CN103140573A - 用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法 - Google Patents

用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103140573A
CN103140573A CN2011800471894A CN201180047189A CN103140573A CN 103140573 A CN103140573 A CN 103140573A CN 2011800471894 A CN2011800471894 A CN 2011800471894A CN 201180047189 A CN201180047189 A CN 201180047189A CN 103140573 A CN103140573 A CN 103140573A
Authority
CN
China
Prior art keywords
approximately
hydrocracking
stage
elementary
product
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
CN2011800471894A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103140573B (zh
Inventor
W·J·诺瓦克
R·A·布莱德威
S·S·史
T·L·希尔伯特
M·A·达格
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.)
ExxonMobil Technology and Engineering Co
Original Assignee
ExxonMobil Research and Engineering Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ExxonMobil Research and Engineering Co filed Critical ExxonMobil Research and Engineering Co
Publication of CN103140573A publication Critical patent/CN103140573A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103140573B publication Critical patent/CN103140573B/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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • C10G47/18—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing platinum group metals or compounds thereof
    • 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
    • C10G71/00—Treatment by methods not otherwise provided for of hydrocarbon oils or fatty oils for lubricating purposes
    • 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
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • 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
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/10—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
    • C10G49/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing nickel, cobalt, chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • 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
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • 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
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/304—Pour point, cloud point, cold flow properties
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/307—Cetane number, cetane index
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4025—Yield
    • 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
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • 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
    • C10G2400/08—Jet fuel
    • 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
    • C10G2400/10—Lubricating oil

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)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本发明涉及进料流的加氢裂化，其中转化部分可显示出较高馏出物产物收率和保持或改进的馏出物燃料性能，同时未转化部分可显示出在润滑剂领域中特别有用的改进性能。在该加氢裂化方法中，可能有利的是用于汽油燃料应用的转化/未转化产物的收率相对于转化的馏分燃料和未转化的润滑剂而言降低或最小化。可选择催化剂和条件以帮助获得或使所需产物收率和/或性能最佳化。

Description

用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法
发明领域
本发明涉及将进料流加氢裂化的方法，其中转化部分可显示出较高馏出物产物收率和保持或改进的馏出物燃料性能，同时未转化部分可显示出在润滑剂领域中特别有用的改进性能。
发明背景
通常进行较高沸点烃如来自原油的常压和减压瓦斯油馏分的加氢裂化以形成具有更有用的沸点的转化产物，使得它可主要用于多种燃料中的任一种或多种中，例如石脑油(动力汽油)、喷气燃料、煤油、柴油等。然而，加氢裂化反应通常在较低刚度或较低加氢裂化转化率下运行，使得较高沸点烃没有太多地裂化，因为较高的转化率通常产生提高量的沸点在石脑油以下范围内的材料，该低沸点材料不倾向于在商业上用作燃料组合物。
另外，低转化率还留下较高量的较高沸程烃，不经其它明显的加工步骤，所述烃不能用作燃料且倾向于具有在这类应用中用作润滑剂的差性能。这类步骤可增加处理这类否则不可用的较高沸程烃的复杂性和成本，且对于这类烃的选择如焦化可提供相对边际投资回报率。
事实上，存在许多专利公开，其公开了用于获得良好燃料性能以及获得良好润滑油性能的加氢裂化方法。这类公开的非详尽列举包括例如美国专利Nos.5,282,958、5,953,414、6,413,412、6,652,735、6,723,889、7,077,948、7,261,805和7,300,900，美国专利申请公开Nos.2003/0085154、2004/0050753、2004/0118744和2009/0166256，和欧洲专利Nos.0649896和0743351。
尽管如此，理想的是找到一种方法，其中可将较高沸点烃如减压瓦斯油加氢处理(加氢裂化)以容许转化部分有利地用于燃料组合物中，同时未转化(但仍处理的)部分有利地用于润滑油组合物中。特别重要的是其中更有价值的燃料如就这点而言柴油的收率可通过较高的加氢裂化转化率而最大化而不牺牲未转化烃在其它有价值应用如润滑剂中的可用性的方法。本发明方法详述于下文中。
发明概述
本发明的一个方面涉及加氢处理重质进料如减压瓦斯油(VGO)进料的方法，其可对馏出物沸程转化产物具有选择性并得到用作润滑剂的未转化产物。该本发明方法可包括：(a)将具有至少约1000wppm的硫含量和至少约200wppm的氮含量的减压瓦斯油进料流在有效加氢处理条件下在加氢处理催化剂的存在下用含氢处理气流加氢处理以形成加氢处理产物；(b)将加氢处理产物在第一加氢裂化阶段中在足以获得不大于50%的转化率水平的条件下在第一加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化以形成第一加氢裂化的加氢处理产物；(c)将第一加氢裂化的加氢处理产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的第一转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的第一未转化产物，第一转化产物具有如下一项或多项：至少40(例如至少45)的十六烷值、至少19mm的烟点和不大于20wppm的硫含量，第一未转化产物具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量；(d)将第一未转化产物在第二加氢裂化阶段中在足以获得大于55%的转化率水平的有效加氢裂化条件下在两阶段加
氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化，以形成第二加氢处理的加氢裂化产物；和(e)将第二加氢处理的加氢裂化产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的第二转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的第二未转化产物，第二转化产物具有如下一项或多项：至少40(例如至少45)的十六烷值、至少19mm(例如至少20mm)的烟点和不大于20wppm(例如不大于12wppm)的硫含量，第二未转化产物具有如下一项或多项：至少80的粘度指数、小于5℃(例如小于0℃)的倾点和在约100℃下至少1cSt(例如至少1.5cSt)的运动粘度。有利地，两阶段加氢裂化催化剂体系可包含(i)含有铂和/或钯的USY催化剂和(ii)含有铂和/或钯的ZSM-48催化剂。
本发明的另一方面更宽泛地涉及加氢处理重质进料如减压瓦斯油(VGO)进料的方法，其可对馏出物沸程转化产物具有选择性并得到用作润滑剂的未转化产物。该本发明方法可包括：(i)提供具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的减压瓦斯油进料流；(ii)将减压瓦斯油进料流在高转化率加氢裂化阶段中在足以获得大于55%的转化率水平的有效加氢裂化条件下在两阶段催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化以形成加氢裂化产物；和(iii)将加氢裂化产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的未转化产物，转化产物具有如下一项或多项：至少40(例如至少45)的十六烷值、至少19mm(例如至少20mm)的烟点和不大于20wppm(例如不大于12wppm)的硫含量，未转化产物具有如下一项或多项：至少80的粘度指数、小于5℃(例如小于0℃)的倾点和在约100℃下至少1cSt(例如至少1.5cSt)的运动粘度。再次有利地，两阶段催化剂体系可包含(i)含有铂和/或钯的USY催化剂和(ii)含有铂和/或钯的ZSM-48催化剂。
在该本发明后一方面，通常可具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的根据步骤(i)的减压瓦斯油进料流可以为新原油部分或预先处理的原油部分。在一个实施方案中，根据步骤(i)的减压瓦斯油进料流可通过如下步骤形成：(p)将具有至少约1000wppm的硫含量和至少约200wppm的氮含量的原油部分在有效加氢处理条件下在加氢处理催化剂的存在下用含氢处理气流加氢处理以形成加氢处理产物；(q)将加氢处理产物在初级加氢裂化阶段中在足以获得不大于50%的转化率水平的有效初级加氢裂化条件下在初级加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化，以形成初级加氢裂化的加氢处理产物；和(r)将初级加氢裂化的加氢处理产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的初级转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的初级未转化产物。在该实施方案中，来自步骤(r)的初级未转化产物因此可构成步骤(i)的减压瓦斯油进料流，如类似于步骤(c)中的第一未转化产物在步骤(d)中用作第二加氢裂化方法的进料流。
在本发明的任一方面中，高转化率加氢裂化阶段可以为第二加氢裂化阶段，且这类加氢裂化阶段在本文中互换地描述为第一和初级加氢裂化阶段。
实施方案详述
有利地，无论在本发明的各个实施方案中是第一未转化产物还是减压瓦斯油进料流，进入高转化率加氢裂化阶段或第二加氢裂化阶段中的进料流可具有不大于约50wppm(例如不大于约40wppm、不大于约30wppm、不大于约25wppm、不大于约20wppm、不大于约15wppm或不大于约10wppm)的氮含量和/或不大于约250wppm(例如不大于约200wppm、不大于约150wppm、不大于约125wppm、不大于约100wppm、不大于约75wppm、不大于约50wppm或不大于约30wppm)的硫含量。
另外或者作为选择，高转化率/第二加氢裂化阶段中的加氢裂化条件可足以获得至少约60%，例如至少约65%、至少约70%、至少约75%、至少约80%、至少约85%或至少约90%的转化率水平。进一步另外或者作为选择，高转化率/第二加氢裂化阶段中的加氢裂化条件可足以获得不大于约99%，例如不大于约97%、不大于约95%、不大于约90%、不大于约85%、不大于约80%或不大于约75%的转化率水平。仍进一步另外或者作为选择，高转化率/第二加氢裂化阶段中的加氢裂化条件可足以获得约55至约99%，例如约55至约75%、约60至约95%或约60至约80%的转化率水平。如本文所用，关于加氢裂化进料流的术语“转化率水平”意指进料流中各分子从700℉(371℃)以上至700℉(371℃)或以下的沸点变化的相对量。转化率水平可通过任何合适方法测定，且对于最小沸点为至少700.1℉(371.2℃)的进料流，可表示与加氢裂化材料的总量相比，通过加氢裂化方法且具有小于或等于700.0℉(371.1℃)的材料的平均比例。
另外或者作为选择，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的转化产物可显示出至少45，例如至少50或至少51的十六烷值，和/或不大于10wppm，例如不大于约8wppm、不大于约7wppm、不大于约6wppm或不大于约5wppm的硫含量。十六烷值可根据任何合适的测量如ASTM D613测量。
另外或者作为选择，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的未转化产物可显示出至少80，例如至少90、至少95、至少100、至少105、至少110、至少115、至少120、至少125、至少130、至少135或至少140的粘度指数。进一步另外或者作为选择，来自第二/高转化率加氢裂化阶段的未转化产物可显示出不大于175，例如不大于165、不大于160、不大于155、不大于150、不大于145、不大于140、不大于135、不大于130、不大于125或不大于120的粘度指数。又进一步另外或者作为选择，来自第二/高转化率加氢裂化阶段的未转化产物可显示出80-140，例如80-120、95-140或95-120的粘度指数。
另外或者作为选择，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的未转化产物可显示出小于5℃，例如小于0℃、小于-5℃、小于-10℃或小于-15℃的倾点。进一步另外或者作为选择，来自第二/高转化率加氢裂化阶段的未转化产物可显示出大于-55℃，例如大于-50℃、大于-45℃、大于-40℃、大于-35℃、大于-30℃、大于-25℃或大于-20℃的倾点。
另外或者作为选择，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的未转化产物可显示出在约100℃下至少1cSt，例如至少1.5cSt、至少2cSt、至少3cSt、至少4cSt、至少5cSt、至少6cSt、至少7cSt或至少8cSt的运动粘度。进一步另外或者作为选择，来自第二/高转化率加氢裂化阶段的未转化产物可显示出在约100℃下不大于15cSt，例如不大于12cSt、不大于10cSt、不大于9cSt、不大于8cSt、不大于7cSt、不大于6cSt、不大于5cSt或不大于4cSt的运动粘度。
另外或者作为选择，高转化率/第二加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系可包含，基本由或由载有基于USY催化剂的重量约0.1至约3.0重量%(例如约0.2至约2.0重量%、约0.3至约1.5重量%或约0.3至约1.0重量%)铂的USY催化剂和载有基于ZSM-48催化剂的重量约0.1至约3.0重量%(例如约0.2至约2.0重量%、约0.3至约1.5重量%或约0.3至约1.0重量%)铂的ZSM-48催化剂的混合物组成。
另外或者作为选择，高转化率/第二加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系中的催化剂混合物可包含约1:9至约9:1，例如约1:7至约7:1、约1:5至约5:1、约1:4至约4:1、约1:3至约3:1、约1:2至约2:1、约1:2至约9:1、约1:2至约7:1、约1:2至约5:1、约1:2至约4:1、约1:2至约3:1、约1:3至约4:1、约1:3至约5:1、约1:1至约3:1、约1:1至约4:1或约1:1至约5:1的USY催化剂与ZSM-48催化剂的体积比。在高转化率/第二加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系中的催化剂混合物中，USY催化剂和ZSM-48催化剂：可有效地混合在一起使得两种催化剂基本构成单一混合阶段；可置于分开的阶段中，其中基本USY催化剂阶段在基本ZSM-48催化剂阶段之后，或反之亦然；可置于分开的阶段中，其中富USY(即大于50体积%USY)催化剂阶段在富ZSM-48(即大于50体积%ZSM-48)催化剂阶段之后，或反之亦然；可包括混合催化剂阶段，其中将USY催化剂和ZSM-48催化剂以约50/50体积比混合；可混合并从富USY催化剂阶段至富ZSM-48催化剂阶段以连续或间歇式梯度配置；可包含多个阶段，所述阶段都为富USY或都为富ZSM-48的；等；或(至它们不相互排斥的程度)其组合。
关于上文提到的USY催化剂，在加入任何负载金属以前，催化剂的单位晶胞大小和/或硅:铝(Si/Al)比可能是重要的。有利地，USY催化剂可具有约
Figure BDA00002984388900061
或更小，例如约或更小或约
Figure BDA00002984388900063
或更小的单位晶胞大小，和/或USY催化剂可具有至少约25，例如至少约70、至少约90、至少约100、至少约110、至少约120或至少约125的Si/Al比，任选还有不大于约1000，例如不大于约750、不大于约500、不大于约350、不大于约300、不大于约250或不大于约200的Si/Al比。
在一个实施方案中，高转化率/第二加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件可包括如下一项或多项：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度(WABT)；约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)，例如约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力；约0.1至约20hr-1，例如约0.2至约10hr-1的LHSV；和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)，例如约750scf/bbl(约130Nm3/m3)至约7000scf/bbl(约1200Nm3/m3)或约1000scf/bbl(约170Nm3/m3)至约5000scf/bbl(约850Nm3/m3)的氢气处理气体率。
有利地，加氢裂化步骤的馏出物收率可以理想地为相对高的。例如，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的转化产物的沸点在350℉(177℃)与700℉(371℃)之间的材料的收率基于来自高转化率/第二加氢裂化阶段的转化产物的总重量可以为至少30重量%，例如至少35重量%、至少40重量%或至少45重量%。另外或者作为选择，来自加氢处理步骤的馏出物收率可有利地为相对高的。例如，来自高转化率/第二加氢裂化阶段的转化产物与来自初级/第一加氢裂化阶段的转化产物的组合的沸点在350℉(177℃)与700℉(371℃)之间的材料的收率基于来自初级/第一加氢裂化和高转化率/第二加氢裂化阶段的转化产物的组合重量可以集合地为至少40重量%，例如至少45重量%、至少50重量%、至少55重量%、至少60重量%、至少65重量%或至少70重量%。
在其中存在加氢处理步骤的本发明实施方案中，供入加氢处理步骤中的减压瓦斯油进料流或原油部分可有利地显示出至少约1000wppm(例如至少约2000wppm、至少约3000wppm、至少约4000wppm、至少约5000wppm、至少约7500wppm、至少约10000wppm、至少约15000wppm、至少约20000wppm、至少约25000wppm、至少约30000wppm、至少约35000wppm或至少约40000wppm)的硫含量和/或至少约200wppm(例如至少约300wppm、至少约400wppm、至少约500wppm、至少约750wppm、至少约1000wppm、至少约1500wppm、至少约2000wppm、至少约2500wppm、至少约3000wppm、至少约4000wppm、至少约5000wppm或至少约6000wppm)的氮含量。
在其中存在加氢处理步骤的本发明实施方案中，加氢处理催化剂可包含任何合适的加氢处理催化剂，例如包含至少一种VIII族金属(例如选自Ni、Co及其组合)和至少一种VIB族金属(例如选自Mo、W及其组合)且任选包含合适载体和/或填料(例如包含氧化铝、二氧化硅、二氧化钛、氧化锆或其组合)的催化剂。根据本发明方面的加氢处理催化剂可以为本体催化剂或负载型催化剂。生产负载型催化剂的技术是本领域中熟知的。生产本体金属催化剂颗粒的技术是已知的并在先前描述于例如美国专利No.6,162,350中，通过引用将其并入本文中。本体金属催化剂颗粒可借助其中所有金属催化剂前体为溶液的方法，或借助其中至少一种前体至少部分为固体形式，任选但优选同时至少另一种前体仅以溶液形式提供的方法制备。提供至少部分为固体形式的金属前体可例如通过提供金属前体的溶液而实现，所述前体还包括溶液形式，例如悬浮颗粒形式的固体和/或沉淀金属。作为说明，合适加氢处理催化剂的一些实例尤其描述于以下一个或多个中：美国专利Nos.6,156,695、6,162,350、6,299,760、6,582,590、6,712,955、6,783,663、6,863,803、6,929,738、7,229,548、7,288,182、7,410,924和7,544,632，美国专利申请公开Nos.2005/0277545、2006/0060502、2007/0084754和2008/0132407，和国际公开Nos.WO04/007646、WO2007/084437、WO2007/084438、WO2007/084439和WO2007/084471。
在其中存在加氢处理步骤的本发明一些实施方案中，加氢处理条件可包括如下一项或多项：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度(WABT)；约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)，例如约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力；约0.1至约20hr-1，例如约0.2至约10hr-1的LHSV；和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)，例如约750scf/bbl(约130Nm3/m3)至约7000scf/bbl(约1200Nm3/m3)或约1000scf/bbl(约170Nm3/m3)至约5000scf/bbl(约850Nm3/m3)的氢气处理气体率。
在其中存在初级/第一加氢裂化步骤的本发明实施方案中，初级/第一加氢裂化催化剂可包含任何合适或标准加氢裂化催化剂，例如选自沸石β、沸石X、沸石Y、八面沸石、超稳定Y(USY)、脱铝Y(Deal Y)、丝光沸石、ZSM-3、ZSM-4、ZSM-18、ZSM-20、ZSM-48及其组合的沸石基础，所述基础有利地载有一种或多种活性金属(例如(i)VIII族贵金属如铂和/或钯，或(ii)VIII族非贵金属如镍、钴、铁及其组合和VIB族金属如钼和/或钨)。
在其中存在初级/第一加氢裂化步骤的本发明实施方案中，初级/第一加氢裂化条件可通常足以获得较低转化率水平，例如小于55%、小于50%、小于45%、小于40%、约5至约50%、约5至约45%、约5至约40%、约10至约50%、约10至约45%、约10至约40%、约15至约50%、约15至约45%、约15至约40%、约20至约50%、约20至约45%、约20至约40%、约25至约50%、约25至约45%、约25至约40%、约30至约50%或约30至约45%。初级/第一加氢裂化阶段中的转化率水平在本文中与高转化率/第二加氢裂化阶段中类似地定义。
在其中存在初级/第一加氢裂化步骤的本发明实施方案中，初级/第一加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件各自可类似或不同于高转化率/第二加氢裂化步骤中的相应条件。另外或者作为选择，在其中存在初级/第一加氢裂化步骤的本发明实施方案中，初级/第一加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件可包括如下一项或多项：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度(WABT)；约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)，例如约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力；约0.1至约20hr-1，例如约0.2至约10hr-1的LHSV；和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)，例如约750scf/bbl(约130Nm3/m3)至约7000scf/bbl(约1200Nm3/m3)或约1000scf/bbl(约170Nm3/m3)至约5000scf/bbl(约850Nm3/m3)的氢气处理气体率。
来自本文详述的加氢裂化阶段的转化产物被描述为具有约700℉(约371℃)的沸程最大值，因此含有馏出物部分，所述馏出物部分在本文中描述为沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的构成材料(至少在描述馏出物收率中)。测定这类原料的沸点或沸程的基本试验方法以及根据本发明制备的燃料组合物可通过进行根据ASTM D86-09e1，在常压下石油产品蒸馏的标准蒸馏试验方法的分批蒸馏进行。
如本文所提及的处理气体可以为纯氢气或含氢气体，其任选除一种或多种一般不会不利地干扰或影响反应或产物的其它气体(例如氮气、轻质烃如甲烷等及其组合)外，含有至少对意欲的反应目的而言足够的量的氢气。杂质如H2S和NH3通常是不理想的，且通常会在它进行至反应阶段以前从处理气体中除去或降至理想的低含量。引入反应阶段中的处理气流可优选含有至少约50体积%，例如至少约75体积%氢气。
本发明方法的任何加氢处理阶段中的催化剂可任选含有其它组分，例如其它过渡金属(例如V族金属如铌)、稀土金属、有机配体(例如加入的或从氧化和/或硫化步骤留下的前体)、磷化合物、硼化合物、含氟化合物、含硅化合物、促进剂、粘合剂、填料或类似试剂或其组合。本文提及的族指如在Hawley的Condensed Chemical Dictionary，第13版中的元素周期表中找到的CAS版本的族。
在一些实施方案中，转化产物的馏出物部分可有利地用作一种或多种运输燃料组合物和/或可被送入一个或多个现有燃料池中。这类燃料组合物/池的非限定性实例可包括但不限于柴油、煤油、喷气燃料、取暖用油、海洋和/或船用燃料。例如，在一个实施方案中，转化产物的馏出物部分可(通过分馏等)分离成沸程为400℉(204℃)-550℉(288℃)的煤油馏分和沸程为550℉(232℃)-700℉(371℃)的柴油馏分。在其中转化产物的馏出物部分通过沸程分成煤油馏分和柴油馏分的这类实施方案中，未转化产物(的馏出物部分)的烟点应当理解仅指煤油馏分，未转化产物(的馏出物部分)的浊点应当理解仅指柴油馏分，且硫含量、氮含量和十六烷值应当理解集合地指组合的煤油和柴油馏分。
供入本发明任何加氢处理方法中的原料在一些实施方案中可包含生物进料(类脂材料)部分和矿物油部分。“矿物油”意指化石/矿物燃料来源，例如原油，且不是商业有机产品，例如在CAS号8020-83-5下由Aldrich出售的。在一个实施方案中，可将类脂材料和矿物油在任何加氢处理步骤以前混合在一起。在另一实施方案中，可将类脂材料和矿物油作为分开的料流供入合适的加工装置或容器中。
如根据本发明所用术语“类脂材料”为由生物材料组成的组合物。一般而言，生物材料包括植物脂肪/油、动物脂肪/油、鱼油、热解油和藻类脂/油，以及这类材料的组分，更具体而言，类脂材料包括一类或多类类脂化合物。类脂化合物通常为不溶于水，但可溶于非极性(或脂肪)溶剂中的生物化合物。这类溶剂的非限定性实例包括醇、醚、氯仿、乙酸烷基酯、苯及其组合。
主要类别的类脂包括但未必限于脂肪酸、甘油衍生的类脂(包括脂肪、油和磷脂)、鞘氨醇衍生的类脂(包括神经酰胺、脑苷脂、神经节苷脂和鞘磷脂)、类固醇和它们的衍生物、萜烯和它们的衍生物、脂溶性维生素、某些芳族化合物，和长链醇和蜡。
在活体中，类脂一般用作细胞膜的基础以及作为燃料储存的形式。也可发现类脂与蛋白质或碳水化合物共轭，例如为脂蛋白和脂多糖的形式。
可根据本发明使用的植物油的实例包括但不限于油菜子(低芥酸菜子)油、大豆油、椰子油、葵花油、棕榈油、棕榈仁油、花生油、亚麻子油(linseedoil)、妥尔油、玉米油、蓖麻油、麻风树油、霍霍巴油、橄榄油、胡麻籽油(flaxseed oil)、亚麻荠油(camelina oil)、红花油、巴巴苏油、牛油和米糠油。
本文提到的植物油还可包括加工植物油材料。加工植物油材料的非限定性实例包括脂肪酸和脂肪酸烷基酯。烷基酯通常包括C1-C5烷基酯。优选甲基、乙基和丙基酯中的一种或多种。
根据本发明可使用的动物脂肪的实例包括但不限于牛油(牛脂)、猪脂(猪油)、火鸡脂肪、鱼脂肪/油和鸡脂肪。动物脂肪可由任何合适的来源，包括饭店和肉类生产厂得到。
本文所提及的动物脂肪还包括加工动物脂肪材料。加工动物脂肪材料的非限定性实例包括脂肪酸和脂肪酸烷基酯。烷基酯通常包括C1-C5烷基酯。优选甲基、乙基和丙基酯中的一种或多种。
藻类油或类脂通常可以以膜组分、储存产物和代谢物的形式含在藻类中。某些藻类菌株，特别是微观藻类如硅藻和蓝细菌按比例含有高含量的类脂。藻类油的藻类来源可含有变化量的，例如基于生物质本身的总重量2-40重量%的类脂。
藻类油的藻类来源可包括但不限于单细胞和多细胞藻类。这类藻类的实例可包括红藻(rhodophyte)、绿藻(chlorophyte)、异鞭藻(heterokontophyte)、黄丝藻(tribophyte)、灰胞藻(glaucophyte)、绿蜘藻(chlorarachniophyte)、裸藻(euglenoid)、定鞭藻(haptophyte)、隐丝藻(cryptomonad)、沟鞭藻(dinoflagellum)、浮游藻(phytoplankton)等，及其组合。在一个实施方案中，藻类可以为绿藻纲(Chlorophyceae)和/或定鞭藻门(Haptophyta)的。具体物种可包括但不限于富油新绿藻(Neochlorisoleoabundans)、二形栅藻(Scenedesmus dimorphus)、纤细裸藻(Euglenagracilis)、三角褐指藻(Phaeodactylum tricornutum)、颗石藻(Pleurochrysiscarterae)、小三毛金藻(Prymnesium parvum)、扁藻(Tetraselmis chui)和莱哈衣藻(Chlamydomonas reinhardtii)。
当存在时，原料的类脂材料部分可以由甘油三酯、脂肪酸烷基酯或优选其组合组成。在其中存在类脂材料的一个实施方案中，原料可包含基于用于加工成燃料的原料的总重量至少0.05重量%类脂材料，优选至少0.5重量%，例如至少1重量%、至少2重量%或至少4重量%。另外或者作为选择，如果存在类脂材料，则原料可包含基于原料的总重量不大于40重量%类脂材料，优选不大于30重量%，例如不大于20重量%或不大于10重量%。
在其中存在类脂材料的实施方案中，原料可包含基于原料的总重量不大于99.9重量%矿物油，例如不大于99.8重量%、不大于99.7重量%、不大于99.5重量%、不大于99重量%、不大于98重量%、不大于97重量%、不大于95重量%、不大于90重量%、不大于85重量%矿物油或不大于80重量%。另外或者作为选择，在其中存在类脂材料的实施方案中，原料可包含基于原料的总重量至少50重量%矿物油，例如至少60重量%、至少70重量%、至少75重量%或至少80重量%矿物油。
在其中存在类脂材料的一些实施方案中，类脂材料可包含脂肪酸烷基酯。优选脂肪酸烷基酯包括脂肪酸甲酯(FAME)、脂肪酸乙酯(FAEE)和/或脂肪酸丙酯。
适于加氢裂化的任何类型的反应器可用于进行本发明方法中的任何加氢裂化阶段。这类反应器的实例可包括但不限于喷淋床、沸腾床、移动床、流化床和淤浆反应器。
另外或者作为选择，本发明可包括如下实施方案。
实施方案1.关于减压瓦斯油进料流的加氢裂化方法，其对馏出物沸程转化产物具有选择性并得到用作润滑剂的未转化产物，所述方法包括：提供具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的减压瓦斯油进料流；将减压瓦斯油进料流在高转化率加氢裂化阶段中在足以获得大于55%的转化率水平的有效加氢裂化条件下在两阶段催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化，以形成加氢裂化产物；和将加氢裂化产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的未转化产物，转化产物具有如下一项或多项：至少45的十六烷值、至少20mm的烟点和不大于12wppm的硫含量，未转化产物具有如下一项或多项：至少80的粘度指数、小于5℃的倾点和在约100℃下至少1cSt的运动粘度，其中两阶段催化剂体系包含：(i)含有铂和/或钯的USY催化剂，和(ii)含有铂和/或钯的ZSM-48催化剂。
实施方案2.实施方案1的方法，其中具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的减压瓦斯油进料流通过如下步骤形成：将具有至少约1000wppm的硫含量和至少约200wppm的氮含量的原油部分在有效加氢处理条件下在加氢处理催化剂的存在下用含氢处理气流加氢处理以形成加氢处理产物；将加氢处理产物在初级加氢裂化阶段中在足以获得不大于50%的转化率水平的有效初级加氢裂化条件下在初级加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化以形成初级加氢裂化的加氢处理产物；和将初级加氢裂化的加氢处理产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的初级转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的初级未转化产物，使得初级未转化产物为减压瓦斯油进料流。
实施方案3.前述实施方案中任一项的方法，其中高转化率加氢裂化阶段中的加氢裂化条件足以获得约60至约95%的转化率水平。
实施方案4.前述实施方案中任一项的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物显示出至少51的十六烷值和不大于10wppm的硫含量。
实施方案5.前述实施方案中任一项的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的未转化产物显示出80-140的粘度指数和/或其中来自高转化率加氢裂化阶段的未转化产物显示出小于-10℃的倾点和在约100℃下至少2cSt的运动粘度。
实施方案6.前述实施方案中任一项的方法，其中高转化率加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系基本由载有基于USY催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的USY催化剂和载有基于ZSM-48催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的ZSM-48催化剂的混合物组成。
实施方案7.权利要求1的方法，其中减压瓦斯油进料流具有不大于约20wppm的氮含量和不大于约150wppm的硫含量。
实施方案8.前述实施方案中任一项的方法，其中高转化率加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
实施方案9.前述实施方案中任一项的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物的总重量为至少35重量%。
实施方案10.实施方案2-9中任一项的方法，其中原油部分显示出至少约10000wppm的硫含量和至少约1000wppm的氮含量。
实施方案11.实施方案2-10中任一项的方法，其中加氢处理催化剂包含至少一种选自Ni、Co及其组合的VIII族金属和至少一种选自Mo、W及其组合的VIB族金属，任选包含含有氧化铝、二氧化硅、二氧化钛、氧化锆或其组合的载体，和/或其中加氢处理条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
实施方案12.实施方案2-11中任一项的方法，其中初级加氢裂化催化剂包含选自沸石β、沸石X、沸石Y、八面沸石、超稳定Y、脱铝Y、丝光沸石、ZSM-3、ZSM-4、ZSM-18、ZSM-20、ZSM-48及其组合的沸石基础，所述基础载有(i)选自铂和/或钯的VIII族贵金属，或(ii)选自镍、钴、铁及其组合的VIII族非贵金属和选自钼和/或钨的VIB族金属。
实施方案13.实施方案2-12中任一项的方法，其中初级加氢裂化阶段中的有效加氢裂化条件足以获得约10至约45%的转化率水平，和/或包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
实施方案14.实施方案2-13中任一项的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物与来自初级加氢裂化阶段的转化产物的组合的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自初级加氢裂化阶段和高转化率加氢裂化阶段的转化产物的组合重量集合地为至少50重量%。
实施方案15.对馏出物沸程转化产物具有选择性并得到用作润滑剂的未转化产物的加氢处理方法，所述方法包括：将具有至少约1000wppm的硫含量和至少约200wppm的氮含量的减压瓦斯油进料流在有效加氢处理条件下在加氢处理催化剂的存在下用含氢处理气流加氢处理以形成加氢处理产物；将加氢处理产物在第一加氢裂化阶段中在足以获得不大于50%的转化率水平的有效加氢裂化条件下在第一加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化，以形成第一加氢裂化的加氢处理产物；将第一加氢裂化的加氢处理产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的第一转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的第一未转化产物，第一转化产物具有如下一项或多项：至少40的十六烷值、至少19mm的烟点和不大于20wppm的硫含量，第一未转化产物具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量；将第一未转化产物在第二加氢裂化阶段中在足以获得大于55%的转化率水平的有效加氢裂化条件在两阶段加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化以形成第二加氢处理的加氢裂化产物；和将第二加氢处理的加氢裂化产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的第二转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的第二未转化产物，第二转化产物具有如下一项或多项：至少45的十六烷值、至少20mm的烟点和不大于12wppm的硫含量，第二未转化产物具有如下一项或多项：至少80的粘度指数、小于5℃的倾点和在约100℃下至少1cSt的运动粘度，其中两阶段加氢裂化催化剂体系包含：(i)含有铂和/或钯的USY催化剂，和(ii)含有铂和/或钯的ZSM-48催化剂，并任选其中满足如下一项或多项：(a)减压瓦斯油进料流显示出至少约10000wppm的硫含量和至少约1000wppm的氮含量；(b)加氢处理催化剂包含至少一种选自Ni、Co及其组合的VIII族金属和至少一种选自Mo、W及其组合的VIB族金属，任选包含含有氧化铝、二氧化硅、二氧化钛、氧化锆或其组合的载体；(c)加氢处理条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度、约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)的总压力、约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率；(d)第一加氢裂化催化剂包含选自沸石β、沸石X、沸石Y、八面沸石、超稳定Y、脱铝Y、丝光沸石、ZSM-3、ZSM-4、ZSM-18、ZSM-20、ZSM-48及其组合的沸石基础，所述基础载有(i)选自铂和/或钯的VIII族贵金属，或(ii)选自镍、钴、铁及其组合的VIII族非贵金属和选自钼和/或钨的VIB族金属；(e)第一加氢裂化阶段中的加氢裂化条件足以获得约10至约45%的转化率水平；(f)初级加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率；(g)第一未转化产物具有不大于约20wppm的氮含量和不大于约150wppm的硫含量；(h)第二加氢裂化阶段中的加氢裂化条件足以获得约60至约95%的转化率水平；(i)来自第二加氢裂化阶段的转化产物显示出至少51的十六烷值和不大于10wppm的硫含量；(j)来自第二加氢裂化阶段的未转化产物显示出80-140的粘度指数；(k)来自第二加氢裂化阶段的未转化产物显示出小于-10℃的倾点和在约100℃下至少2cSt的运动粘度；(l)第二加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系基本由载有基于USY催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的USY催化剂和载有基于ZSM-48催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的ZSM-48催化剂的混合物组成；(m)第二加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率；(n)来自第二加氢裂化阶段的转化产物的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自第二加氢裂化阶段的转化产物的总重量为至少35重量%；和(o)来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物与来自初级加氢裂化阶段的转化产物的组合的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自初级加氢裂化阶段和高转化率加氢裂化阶段的转化产物的组合重量集合地为至少50重量%。
实施例
实施例1
在实施例1中，将减压瓦斯油供入两阶段装置中，其中第一阶段载有市售的氧化铝负载型VIB族/VIII族(例如NiMo)加氢处理催化剂，第二阶段载有更多相同的市售氧化铝负载型VIB族/VIII族(例如NiMo)加氢处理催化剂，其后是市售的载有VIII族(例如Pt-和/或Pd-)的USY加氢裂化催化剂。加氢处理与加氢裂化催化剂之比分别为约40/60至约80/20。在两阶段装置中，将减压瓦斯油加氢处理以除去大多数(例如至少99重量%，优选至少99.9重量%)的硫内容物(例如加氢处理条件包括：约600-850℉的WABT、约500至约3000psig的总压力、约300至约3000psig的氢分压、约500scf/bbl至约5000scf/bbl的氢气处理气体率和约0.2至约10hr-1的LHSV)并在较低(例如至多约50%)转化条件(例如大约与上文的加氢处理条件相同)下加氢裂化。将来自两阶段装置的产物送入分离阶段中，在那里将转化产物(例如柴油馏分、煤油馏分和其它轻馏分)与其余部分的未转化产物(其仍具有减压瓦斯油沸程)分离，然后将其作为加氢处理的加氢裂化减压瓦斯油进料流(下表1中的详情)送入根据本发明的另一较高转化率加氢裂化阶段中。
表1
Figure BDA00002984388900171
在该第二加氢裂化阶段中，将两个～100cm3中试装置(不具有中间除气)中装入约67cm3催化剂体系，所述催化剂体系包含与陶瓷填料介质(例如13/45目
Figure BDA00002984388900181
由Saint-Gobain Norpro of Stow，Ohio市购)1:1体积组合的载有Pt的ZSM-48，其后是约133cm3(～33cm3在第一装置中，其余在第二装置中)的催化剂体系，所述催化剂体系包含与陶瓷填料介质(例如13/45目
Figure BDA00002984388900182
由Saint-Gobain Norpro of Stow，Ohio市购)1:1体积组合的载有Pt的USY催化剂。第一阶段中试装置以向上流条件操作，且第二阶段中试装置以向下流条件操作。第二加氢裂化阶段中催化剂的还原/硫化，如在与加氢处理的加氢裂化减压瓦斯油进料流接触以前所需的，使用包含约400vppm H2S的氢气在约350℉(约177℃)下进行。
加氢处理的加氢裂化减压瓦斯油进料流在第二加氢裂化阶段中在约1250psig(约8.6MPag)的总压力、约1.0hr-1的LHSV、约4000scf/bbl(约680Nm3/m3)～100%H2的氢气处理气体率和约600℉(约316℃)至约690℉(约366℃)的温度(WABT)下与催化剂接触。约30-35%的进料转化率在约650℉(约343℃)的温度下获得；约90%的进料转化率在约670℉(约354℃)的温度下获得；约95-97%的进料转化率在约690℉(约366℃)的温度下获得。在约650℉(约343℃)与约670℉(约354℃)之间进一步调整温度以获得约65%和约45%转化率。～35%、～65%和～90%转化率产物的详细分析分别显示于下表2-4中。
表2
Figure BDA00002984388900183
表3
Figure BDA00002984388900191
表4
Figure BDA00002984388900192
上文中已参考各个典型和优选实施方案描述了本发明的原理和操作模式。如本领域技术人员所理解，如权利要求书所定义，总发明包括本文未具体列举的其它优选实施方案。

Claims (18)

1.关于减压瓦斯油进料流的加氢裂化方法，其对馏出物沸程转化产物具有选择性并得到用作润滑剂的未转化产物，所述方法包括：
提供具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的减压瓦斯油进料流；
将减压瓦斯油进料流在高转化率加氢裂化阶段中在足以获得大于55%的转化率水平的有效加氢裂化条件下在两阶段催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化，以形成加氢裂化产物；和
将加氢裂化产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的未转化产物，转化产物具有如下一项或多项：至少45的十六烷值、至少20mm的烟点和不大于12wppm的硫含量，未转化产物具有如下一项或多项：至少80的粘度指数、小于5℃的倾点和在约100℃下至少1cSt的运动粘度，
其中两阶段催化剂体系包含：(i)含有选自铂、钯及其组合的VIII族贵金属的USY催化剂，和(ii)含有选自铂、钯及其组合的VIII族贵金属的ZSM-48催化剂。
2.根据权利要求1的方法，其中具有不大于约50wppm的氮含量和不大于约300wppm的硫含量的减压瓦斯油进料流通过如下步骤形成：
将具有至少约1000wppm的硫含量和至少约200wppm的氮含量的原油部分在有效加氢处理条件下在加氢处理催化剂的存在下用含氢处理气流加氢处理以形成加氢处理产物；
将加氢处理产物在初级加氢裂化阶段中在足以获得不大于50%的转化率水平的有效初级加氢裂化条件下在初级加氢裂化催化剂体系的存在下用含氢处理气流加氢裂化以形成初级加氢裂化的加氢处理产物；和
将初级加氢裂化的加氢处理产物分离成具有约700℉(约371℃)的沸程最大值的初级转化产物和具有约700℉(约371℃)的沸程最小值的初级未转化产物，使得初级未转化产物为减压瓦斯油进料流。
3.根据权利要求1的方法，其中高转化率加氢裂化阶段中的加氢裂化条件足以获得约60至约95%的转化率水平。
4.根据权利要求1的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物显示出至少51的十六烷值和不大于10wppm的硫含量。
5.根据权利要求1的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的未转化产物显示出80-140的粘度指数。
6.根据权利要求1的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的未转化产物显示出小于-10℃的倾点和在约100℃下至少2cSt的运动粘度。
7.根据权利要求1的方法，其中高转化率加氢裂化阶段的两阶段催化剂体系基本由载有基于USY催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的USY催化剂和载有基于ZSM-48催化剂的重量约0.1至约3.0重量%铂的ZSM-48催化剂的混合物组成。
8.根据权利要求1的方法，其中减压瓦斯油进料流具有不大于约20wppm的氮含量和不大于约150wppm的硫含量。
9.根据权利要求1的方法，其中高转化率加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
10.根据权利要求1的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物的总重量为至少35重量%。
11.根据权利要求2的方法，其中原油部分显示出至少约10000wppm的硫含量和至少约1000wppm的氮含量。
12.根据权利要求2的方法，其中加氢处理催化剂包含至少一种选自Ni、Co及其组合的VIII族金属和至少一种选自Mo、W及其组合的VIB族金属。
13.根据权利要求12的方法，其中加氢处理催化剂含有包含氧化铝、二氧化硅、二氧化钛、氧化锆或其组合的载体。
14.根据权利要求2的方法，其中加氢处理条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约300psig(约2.1MPag)至约3000psig(约20.7MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
15.根据权利要求2的方法，其中初级加氢裂化催化剂包含选自沸石β、沸石X、沸石Y、八面沸石、超稳定Y、脱铝Y、丝光沸石、ZSM-3、ZSM-4、ZSM-18、ZSM-20、ZSM-48及其组合的沸石基础，所述基础载有(i)选自铂、钯及其组合的VIII族贵金属，或(ii)选自镍、钴、铁及其组合的VIII族非贵金属和选自钼和钨的VIB族金属。
16.根据权利要求2的方法，其中初级加氢裂化阶段中的加氢裂化条件足以获得约10至约45%的转化率水平。
17.根据权利要求2的方法，其中初级加氢裂化阶段的有效加氢裂化条件包括：约550℉(约288℃)至约800℉(约427℃)的重均床温度，约700psig(约4.8MPag)至约2000psig(约13.8MPag)的总压力，约0.1至约20hr-1的LHSV，和约500scf/bbl(约85Nm3/m3)至约10000scf/bbl(约1700Nm3/m3)的氢气处理气体率。
18.根据权利要求2的方法，其中来自高转化率加氢裂化阶段的转化产物与来自初级加氢裂化阶段的转化产物的组合的沸点在350℉(177℃)-700℉(371℃)范围内的材料的收率基于来自初级加氢裂化阶段和高转化率加氢裂化阶段的转化产物的组合重量集合地为至少50重量%。
CN201180047189.4A 2010-09-30 2011-09-21 用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法 Active CN103140573B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US38832710P 2010-09-30 2010-09-30
US61/388,327 2010-09-30
US13/237,361 2011-09-20
US13/237,361 US8557106B2 (en) 2010-09-30 2011-09-20 Hydrocracking process selective for improved distillate and improved lube yield and properties
PCT/US2011/052470 WO2012050765A1 (en) 2010-09-30 2011-09-21 Hydrocracking process selective for improved distillate and improved lube yield and properties

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103140573A true CN103140573A (zh) 2013-06-05
CN103140573B CN103140573B (zh) 2015-07-01

Family

ID=45888885

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201180047189.4A Active CN103140573B (zh) 2010-09-30 2011-09-21 用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法

Country Status (10)

Country Link
US (2) US8557106B2 (zh)
EP (1) EP2622046B1 (zh)
JP (1) JP5914494B2 (zh)
KR (1) KR101902592B1 (zh)
CN (1) CN103140573B (zh)
AU (1) AU2011314176B2 (zh)
CA (1) CA2810550C (zh)
RU (1) RU2565669C2 (zh)
SG (1) SG188522A1 (zh)
WO (1) WO2012050765A1 (zh)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8932454B2 (en) 2008-09-18 2015-01-13 Exxonmobile Research And Engineering Co. Mesoporous Y hydrocracking catalyst and associated hydrocracking processes
US9809762B2 (en) * 2011-12-15 2017-11-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Saturation process for making lubricant base oils
US9778115B2 (en) 2013-03-28 2017-10-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system for detecting deposits in a vessel
US9880035B2 (en) 2013-03-28 2018-01-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system for detecting coking growth and maldistribution in refinery equipment
US9500554B2 (en) 2013-03-28 2016-11-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system for detecting a leak in a pipeline
US9746434B2 (en) 2013-03-28 2017-08-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system for determining flow distribution through a component
EP3077485B1 (en) 2013-12-03 2018-10-03 ExxonMobil Research and Engineering Company Hydrocracking of gas oils with increased distillate yield
US9422482B2 (en) 2013-12-19 2016-08-23 Epic Oil Extractors, Llc Hydroprocessing oil sands-derived, bitumen compositions
US10634536B2 (en) 2013-12-23 2020-04-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Method and system for multi-phase flow measurement
CN106669806B (zh) * 2015-11-09 2019-04-12 中国石油化工股份有限公司 一种生产低凝柴油的催化剂及其制备方法
CN106669802B (zh) * 2015-11-09 2019-04-12 中国石油化工股份有限公司 生产高质量加氢裂化尾油的催化剂及其制备方法
US10550335B2 (en) 2015-12-28 2020-02-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Fluxed deasphalter rock fuel oil blend component oils
US10947464B2 (en) 2015-12-28 2021-03-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated resid deasphalting and gasification
US10590360B2 (en) 2015-12-28 2020-03-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Bright stock production from deasphalted oil
US10457877B2 (en) 2016-03-31 2019-10-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Lubricant basestock production with enhanced aromatic saturation
US10584291B2 (en) 2016-03-31 2020-03-10 Exxonmobil Research And Engineering Company High pressure hydrofinishing for lubricant base oil production
US10494579B2 (en) 2016-04-26 2019-12-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Naphthene-containing distillate stream compositions and uses thereof
EP3458552A1 (en) 2016-05-17 2019-03-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Jet and diesel selective hydrocracking
EP3526312A1 (en) 2016-10-14 2019-08-21 ExxonMobil Research and Engineering Company Lubricant basestock production with enhanced aromatic saturation
FR3067717B1 (fr) 2017-06-16 2020-11-13 Ifp Energies Now Procede integre d'hydrocraquage deux etapes et d'un procede d'hydrotraitement
SG11201912425YA (en) 2017-08-03 2020-02-27 Exxonmobil Res & Eng Co Blocked operation for group ii and group iii lubricant production
WO2019027678A1 (en) 2017-08-03 2019-02-07 Exxonmobil Research And Engineering Company ACTIVATION OF NOVEL METAL CATALYSTS ON SILICEOUS SUBSTRATES WITH A GAS FLOW CONTAINING WATER
KR102327050B1 (ko) 2017-12-29 2021-11-15 한화솔루션 주식회사 선택적 수소화 방법
US10443006B1 (en) 2018-11-27 2019-10-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US10781391B2 (en) 2018-11-27 2020-09-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US10597594B1 (en) 2018-11-27 2020-03-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
SG11202107342UA (en) * 2019-03-11 2021-09-29 Exxonmobil Res & Eng Co Marine fuel compositions with reduced engine frictional losses

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3308055A (en) * 1964-04-13 1967-03-07 Chevron Res Hydrocracking process producing lubricating oil
CN1030251A (zh) * 1987-02-26 1989-01-11 无比石油公司 生产高质量馏出油或润滑油的联合加氢处理方案
CN1723265A (zh) * 2002-11-08 2006-01-18 切夫里昂美国公司 极低酸度usy和均相非晶形氧化硅－氧化铝加氢裂化催化剂及方法
US20060264318A1 (en) * 1999-09-07 2006-11-23 Abb Lummus Global Inc. Novel zeolite composite, method for making and catalytic application thereof
US20070131584A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Kalnes Tom N Integrated process for the production of low sulfur diesel
US20100234212A1 (en) * 2004-09-10 2010-09-16 Axel Brait Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof

Family Cites Families (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL133635C (zh) 1961-12-21
US3419497A (en) 1966-07-25 1968-12-31 Gulf Research Development Co Electrical insulating oil
US3450636A (en) 1967-08-22 1969-06-17 Sinclair Research Inc Automatic transmission fluid of reduced susceptibility oxidative degradation
US3640868A (en) 1970-04-01 1972-02-08 Gulf Research Development Co Electrical insulating oil
NL7713122A (nl) * 1977-11-29 1979-05-31 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstoffen.
US4515680A (en) 1983-05-16 1985-05-07 Ashland Oil, Inc. Naphthenic lube oils
GB8517657D0 (en) 1985-07-12 1985-08-21 Shell Int Research Lubricating base oils from naphthenic feedstocks
US5282958A (en) 1990-07-20 1994-02-01 Chevron Research And Technology Company Use of modified 5-7 a pore molecular sieves for isomerization of hydrocarbons
US5384297A (en) * 1991-05-08 1995-01-24 Intevep, S.A. Hydrocracking of feedstocks and catalyst therefor
US5333698A (en) 1993-05-21 1994-08-02 Union Oil Company Of California White mineral oil-based drilling fluid
FR2711667B1 (fr) 1993-10-25 1996-02-02 Inst Francais Du Petrole Procédé pour la production améliorée de distillats moyens conjointement à la production d'huiles ayant des indices de viscosité et des viscosités élevés, à partir de coupes pétrolières lourdes.
JP3510368B2 (ja) 1995-01-31 2004-03-29 東燃ゼネラル石油株式会社 内燃機関用潤滑油組成物
EP0743351B1 (en) 1995-05-19 2000-08-09 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the preparation of lubricating base oils
US6569313B1 (en) * 1995-12-22 2003-05-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated lubricant upgrading process
FR2755813B1 (fr) 1996-11-14 1998-12-11 Alsthom Cge Alcatel Combine telephonique
US7288182B1 (en) 1997-07-15 2007-10-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts
US6712955B1 (en) 1997-07-15 2004-03-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Slurry hydroprocessing using bulk multimetallic catalysts
US6783663B1 (en) 1997-07-15 2004-08-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreating using bulk multimetallic catalysts
US6156695A (en) 1997-07-15 2000-12-05 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybdotungstate hydrotreating catalysts
US6863803B1 (en) 1997-07-15 2005-03-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of low sulfur/low nitrogen hydrocrackates
US6929738B1 (en) 1997-07-15 2005-08-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Two stage process for hydrodesulfurizing distillates using bulk multimetallic catalyst
US6582590B1 (en) 1997-07-15 2003-06-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage hydroprocessing using bulk multimetallic catalyst
US6162350A (en) 1997-07-15 2000-12-19 Exxon Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901)
US7229548B2 (en) 1997-07-15 2007-06-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for upgrading naphtha
EP1137740B1 (en) 1998-11-18 2003-05-14 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Catalytic dewaxing process
CA2292314C (en) 1998-12-16 2007-02-06 China Petrochemical Corporation A process for producing diesel oils of superior quality and low solidifying point from fraction oils
US7261805B2 (en) 1999-02-24 2007-08-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for catalytic dewaxing and catalytic cracking of hydrocarbon streams
US6299760B1 (en) 1999-08-12 2001-10-09 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybodtungstate hydrotreating catalysts (law444)
US6204426B1 (en) 1999-12-29 2001-03-20 Chevron U.S.A. Inc. Process for producing a highly paraffinic diesel fuel having a high iso-paraffin to normal paraffin mole ratio
JP2002088376A (ja) * 2000-07-13 2002-03-27 Japan Energy Corp 水素化分解方法および装置
FR2815041B1 (fr) 2000-10-05 2018-07-06 IFP Energies Nouvelles Procede de production de diesel par hydrocraquage a pression moderee
ATE302258T1 (de) 2001-02-13 2005-09-15 Shell Int Research Schmierölzusammensetzung
US6652735B2 (en) * 2001-04-26 2003-11-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for isomerization dewaxing of hydrocarbon streams
FR2830870B1 (fr) 2001-10-15 2006-12-29 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrocraquage"une etape" de charges hydrocarbonees a fortes teneurs en azote
CA2478195C (en) 2002-03-06 2011-08-30 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Improved hydrocarbon fluids
ES2200702B1 (es) 2002-07-16 2005-05-01 Univesidad Politecnica De Valencia Catalizador conteniendo un material solido cristalino microporoso y proceso para mejorar la calidad de fracciones diesel utilizando dicho catalizador.
US7410924B2 (en) 2002-07-16 2008-08-12 Consejo Superior De Investigaciones Cientificas Hydrocracking catalyst comprising a microporous crystalline solid material
JP2004182931A (ja) * 2002-12-05 2004-07-02 Idemitsu Kosan Co Ltd 潤滑油基油及びその製造方法
FR2852864B1 (fr) 2003-03-24 2005-05-06 Inst Francais Du Petrole Catalyseur comprenant au moins une zeolithe choisie parmi zbm-30, zsm-48, eu-2 et eu-11 et au moins une zeolithe y et procede d'hydroconversion de charges hydrocarbonees utilisant un tel catalyseur
US7709412B2 (en) 2004-04-22 2010-05-04 Exxonmobil Research & Engineering Company Bulk metal hydrotreating catalyst used in the production of low sulfur diesel fuels
US7648941B2 (en) 2004-09-22 2010-01-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk bimetallic catalysts, method of making bulk bimetallic catalysts and hydroprocessing using bulk bimetallic catalysts
US7544632B2 (en) 2004-09-22 2009-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk Ni-Mo-W catalysts made from precursors containing an organic agent
US7591942B2 (en) 2004-09-22 2009-09-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk bi-metallic catalysts made from precursors containing an organic agent
US20060100466A1 (en) 2004-11-08 2006-05-11 Holmes Steven A Cycloalkane base oils, cycloalkane-base dielectric liquids made using cycloalkane base oils, and methods of making same
US7238277B2 (en) * 2004-12-16 2007-07-03 Chevron U.S.A. Inc. High conversion hydroprocessing
US20080171675A1 (en) 2005-11-14 2008-07-17 Lisa Ching Yeh Lube Basestock With Improved Low Temperature Properties
CN101374932B (zh) 2006-01-17 2013-05-29 埃克森美孚研究工程公司 用于石脑油加氢脱硫的包括二氧化硅载体的选择性催化剂
WO2007084437A2 (en) 2006-01-17 2007-07-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Selective catalysts having high temperature alumina supports for naphtha hydrodesulfurization
DK1996677T3 (en) 2006-01-17 2015-08-03 Exxonmobil Res & Eng Co PROCESS FOR THE PREPARATION OF A catalyst for the hydrodesulfurization of naphtha
CN101370581A (zh) 2006-01-17 2009-02-18 埃克森美孚研究工程公司 用于石脑油加氢脱硫的选择性催化剂
JP5633997B2 (ja) 2006-07-06 2014-12-03 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 潤滑油基油及び潤滑油組成物
US7951746B2 (en) 2006-10-11 2011-05-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk group VIII/group VIB metal catalysts and method of preparing same
US8551327B2 (en) 2007-12-27 2013-10-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Staged co-processing of biofeeds for manufacture of diesel range hydrocarbons
JP5371327B2 (ja) * 2008-08-28 2013-12-18 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 炭化水素油の製造方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3308055A (en) * 1964-04-13 1967-03-07 Chevron Res Hydrocracking process producing lubricating oil
CN1030251A (zh) * 1987-02-26 1989-01-11 无比石油公司 生产高质量馏出油或润滑油的联合加氢处理方案
US20060264318A1 (en) * 1999-09-07 2006-11-23 Abb Lummus Global Inc. Novel zeolite composite, method for making and catalytic application thereof
CN1723265A (zh) * 2002-11-08 2006-01-18 切夫里昂美国公司 极低酸度usy和均相非晶形氧化硅－氧化铝加氢裂化催化剂及方法
US20100234212A1 (en) * 2004-09-10 2010-09-16 Axel Brait Hydroprocessing bulk catalyst and uses thereof
US20070131584A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Kalnes Tom N Integrated process for the production of low sulfur diesel

Also Published As

Publication number Publication date
SG188522A1 (en) 2013-04-30
US20130341243A1 (en) 2013-12-26
US20120080357A1 (en) 2012-04-05
KR20130124316A (ko) 2013-11-13
CA2810550C (en) 2017-08-29
AU2011314176B2 (en) 2015-04-30
US8557106B2 (en) 2013-10-15
AU2011314176A1 (en) 2013-04-11
CA2810550A1 (en) 2012-04-19
WO2012050765A1 (en) 2012-04-19
KR101902592B1 (ko) 2018-09-28
RU2013115105A (ru) 2014-11-10
CN103140573B (zh) 2015-07-01
EP2622046A4 (en) 2014-06-18
JP2013542282A (ja) 2013-11-21
US9487714B2 (en) 2016-11-08
JP5914494B2 (ja) 2016-05-11
EP2622046B1 (en) 2017-11-22
EP2622046A1 (en) 2013-08-07
RU2565669C2 (ru) 2015-10-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103140573B (zh) 用于改进馏出物和改进润滑油收率和性能的选择性加氢裂化方法
JP5876965B1 (ja) 隔壁塔分留装置による２段水素化処理
CN102858923B (zh) 低压生产低浊点柴油
CN103370397B (zh) 具有分隔壁塔分馏器的两段加氢操作
CN102892867B (zh) 制备具有低聚芳族含量的柴油的包含催化hdw和hdt的二步法
US8674160B2 (en) Dewaxing of renewable diesel fuel
CN103003393A (zh) 用低压含氢气料流加氢处理生物组分进料
CN102639678A (zh) 低活性或再生催化剂在较高活性催化剂上的堆叠
SG192148A1 (en) Fuels hydrocracking with dewaxing of fuel products
CN102985515A (zh) 生物组分原料的联合气相和液相加工
CN103180417A (zh) 生物组分原料的气相和液相加氢操作
CN102625822A (zh) 从含有脂类材料的原料制备燃料
CN103003396A (zh) 液相馏出物脱蜡
CN102892868B (zh) 瓦斯油沸程进料的加氢处理

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant