应器D连接；所述加氢预处理反应器C的出口分三路，第一路经管线8与加氢预处理反应器A的进料口连接，第二路经管线9与加氢预处理反应器B的进料口连接，第三路经管线12与加氢脱硫反应器D连接；所述管线1上设置有阀门101，所述管线2上设置有阀门102，所述管线3上设置有阀门103，所述管线4上设置有阀门104，所述管线5上设置有阀门105，所述管线6上设置有阀门106，所述管线7上设置有阀门107，所述管线8上设置有阀门108，所述管线9上设置有阀门109，所述管线10上设置有阀门1010，所述管线11上设置有阀门1011，所述管线12上设置有阀门1012，所述加氢脱硫反应器得到的生成油进入分离器15分离后得到得到液化气14和加氢生成油15，所述加氢生成油还可以进一步分馏成多种馏分。
本发明所述渣油加氢处理方法，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C可以按照任意顺序失活，一共包括如下6种过程
1、按照加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，关闭进料管线1的阀门101、管线11的阀门1011和管线12的阀门1012，打开管线8上的阀门108和管线4上的阀门104，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器B的压降达到临界值时，关闭进料管线2的阀门102、管线8的阀门108，打开管线9上的阀门109，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
2、按照加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器C、加氢预处理反应器B的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，关闭进料管线1的阀门101、管线11的阀门1011和管线12的阀门1012，打开管线8上的阀门108和管线4上的阀门104，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，关闭进料管线3的阀门103、管线4的阀门104，打开管线5上的阀门105，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
3、按照加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢预处理反应器A的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器B的压降达到临界值时，关闭进料管线2的阀门102、管线10的阀门1010和管线12的阀门1012，打开管线9上的阀门109和管线6上的阀门106，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，关闭进料管线3的阀门103、管线6的阀门106，打开管线7上的阀门107，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
4、按照加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器C的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器B的压降达到临界值时，关闭进料管线2的阀门102、管线10的阀门1010和管线12的阀门1012，打开管线9上的阀门109和管线6上的阀门106，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，关闭进料管线1的阀门101、管线9的阀门109，打开管线8上的阀门108，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
5、按照加氢预处理反应器C、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器A的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，关闭进料管线3的阀门103、管线10的阀门1010和管线11的阀门1011，打开管线7上的阀门107和管线5上的阀门105，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器B的压降达到临界值时，关闭进料管线2的阀门102、管线7的阀门107，打开管线6上的阀门106，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
6、按照加氢预处理反应器C、加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B的顺序失活
（1）开工时，管线1、管线2、管线3、管线10、管线11、管线12上的阀门101、阀门102、阀门103、阀门1010、阀门1011、阀门1012打开，管线4、管线5、管线6、管线7、管线8、管线9上的阀门104、阀门105、阀门106、阀门107、阀门108、阀门109关闭；
（2）当加氢预处理反应器C的压降达到临界值时，关闭进料管线3的阀门103、管线10的阀门1010和管线11的阀门1011，打开管线7上的阀门107和管线5上的阀门105，此时完成一次由并联到串联的切换操作；
（3）当加氢预处理反应器A的压降达到临界值时，关闭进料管线1的阀门101、管线5的阀门105，打开管线4上的阀门104，此时完成第2次由并联到串联的切换操作；
（4）当加氢预处理反应器B的压降达到临界值时，整个反应系统需要停工处理。
下面结合具体的实施例来说明本发明的效果，本发明所述实施例和比较例中所用原料包括三种，分别为原料A，原料B，原料C，具体性质见表1，所述实施例1～4中催化剂的装填方式见表2，所述比较例1～4中催化剂的装填方式见表3，所述实施例1～4的反应条件见表4，所述比较例1～4的反应条件见表5，所述实施例1～4和比较例1～4的反应结果见表6。所述比较例1-4中采用常规的串联工艺，其他分别与实施例1～4对应相同。本发明实施例中所述的加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C为样式，大小相同的反应器，所述比较例中的反应器A、反应器B、反应器C为样式，大小相同的反应器。
实施例1
