本發(fā)明涉及一種原油預(yù)處理的方法，更具體的，是一種含硫/高硫原油加氫脫硫預(yù)處理的方法，屬于石油加工和石油化工
技術(shù)領(lǐng)域：
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背景技術(shù)：
：隨著常規(guī)原油儲(chǔ)量的逐步減少，世界煉油加工業(yè)正面臨著原油資源日益重質(zhì)化與劣質(zhì)化的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。世界原油的硫含量在不斷增加，目前硫含量在1％以上的原油占世界原油總產(chǎn)量的55％以上。近年來(lái)，隨著國(guó)際油價(jià)持續(xù)低位震蕩運(yùn)行，以及國(guó)內(nèi)油品市場(chǎng)的不斷發(fā)展變化，進(jìn)口原油已成為我國(guó)石化企業(yè)的主要原料。2015年，我國(guó)原油加工量為5.22億噸，原油進(jìn)口量3.355億噸，同比上漲8.8％，除新增石油儲(chǔ)備和庫(kù)存因素外，我國(guó)原油對(duì)外依存度達(dá)到60.6％，進(jìn)口原油大部分是含硫劣質(zhì)原油。我國(guó)原油的進(jìn)口國(guó)主要有俄羅斯、安哥拉、巴西、委內(nèi)瑞拉以及沙特等中東地區(qū)，進(jìn)口原油與我國(guó)國(guó)產(chǎn)原油有較大差別。進(jìn)口原油屬于含硫原油或高硫原油，如阿拉伯地區(qū)的原油屬于含硫或高硫原油，而俄羅斯原油和安哥拉原油均屬于含硫原油。目前中石油的煉廠所采用的加工流程對(duì)不同的原油有不同適應(yīng)性，待加工原油的性質(zhì)發(fā)生變化時(shí)，會(huì)對(duì)裝置負(fù)荷、產(chǎn)品質(zhì)量平衡、氫平衡、硫平衡、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)等帶來(lái)一系列影響。我國(guó)目前近一半的煉油廠是按照加工國(guó)內(nèi)低硫原油建廠，并不適合加工進(jìn)口含硫原油，若以現(xiàn)有流程加工進(jìn)口原油，由于其硫、氮、金屬和殘?zhí)康入s質(zhì)較高，將導(dǎo)致(1)二次加工裝置產(chǎn)生的含硫酸性氣和酸性水增多，加快設(shè)備腐蝕老化；(2)增加脫硫與硫回收裝置的加工負(fù)荷；(3)影響催化劑壽命，縮短裝置生產(chǎn)周期。目前具有加工含硫、高硫原油的能力的煉油企業(yè)，通常將原油經(jīng)常減壓后分別進(jìn)行脫硫處理。常減壓渣油主要通過(guò)延遲焦化、減粘裂化、溶劑脫瀝青和渣油加氫處理+催化裂化等技術(shù)進(jìn)行加工。延遲焦化、減粘裂化和溶劑脫瀝青等屬于脫碳技術(shù)，輕油收率低、“黑色”產(chǎn)品多、油品質(zhì)量差；渣油加氫處理技術(shù)一方面需要在高溫、高壓條件下操作，通過(guò)在多個(gè)反應(yīng)器中級(jí)配裝填不同性能的催化劑，達(dá)到雜質(zhì)的逐級(jí)脫除，裝置投資巨大，另一方面由于渣油中金屬等雜質(zhì)含量高，導(dǎo)致裝置運(yùn)行周期短，催化劑壽命短，增加企業(yè)生產(chǎn)成本。此外，含硫/高硫原油對(duì)常減壓裝置腐蝕嚴(yán)重，給煉廠帶來(lái)了嚴(yán)重的安全隱患，腐蝕過(guò)程中生成的fes還存在自燃的危險(xiǎn)。為了使我國(guó)已建煉油廠適應(yīng)進(jìn)口原油，需對(duì)原廠的設(shè)備和流程進(jìn)行改造。我國(guó)多家企業(yè)在加工含硫/高硫原油時(shí)，嘗試了多種辦法，如對(duì)現(xiàn)有的裝置材料進(jìn)行防腐蝕處理，將含硫/高硫原油與低硫原油混煉，“一脫三注”等，然而結(jié)果均不理想。除了給常減壓裝置帶來(lái)嚴(yán)重的腐蝕，一旦原油中硫含量增加，各個(gè)出口餾分的硫含量也隨之增加，導(dǎo)致后續(xù)處理裝置原料中含硫量超過(guò)設(shè)計(jì)值，帶來(lái)一系列設(shè)備、管線的腐蝕問(wèn)題，給裝置安全生產(chǎn)帶來(lái)了重大隱患，并導(dǎo)致產(chǎn)品含硫量增加，無(wú)法滿足生產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)。若采用傳統(tǒng)流程，在已建成的適應(yīng)于煉制低硫原油的煉油廠上，需要至少進(jìn)行以下升級(jí)：(1)常減壓部分精餾塔的防腐升級(jí)；(2)各餾分油脫硫模塊的處理量升級(jí)；(3)各餾分油脫硫前的設(shè)備防腐升級(jí)。這樣的改造方式投資成本高、改造周期長(zhǎng)，且較高的硫含量給設(shè)備各個(gè)環(huán)節(jié)帶來(lái)了更高的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，易造成裝置操作不穩(wěn)定。因此，本發(fā)明提出了一種在常減壓精餾塔之前的原油預(yù)脫硫工藝，一方面大幅降低了裝置的升級(jí)改造成本，另一方面提高了裝置操作的穩(wěn)定性。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明的目的是為了解決現(xiàn)有技術(shù)無(wú)法滿足含硫原油的處理需求的問(wèn)題，提供一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝。該工藝只需在已建成設(shè)備間加設(shè)加氫處理單元，即可在原設(shè)備上進(jìn)行含硫/高硫原油的煉制。本發(fā)明的目的是通過(guò)下述技術(shù)方案實(shí)現(xiàn)的。一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝，在初餾塔或者常壓塔前通過(guò)加氫脫硫反應(yīng)單元對(duì)原油進(jìn)行脫硫處理。所述加氫脫硫反應(yīng)單元中的反應(yīng)器為一段或多段固定床、漿態(tài)床或沸騰床反應(yīng)器中的一種或多種組合。所述反應(yīng)器的操作溫度為220-400℃，優(yōu)選280-360℃；操作壓力為2-15mpa，優(yōu)選2-8mpa；氫油比為10-3000；液體體積空速為0.1-10h-1，優(yōu)選0.5-5h-1。根據(jù)不同原油的性質(zhì)，加氫脫硫處理裝置中還可以引入其他種類原油處理劑，如加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑、脫殘?zhí)縿⒓託涿摰獎(jiǎng)┖图託淞鸦瘎┲械囊环N或多種組合。工作過(guò)程方案一：加氫處理單元(b)位于初餾塔(a)之前a.經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油與氫氣混合后，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度(280-360℃)，進(jìn)入加氫處理單元(b)，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。b.加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油經(jīng)冷卻后，先后進(jìn)入初餾塔(a)、常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。方案二：加氫處理單元(b)位于初餾塔(a)與常壓塔(c)之間a.經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油經(jīng)蒸汽換熱后進(jìn)入初餾塔(a)，入口溫度為150-220℃，塔頂獲得初頂油，初頂油組分冷卻后一部分進(jìn)入儲(chǔ)罐或進(jìn)入下游工序，另一部分回流至初餾塔；塔中獲得初側(cè)油；塔底獲得拔頂油。b.初餾塔塔底所獲得的拔頂油與氫氣混合，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度(280-360℃)，進(jìn)入加氫脫硫處理裝置(b)，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。c.加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油無(wú)需換熱，直接進(jìn)入常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。方案一適用于煉制全餾分所含硫含量均較高的原油，或適用于原設(shè)備耐腐蝕能力較差的情況。此方案將加氫脫硫單元設(shè)于初餾塔之前，含硫/高硫原油經(jīng)過(guò)第一步脫硫過(guò)程后，全餾分的硫含量均有大幅降低，不增加對(duì)后續(xù)設(shè)備的腐蝕壓力；但由于從加氫脫硫單元出來(lái)的油溫度較高，需增設(shè)冷凝裝置，不利于熱量高效利用，且相對(duì)于方案二，需多設(shè)一個(gè)加熱爐，投資較高。方案二適用于煉制輕餾分所含硫含量不太高的原油，或適用于廠區(qū)面積有限、投資有限的情況。此方案中將加氫脫硫單元設(shè)于初餾塔之后，原油在流程中無(wú)熱量損失，設(shè)備投資較方案一低，但由于含硫/高硫原油直接進(jìn)入初餾塔，大幅增加了初餾塔的腐蝕壓力，需對(duì)其進(jìn)行耐腐蝕改造或進(jìn)行頻繁檢修。有益效果1、為我國(guó)石油煉制企業(yè)提供煉制含硫/高硫原油的方法，尤其適用于對(duì)已建成的石油煉制企業(yè)進(jìn)行升級(jí)改造，在原廠已有設(shè)備上進(jìn)行改造，節(jié)省投資成本。全餾分的硫含量降低，大幅降低后續(xù)原油處理單元的脫硫壓力，中間產(chǎn)品質(zhì)量無(wú)需進(jìn)行額外處理可直接進(jìn)入下游深加工單元。2、有效降低原油中的硫含量和其他雜質(zhì)(金屬、氮、殘?zhí)康?含量，使處理后的原油適應(yīng)低硫原油的設(shè)備，降低設(shè)備投資，減弱腐蝕，提高產(chǎn)品質(zhì)量。3、采用多段固定床、漿態(tài)床或沸騰床的一種或幾種組合，相較于傳統(tǒng)加氫脫硫反應(yīng)裝置，有效降低催化床層的溫升，并提高催化劑利用效率。4、所采用的操作參數(shù)較溫和(壓力較低、溫度較低、空速較高)，既降低了加氫裝置中的設(shè)備成本(高壓容器設(shè)計(jì)壓力降低、催化劑裝填量降低、反應(yīng)器設(shè)計(jì)體積降低)，也降低了操作成本。同時(shí)，相較于重質(zhì)油加氫過(guò)程，催化劑使用壽命較長(zhǎng)。附圖說(shuō)明圖1是本發(fā)明中方案一的含硫/高硫原油預(yù)脫硫工藝流程圖；圖2是本發(fā)明中方案二的含硫/高硫原油預(yù)脫硫工藝流程圖。其中，a為初餾單元，b為加氫脫硫處理單元，c為常壓精餾單元，d為減壓精餾單元。具體實(shí)施方式下面的實(shí)施例將對(duì)本發(fā)明予以進(jìn)一步的說(shuō)明，但并不因此限制本發(fā)明。實(shí)施例1一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝，如圖1所示，在初餾塔(a)前通過(guò)加氫脫硫反應(yīng)單元(b)對(duì)原油進(jìn)行脫硫處理。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器為三段固定床反應(yīng)器。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器的原油處理劑為加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑。工作過(guò)程如下：經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油x與氫氣混合后，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度320℃，進(jìn)入加氫處理單元(b)，此處(b)為三段固定床反應(yīng)器，依次經(jīng)過(guò)加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油經(jīng)冷卻后，先后進(jìn)入初餾塔(a)、常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。催化劑性質(zhì)如表1所示，操作條件如表2所示，脫硫前后的原油性質(zhì)如表3所示。表1催化劑性質(zhì)保護(hù)劑脫金屬劑脫硫劑化學(xué)組成，質(zhì)量％氧化鎳1.51.73.2氧化鈷//0.8氧化鉬6.28.118.5氧化鎢//2.6其他助劑//1.3物理性質(zhì)比表面積，m2/g190160200孔容，ml/g0.70.720.77外徑，mm1.51.11.1形狀拉西環(huán)圓柱圓柱裝填體積，％102070使用周期，年1.51.52表2操作條件入口溫度300℃氫氣分壓8mpa體積空速0.5h-1氫油比(體積)1000表3脫硫前后原油性質(zhì)脫硫前脫硫后脫除率硫含量,μg/g700035095％氮含量,μg/g150022585％ni,μg/g6.3<0.01>99.9％v,μg/g6.5<0.01>99.9％殘?zhí)亢?％2.390.7270％實(shí)施例2一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝，如圖2示，在初餾塔(a)與常壓塔(c)之間添加加氫脫硫反應(yīng)單元(b)對(duì)原油進(jìn)行脫硫處理。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器為三段固定床反應(yīng)器。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器的原油處理劑為加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑。經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油x經(jīng)蒸汽換熱后進(jìn)入初餾塔(a)，入口溫度為210℃，塔頂獲得初頂油，初頂油組分冷卻后一部分進(jìn)入儲(chǔ)罐或進(jìn)入下游工序，另一部分回流至初餾塔；塔中獲得初側(cè)油；塔底獲得拔頂油。初餾塔塔底所獲得的拔頂油與氫氣混合，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度340℃，進(jìn)入加氫脫硫處理裝置(b)，此處(b)為三段固定床反應(yīng)器，依次經(jīng)過(guò)加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油無(wú)需換熱，直接進(jìn)入常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。催化劑性質(zhì)如表1所示，操作條件如表4所示，原油脫硫率可達(dá)90％以上，脫氮率80％以上，脫金屬率達(dá)99.9％以上。表4操作條件入口溫度360℃氫氣分壓2mpa體積空速1h-1氫油比(體積)300實(shí)施例3一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝，如圖1示，在初餾塔(a)之前添加加氫脫硫反應(yīng)單元(b)對(duì)原油進(jìn)行脫硫處理。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器為兩段漿態(tài)床反應(yīng)器。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器的原油處理劑為加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑。經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油y氫氣混合后，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度320℃，進(jìn)入加氫處理單元(b)，此處(b)為三段固定床反應(yīng)器，依次經(jīng)過(guò)加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油經(jīng)冷卻后，先后進(jìn)入初餾塔(a)、常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。催化劑性質(zhì)如表5所示，操作條件如表6所示，脫硫前后的原油性質(zhì)如表7所示。表5催化劑性質(zhì)表6操作條件入口溫度360℃氫氣分壓6mpa體積空速2h-1氫油比(體積)1500表7脫硫前后原油性質(zhì)脫硫前脫硫后脫除率硫含量,μg/g800040095％氮含量,μg/g160016090％ni,μg/g7.1<0.01>99.9％v,μg/g6.9<0.01>99.9％殘?zhí)亢?％2.560.5180％實(shí)施例4一種含硫/高硫原油預(yù)加氫脫硫工藝，如圖2示，在初餾塔(a)與常壓塔(c)之間添加加氫脫硫反應(yīng)單元(b)對(duì)原油進(jìn)行脫硫處理。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器為一段固定床和兩段漿態(tài)床反應(yīng)器的組合。加氫脫硫反應(yīng)單元(b)中的反應(yīng)器的原油處理劑為加氫保護(hù)劑、加氫脫金屬劑和加氫脫硫劑。原油y經(jīng)脫鹽脫水處理后的原油經(jīng)蒸汽換熱后進(jìn)入初餾塔(a)，入口溫度為210℃，塔頂獲得初頂油，初頂油組分冷卻后一部分進(jìn)入儲(chǔ)罐或進(jìn)入下游工序，另一部分回流至初餾塔；塔中獲得初側(cè)油；塔底獲得拔頂油。初餾塔塔底所獲得的拔頂油與氫氣混合，經(jīng)加熱爐加熱后達(dá)到反應(yīng)溫度300℃，進(jìn)入加氫脫硫處理裝置(b)，在催化劑的存在下，進(jìn)行加氫脫硫處理。加氫脫硫處理后的產(chǎn)物經(jīng)冷卻分離后獲得富氫氣體，富氫氣體中主要成分為氫氣和硫化氫，分離后的氫氣用于循環(huán)使用，硫化氫進(jìn)入硫回收單元進(jìn)行廢氣處理；經(jīng)脫硫處理后的原油無(wú)需換熱，直接進(jìn)入常壓精餾塔(c)和減壓精餾塔(d)進(jìn)行后續(xù)石油煉制過(guò)程。催化劑性質(zhì)如表8所示，操作條件如表9所示，原油脫硫率可達(dá)90％以上，脫氮率80％以上，脫金屬率達(dá)99.9％以上。表8催化劑性質(zhì)保護(hù)劑脫金屬劑脫硫劑化學(xué)組成，質(zhì)量％氧化鎳1.51.73.2氧化鈷//0.8氧化鉬6.28.118.5氧化鎢//2.6其他助劑//1.3物理性質(zhì)比表面積，m2/g190160220孔容，ml/g0.70.720.77使用周期，年123裝填段一段固定床二段漿態(tài)床三段漿態(tài)床表9操作條件入口溫度300℃氫氣分壓8mpa體積空速5h-1氫油比(體積)400當(dāng)前第1頁(yè)12