实施例1所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C中都采用原料A，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C的催化剂总装量、进料性质和进料量完全相同，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢脱硫反应器D的催化剂按照表2中的方式装填，所述操作条件见表4，具体反应结果见表6。
实施例2
实施例2中，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C中都采用原料B，具体性质见表1，各反进料空速不同，所述加氢预处理反应器A液时体积空速为0.20h-1，加氢预处理反应器B液时体积空速为0.32h-1，加氢预处理反应器C液时体积空速为0.44h-1。加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C中采用相同的催化剂装填方式，催化剂装填方式见表2，所述各个反应器的操作条件见表4，具体反应结果见表6。
实施例3
实施例3中，所述加氢预处理反应器A中采用原料A、加氢预处理反应器B中采用原料B、加氢预处理反应器C中采用原料C，所用原料性质见表1。所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C的进料量相同，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C中采用相同的催化剂装填方式，催化剂装填方式见表2，所述各个反应器的操作条件见表4，具体反应结果见表6。
实施例4
实施例4中，所述加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C中采用原料C作为进料，且进料量完全相同。所述加氢预处理反应器A平均反应温度为365℃、加氢预处理反应器B平均反应温度为375℃、加氢预处理反应器C平均反应温度为385℃、加氢脱硫反应器D的平均反应温度为383℃，催化剂装填方式见表2，所述操作条件见表4，具体反应结果见表6。
比较例1
比较例１中也采用４个反应器，分别为反应器A、反应器B、反应器C、反应器D，反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用依次串联的形式连接。比较例1中所用原料A性质见表1，反应器A的进料量和进料性质与实施例1的总进料量和进料性质完全相同。所述反应器A、反应器B、反应器C和反应器D的催化剂总装量与实施例对应加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢脱硫反应器D相同，但是各个种类催化剂的装填量有所不同，按照表3中的方式装填，所述操作条件见表5，具体反应结果见表6。
比较例2
比较例2中也采用４个反应器，分别为反应器A、反应器B、反应器C、反应器D，反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用依次串联的形式连接。比较例2中采用原料B，性质见表1，反应器A入口与实施例2总的进料量和进料性质完全相同。所述反应器A、反应器B、反应器C和反应器D的催化剂总装量与实施例2对应的加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢脱硫反应器D相同，但是各个种类催化剂的装填量有所不同，按照表3中的方式装填，所述操作条件见表5。
比较例3
比较例3中也采用４个反应器，分别为反应器A、反应器B、反应器C、反应器D，反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用依次串联的形式连接。比较例3采用原料A，原料B，原料C等比例混合原料，对比例中反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用串联的形式，反应器A入口与实施例3总的进料量和混合进料性质相同。所述反应器A、反应器B、反应器C和反应器D的催化剂总装量与实施例对应加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢脱硫反应器D相同，但是各个种类催化剂的装填量有所不同，按照表3中的方式装填，所述操作条件见表5。
比较例4
比较例4中也采用４个反应器，分别为反应器A、反应器B、反应器C、反应器D，反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用依次串联的形式连接。比较例4采用原料C，性质见表1，对比例中反应器A、反应器B、反应器C和反应器D采用串联的形式，反应器A入口与实施例4总的进料量和进料性质相同。所述反应器A、反应器B、反应器C和反应器D的催化剂总装量与实施例对应加氢预处理反应器A、加氢预处理反应器B、加氢预处理反应器C、加氢脱硫反应器D相同，但是各个种类催化剂的装填量有所不同，按照表3中的方式装填，所述操作条件见表5。
表1 原料性质
表2 实施例1～4中催化剂装填方式
表3 对比例1～4中催化剂装填方式
表4实施例1～4的反应条件
表5对比例1～4的反应条件
表6 稳定运转周期和渣油加氢生成油性质
实施例1 比较例1 实施例2 比较例2
运转周期 9800小时，其中6000小时预处理反应器C压降达到设计值，8500小时预处理反应器B压降达到设计值 8430小时二反压降达到设计上限装置被迫停工。 9300小时，其中5800小时预处理反应器C压降达到设计值，8000小时预处理反应器B压降达到设计值 8200小时二反压降达到设计上限装置被迫停工。
密度(20℃)，g/cm3 935.9 938.8 933 934
S, wt% 0.46 0.45 0.38 0.40
N，µg.g-1 1473 1580 1560 1634
CCR，wt% 5.80 5.60 5.40 5.30
Ni＋V，µg.g-1 13.3 14.6 15 13
实施例3 比较例3 实施例4 比较例4
运转周期 11000小时，其中6800小时预处理反应器A压降达到设计值，8200小时预处理反应器B压降达到设计值 8430小时二反压降达到设计上限装置被迫停工。 9200小时，其中6800小时预处理反应器C压降达到设计值，8100小时预处理反应器B压降达到设计值 8800小时二反压降达到设计上限装置被迫停工。
密度(20℃)，g/cm3 933 930 928 929
S, wt% 0.46 0.43 0.39 0.37
N，µg.g-1 2130 2043 1930 2037
CCR，wt% 4.90 5.20 5.35 5.87
Ni＋V，µg.g-1 13.4 15.2 12.2 15.6

Claims (17)

1.一种渣油加氢处理方法，所述方法包括以下内容：渣油原料与氢气混合后依次经过串联设置的加氢预处理反应区和加氢处理反应区，所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，当所述加氢预处理反应区中任一台加氢预处理反应器的压降达到设计上限的50%～80%，优选60%～70%时，将该加氢预处理反应器从加氢预处理反应区中切出，并将该加氢预处理反应器命名为切出的加氢预处理反应器I，并按照物料依次经过加氢预处理反应区、切出的加氢预处理反应器I、加氢处理反应区的顺序将该切出的加氢预处理反应器与加氢预处理反应区和加氢处理反应区以串联的方式连接起来，此时该切出的加氢预处理反应器的进料是除该切出的加氢预处理反应器之外的加氢预处理反应器的反应流出物，当下一个加氢预处理反应器的压降达到设计上限的50%～80%，优选60%～70%时，将该加氢预处理反应器从加氢预处理反应区中切出，并将该切出的加氢预处理反应器命名为切出的加氢预处理反应器II，并按照物料依次经过加氢预处理反应区、切出的加氢预处理反应器II、切出的加氢预处理反应器I、加氢处理反应区的顺序将该切出的加氢预处理反应器II与加氢预处理反应区和切出的加氢预处理反应器I以串联的方式连接，此时切出的加氢预处理反应器II的进料是加氢预处理反应区除已切出的加氢预处理反应器之外的其余加氢预处理反应器的反应流出物，按照上述方式，直至所有的加氢预处理反应器全部都以串联的方式连接。
2.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述加氢预处理反应区中的所有加氢预处理反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%。
3.按照权利要求2所述的方法，其特征在于：通过工艺条件设置和催化剂床层性质的差异使得加氢预处理反应区各台反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%。
4.按照权利要求3所述的方法，其特征在于：通过控制各个加氢预处理反应器内不同的催化剂装填高度，不同的进料量，不同的进料性质，不同的操作条件，相同的装填高度条件下采用不同的催化剂装填密度中的一种或几种来实现各个加氢预处理反应器不同时达到压降设计上限的50%～80%。
5.按照权利要求4所述的方法，其特征在于：当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的催化剂装填密度时，所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器中，最大装填密度为400kg/m3～600kg/m3，优选为450 kg/m3～550kg/m3；最小装填密度为300kg/m3～550kg/m3，优选为350kg/m3～450kg/m3。
6.按照权利要求5所述的方法，其特征在于：所述装填密度最接近的两台加氢预处理反应器的催化剂装填密度差值为50～200kg/m3，优选为80～150kg/m3。
7.按照权利要求4所述的方法，其特征在于：当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的进料量时，进料量最接近的两台加氢预处理反应器的进料体积空速之比为1.1~3.0，优选为1.1~1.5。
8.按照权利要求4所述的方法，其特征在于：当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的进料性质时，进料性质最接近的两台加氢预处理反应器的金属含量差值为5~50µg/g，优选为10~30µg/g。
9.按照权利要求4所述的方法，其特征在于：当所述加氢预处理反应区并联的各个加氢预处理反应器采用不同的操作条件时，控制操作压力和体积空速最接近的两台加氢预处理反应器的操作条件中，操作温度差值为2~30℃，优选为5~20℃。
10.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，优选包括3～6台并联设置的加氢预处理反应器，更优选包括3台或4台并联设置的加氢预处理反应器。
11.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述加氢预处理反应区包括二台以上并联设置的加氢预处理反应器，优选包括3～6台并联设置的加氢预处理反应器，更优选包括3台或4台并联设置的加氢预处理反应器。
12.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的加氢处理反应区包括1～5台串联设置的加氢处理反应器，优选包括1～2台串联设置的加氢处理反应器。
13.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述加氢预处理反应区的操作条件为：反应温度为370℃～420℃，反应压力为10MPa～25MPa，氢油体积比为300～1500，原料油液时体积空速为0.15h-1～2.00h-1。
14.按照权利要求13所述的方法，其特征在于：所述加氢预处理反应区的操作条件为：反应温度为380℃～400℃，反应压力为15MPa～20MPa，氢油体积比为500～800，原料油液时体积空速为0.3h-1～1.00h-1。
15.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述加氢处理反应区的操作条件为：反应温度为370℃～430℃，反应压力为10MPa～25MPa，氢油体积比为300～1500，原料油液时体积空速为0.15h-1～0.80h-1。
16.按照权利要求15所述的方法，其特征在于：所述加氢处理反应区的操作条件为反应温度为380℃～410℃，反应压力为15MPa～20MPa，氢油体积比为400～800，原料油液时体积空速为0.2h-1～0.60h-1。
17.按照权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的原料渣油是常压渣油或者减压渣油，通常还含有直馏蜡油，减压蜡油，二次加工蜡油和催化回炼油中的一种或几种。
CN201510769160.7A 2015-11-12 2015-11-12 一种渣油加氢处理方法 Active CN106701172B (zh)

Priority Applications (10)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510769160.7A CN106701172B (zh) 2015-11-12 2015-11-12 一种渣油加氢处理方法
PCT/CN2016/104206 WO2017080387A1 (zh) 2015-11-12 2016-11-01 一种重油加氢处理系统和重油加氢处理方法
DK16863564.7T DK3375847T3 (da) 2015-11-12 2016-11-01 Tungoliehydrering-behandlingssystem og tungoliehydrering-behandlingsfremgangsmåde
CA3005154A CA3005154C (en) 2015-11-12 2016-11-01 Heavy oil hydrotreating system and heavy oil hydrotreating method
KR1020187016757A KR102097650B1 (ko) 2015-11-12 2016-11-01 중유 수소처리 시스템 및 중유 수소처리 방법
RU2018119500A RU2685266C1 (ru) 2015-11-12 2016-11-01 Система гидроочистки тяжелой нефти и способ гидроочистки тяжелой нефти
EP16863564.7A EP3375847B1 (en) 2015-11-12 2016-11-01 Heavy oil hydrogenation processing system and heavy oil hydrogenation processing method
US15/775,694 US11001768B2 (en) 2015-11-12 2016-11-01 Heavy oil hydrotreating system and heavy oil hydrotreating method
SG11201804018XA SG11201804018XA (en) 2015-11-12 2016-11-01 Heavy Oil Hydrotreating System and Heavy Oil Hydrotreating Method
TW105135887A TWI700362B (zh) 2015-11-12 2016-11-04 一種重油加氫處理系統和重油加氫處理方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510769160.7A CN106701172B (zh) 2015-11-12 2015-11-12 一种渣油加氢处理方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106701172A true CN106701172A (zh) 2017-05-24
CN106701172B CN106701172B (zh) 2018-06-12

Family

ID=58694468

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510769160.7A Active CN106701172B (zh) 2015-11-12 2015-11-12 一种渣油加氢处理方法

Country Status (10)

Country Link
US (1) US11001768B2 (zh)
EP (1) EP3375847B1 (zh)
KR (1) KR102097650B1 (zh)
CN (1) CN106701172B (zh)
CA (1) CA3005154C (zh)
DK (1) DK3375847T3 (zh)
RU (1) RU2685266C1 (zh)
SG (1) SG11201804018XA (zh)
TW (1) TWI700362B (zh)
WO (1) WO2017080387A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115895717A (zh) * 2021-09-30 2023-04-04 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢的方法和系统

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
US20190233741A1 (en) 2017-02-12 2019-08-01 Magēmā Technology, LLC Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil
US12071592B2 (en) 2017-02-12 2024-08-27 Magēmā Technology LLC Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US12025435B2 (en) 2017-02-12 2024-07-02 Magēmã Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US11788017B2 (en) 2017-02-12 2023-10-17 Magëmã Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil
CN112391199B (zh) * 2019-08-13 2022-09-27 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢装置和一种渣油加氢的方法
CN112705116B (zh) 2019-10-25 2021-10-08 中国石油化工股份有限公司 一种重油加氢反应器及加氢方法
WO2024175793A1 (en) * 2023-02-24 2024-08-29 Topsoe A/S Method for processing liquefied material

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6447671B1 (en) * 1999-03-25 2002-09-10 Institut Francais Du Petrole Process for converting heavy petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step and a hydrotreatment step
US20110073523A1 (en) * 2009-09-28 2011-03-31 China Petroleum & Chemical Corporation Catalytic conversion process for producing more diesel and propylene
CN102311786A (zh) * 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种延长装置运转周期的渣油加氢处理方法
CN102676218A (zh) * 2011-03-16 2012-09-19 中国石油化工股份有限公司 一种固定床渣油加氢工艺
US8696888B2 (en) * 2005-10-20 2014-04-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon resid processing

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3972686A (en) * 1974-01-31 1976-08-03 Universal Oil Products Company Device for loading catalyst particles into a reaction zone
US4017382A (en) * 1975-11-17 1977-04-12 Gulf Research & Development Company Hydrodesulfurization process with upstaged reactor zones
US5472928A (en) 1989-07-19 1995-12-05 Scheuerman; Georgieanna L. Catalyst, method and apparatus for an on-stream particle replacement system for countercurrent contact of a gas and liquid feed stream with a packed bed
AU2368795A (en) 1994-04-29 1995-11-29 Chevron U.S.A. Inc. Catalyst, method and apparatus for a particle replacement system for countercurrent feed-packed bed contact
EP0793701B1 (en) * 1994-11-25 1999-01-27 Kvaerner Process Technology Limited Multi-step hydrodesulfurization process
FR2784687B1 (fr) * 1998-10-14 2000-11-17 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen
AU2001226863A1 (en) * 2000-12-11 2002-06-24 Institut Francais Du Petrole Method for hydrotreatment of a heavy hydrocarbon fraction with switchable reactors and reactors capable of being shorted out
CN1144860C (zh) 2001-07-02 2004-04-07 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理方法
WO2009073436A2 (en) * 2007-11-28 2009-06-11 Saudi Arabian Oil Company Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils
CN101768468B (zh) * 2008-12-31 2013-11-06 中国石油化工股份有限公司 一种渣油的加氢方法
CN102041065B (zh) * 2009-10-21 2014-07-23 中国石油化工股份有限公司 一种焦化馏分油加氢处理方法
CN102041095B (zh) 2009-10-21 2013-11-06 中国石油化工股份有限公司 渣油加氢处理和催化裂化组合加工方法
CN102453530B (zh) * 2010-10-26 2015-05-20 中国石油化工股份有限公司 一种加工重质油品的加氢方法
FR2970261B1 (fr) * 2011-01-10 2013-05-03 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydrotraitement de charges lourdes d'hydrocarbures avec des reacteurs permutables incluant au moins une etape de permutation progressive
FR2981659B1 (fr) * 2011-10-20 2013-11-01 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre
CN103059931B (zh) 2011-10-21 2014-12-31 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理方法
CN103059928B (zh) 2011-10-24 2014-12-31 中国石油化工股份有限公司 一种加氢处理装置及其应用和渣油加氢处理方法
CN103540349B (zh) 2012-07-12 2016-02-10 中国石油天然气股份有限公司 一种延长催化剂使用寿命的劣质重油、渣油加氢处理组合工艺
CN104119954B (zh) 2013-04-23 2016-04-27 中国石油化工股份有限公司 一种重质原料油的处理方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6447671B1 (en) * 1999-03-25 2002-09-10 Institut Francais Du Petrole Process for converting heavy petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step and a hydrotreatment step
US8696888B2 (en) * 2005-10-20 2014-04-15 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon resid processing
US20110073523A1 (en) * 2009-09-28 2011-03-31 China Petroleum & Chemical Corporation Catalytic conversion process for producing more diesel and propylene
CN102311786A (zh) * 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种延长装置运转周期的渣油加氢处理方法
CN102676218A (zh) * 2011-03-16 2012-09-19 中国石油化工股份有限公司 一种固定床渣油加氢工艺

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
刘铁斌等: "渣油加氢与催化裂化深度联合工艺技术研究", 《当代化工》 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115895717A (zh) * 2021-09-30 2023-04-04 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢的方法和系统

Also Published As

Publication number Publication date
EP3375847A1 (en) 2018-09-19
CA3005154A1 (en) 2017-05-18
DK3375847T3 (da) 2020-10-19
US20180346828A1 (en) 2018-12-06
SG11201804018XA (en) 2018-06-28
EP3375847A4 (en) 2019-05-15
TW201716562A (zh) 2017-05-16
RU2685266C1 (ru) 2019-04-17
US11001768B2 (en) 2021-05-11
TWI700362B (zh) 2020-08-01
CN106701172B (zh) 2018-06-12
KR20180086212A (ko) 2018-07-30
CA3005154C (en) 2020-09-01
KR102097650B1 (ko) 2020-04-06
WO2017080387A1 (zh) 2017-05-18
EP3375847B1 (en) 2020-07-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106701172A (zh) 一种渣油加氢处理方法
CN101591565A (zh) 一种劣质汽油的加氢精制方法
CN103059938B (zh) 一种重烃类加氢处理方法
CN106701190B (zh) 一种处理劣质油品的工艺方法
CN106701192A (zh) 一种处理渣油的工艺方法
CN108102714B (zh) 一种重油转化组合工艺方法
CN106701189B (zh) 一种渣油加氢处理-催化裂化组合工艺方法
CN101333459B (zh) 一种加氢转化方法
CN106701187A (zh) 一种处理渣油的方法
CN103361111A (zh) 一种汽油加氢处理工艺的催化剂硫化方法
CN106701185A (zh) 一种渣油处理方法
CN108102706B (zh) 一种重油加氢处理方法
CN106701188A (zh) 一种重质油品处理工艺方法
CN110499188B (zh) 一种串联可轮换的固定床渣油加氢处理方法及系统
CN108102697B (zh) 一种重油加氢处理工艺方法及系统
CN106701191A (zh) 一种加氢处理-催化裂化工艺处理渣油的方法
CN106701175A (zh) 一种劣质油品处理工艺方法
CN108102715B (zh) 一种重油原料的加工方法
CN106701184B (zh) 一种组合工艺处理渣油的方法
CN108102700B (zh) 一种处理劣质油品的组合工艺方法和系统
CN108102705B (zh) 一种重油轻质化方法
CN110499189A (zh) 一种可轮换的固定床渣油加氢处理方法及系统
CN103059971A (zh) 一种蜡油加氢处理工艺的催化剂硫化方法
CN103357448A (zh) 一种航煤加氢工艺的催化剂硫化方法
CN108795487B (zh) 一种渣油加氢处理的方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant