CN108473886A - 源自加氢处理的脱沥青油的燃料组分 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及燃料和/或燃料共混组分，所述燃料和/或燃料共混组分可由高提升脱沥青油的加氢处理形成。所述高提升脱沥青可对应于溶剂脱沥青以产生至少50重量％、或至少65重量％或至少75重量％的脱沥青油的收率。通过加氢处理脱沥青油而形成的所得燃料和/或燃料共混组分可具有出乎意料的高环烷烃含量和/或密度。另外或可选地，由高提升脱沥青产生的脱沥青油代表可转化成具有出乎意料的组成的燃料和/或燃料共混组分的不利进料。另外或可选地，所得燃料和/或燃料共混组分可具有出乎意料的有利的冷流性质，例如浊点、倾点和/或冰点。

Description

源自加氢处理的脱沥青油的燃料组分
技术领域
本发明提供系统、方法和组合物，所述系统、方法和组合物涉及由通过对渣油馏分进行脱沥青而生产的脱沥青油来生产燃料和/或燃料共混组分。
背景技术
润滑油基础油是可从原油或原油馏分产生的较高价值的产物。产生期望品质的润滑油基础油的能力通常受到合适给料的可获得性的限制。例如，用于润滑油基础油生产的大多数常规方法涉及利用先前未在苛刻条件下进行处理的粗馏分开始，所述粗馏分为例如源自具有中等至低水平的初始硫含量的原油的初始瓦斯油馏分。
在一些情况下，通过减压渣油的丙烷脱沥青而形成的脱沥青油可用于其它润滑油基础油的生产。脱沥青油可潜在适用于生产更重的基础油如光亮油。然而，为了制备用于润滑油基础油生产的合适进料，所需要的丙烷脱沥青工艺的严苛程度通常导致相对于减压渣油进料仅约30重量％的脱沥青油收率。
美国专利3,414,506描述了通过对戊烷-醇-脱沥青的减压残渣进行加氢处理来制备润滑油的方法。所述方法包括利用脱沥青溶剂对减压渣油馏分实施脱沥青，所述脱沥青溶剂包含链烷烃如戊烷和一种或多种短链醇如甲醇和异丙醇的混合物。然后对脱沥青油进行加氢处理，随后实施溶剂萃取以实施充分的VI提升来形成润滑油。
美国专利7,776,206描述了对渣油和/或脱沥青油进行催化处理以形成光亮油的方法。对得自渣油的流股如脱沥青油实施加氢处理以将硫含量降低至小于1重量％并将氮含量降低至小于0.5重量％。然后将加氢处理的流股分馏以在1150℉-1300℉(620℃-705℃)的分馏点处形成较重的馏分和较轻的馏分。然后以各种方式对较轻的馏分进行催化处理以形成光亮油。
美国专利6,241,874描述了用于集成溶剂脱沥青及气化的系统和方法。所述集成基于使用气化过程中产生的蒸汽作为用于从脱沥青油产物回收脱沥青溶剂的热源。
发明内容
在多个方面，燃料和/或燃料共混组分可由高提升脱沥青油的加氢处理来形成。高提升脱沥青可对应于溶剂脱沥青以产生至少50重量％、或至少65重量％或至少75重量％的脱沥青油的收率。通过加氢处理脱沥青油而形成的所得燃料和/或燃料共混组分可具有出乎意料的高环烷烃含量和/或密度。另外或可选地，由高提升脱沥青产生的脱沥青油表示不利进料，所述不利进料可转化成具有意想不到的组成的燃料和/或燃料共混组分。另外或可选地，所得燃料和/或燃料共混组分可具有意想不到的有利的冷流性质如浊点、倾点和/或冰点。
附图说明
图1示意性示出了用于处理脱沥青油以形成润滑油基础油料的构造的实例。
图2示意性示出了用于处理脱沥青油以形成润滑油基础油料的构造的另一个实例。
图3示意性示出了用于处理脱沥青油以形成润滑油基础油的构造的另一个实例。
图4示出了在各种水平的加氢处理严苛程度下处理戊烷脱沥青油的结果。
图5示出了在利用含硫加氢裂化和脱硫加氢裂化的各种组合的构造中处理脱沥青油的结果。
图6示意性示出了用于催化处理脱沥青油以形成润滑油基础油的构造的实例。
图7示出了通过加氢处理脱沥青油而产生的石脑油馏分的模拟实例。
图8示出了通过加氢处理脱沥青油而产生的航空燃料馏分和柴油馏分的模拟实例。
图9示出了通过加氢处理脱沥青油而产生的塔底馏分的模拟实例。
图10示出了通过加氢处理脱沥青油而产生的航空燃料和柴油馏分的实例。
图11示出了对加氢处理的脱沥青油的塔底进一步加氢处理而产生的馏出物馏分和塔底馏分的实例。
图12示出了对加氢处理的脱沥青油的塔底进一步加氢处理而产生的馏出物馏分和塔底馏分的实例。
具体实施方式
本文的具体实施方式和权利要求书的所有数值都可通过“约”或“大约”对所示值进行修饰，并且考虑了本领域普通技术人员所预期的实验误差和变化。
在多个方面，燃料和/或燃料共混组分可由高提升脱沥青油的加氢处理来形成。高提升脱沥青可对应于溶剂脱沥青以产生至少50重量％、或至少65重量％或至少75重量％的脱沥青油收率。用于溶剂脱沥青的进料可以是含渣油的进料，例如具有至少400℃、或至少450℃、或至少510℃、如高达570℃或更高的T10蒸馏点的进料。通过加氢处理脱沥青油而形成的所得燃料和/或燃料共混组分可具有出乎意料地高的环烷烃含量和/或密度。另外或可选地，由高提升脱沥青产生的脱沥青油代表可转化成具有意想不到的组成的燃料和/或燃料共混组分的不利进料。另外或可选地，所得燃料和/或燃料共混组分可具有意想不到的有利的冷流性质，例如浊点、倾点和/或冰点。
常规地，通常实施溶剂脱沥青以产生40重量％或更小的脱沥青油收率，导致产生60重量％或更多的脱沥青塔残渣沥青膏。在各个方面中，可实施脱沥青工艺以产生较高收率的脱沥青油。在常规标准下，提高脱沥青油的收率可导致较低价值的脱沥青油，导致其不太适合生产燃料和/或润滑油基础油。此外，通过提高脱沥青油的收率，根据常规标准，相应的脱沥青塔残渣沥青膏可具有较低百分比的期望分子。基于这些常规观点，通常避免实施产生较不利类型的脱沥青塔残渣沥青膏并同时还产生较低价值的脱沥青油溶剂脱沥青。
与常规观点相比，已经发现，高提升脱沥青可以用于通过加氢处理高提升脱沥青油来制造具有期望性质的燃料和/或润滑油基础油。这与制备常规I类润滑油的方法相反，其中使用芳族化合物萃取方法(使用典型的芳族化合物萃取溶剂如苯酚、糠醛或N-甲基吡咯烷酮)来降低进料的芳族化合物含量。加氢处理以形成燃料和/或润滑油可代表高提升脱沥青的一种潜在应用。在其中进行脱沥青以产生大于50重量％脱沥青油的这种应用中，在加氢处理过程中产生的所得燃料沸程馏分可具有出乎意料地高的环烷烃含量和/或出乎意料的高密度。另外地或可选地，所得燃料沸程馏分可具有有益的燃烧性质，例如出乎意料地低的计算的碳芳香度指数(CCAI)和/或出乎意料地高的十六烷值和/或有利的冷流性质。当将燃料沸程馏分与其它燃料组分和/或燃料共混组分共混以形成期望的燃料如馏出物燃料或燃料油时，这可以潜在地提供优势。
在形成高提升脱沥青油之后，出于各种原因可对脱沥青油进行加氢处理。在一些方面，加氢处理的一个或多个阶段可用于降低脱沥青油的硫含量和/或使脱沥青油中的至少一部分芳族化合物饱和。在其它方面，可使用多个阶段来潜在地从脱沥青油形成润滑油基础油。在这种润滑油基础油生产期间，进料的转化可导致产生各种石脑油沸程馏分和/或馏出物沸程馏分。在另外其它方面，可需要具有柔性工艺，其中在一些情况下将较高沸点馏分(可能是塔底馏分)用于燃料生产而不是用于润滑油基础油的生产。
例如，在一个或多个初始阶段中通过脱金属/加氢处理/加氢裂化进行脱沥青之后，初始阶段流出物可被分馏以产生蒸馏馏分和塔底馏分。蒸馏馏分可以在不同的分馏点进行分馏以产生：a)可适用于混入汽油中的石脑油流股；b)适用于混入航空燃料(航空用途的煤油)、非航空煤油、柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油或加热油或作为助熔剂或船用燃料油的航空燃料/煤油范围馏出物流股；c)适用于混入柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油和/或加热油或作为助熔剂或船用燃料油的柴油范围馏出物流股，或其可适合用作满足ISO 8217 DMB等级的船用瓦斯油；d)或航空燃料和柴油流股可作为单一馏分收集以制备适用于混入柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油或加热油或作为助熔剂或船用燃料油的宽馏分馏出物流股(航空燃料+柴油)，或其可适合用作符合ISO 8217 DMA等级的船用瓦斯油。
源自初始阶段的塔底馏分可用作第二阶段的进料或任选地可用作残余船用燃料的共混组分。由于它们的硫含量低，所以使用塔底流股将成为：用于排放控制区域的残余船用燃料的合适共混组分，其中<0.1重量％的硫是强制的；或是用于混合<0.5重量％硫的船用燃料的共混油料。
对于在一个或多个另外的阶段中暴露于进一步处理的初始阶段塔底的任何部分，可分馏另外的阶段流出物以产生蒸馏的馏分和塔底产物。蒸馏馏分可以在不同的分馏点进行分馏以产生：e)可适用于混入汽油中石脑油流股；f)适用于混入航空燃料(用于航空用途的煤油)、非航空煤油、柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油或加热油或作为助熔剂或船用燃料油的航空燃料/煤油范围的馏出物流股；g)适合于混入柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油和/或加热油或作为助熔剂或船用燃料油的馏出物流股，或其可以适合用作满足ISO 8217 DMB等级的船用瓦斯油；h)或航空燃料和柴油流股可作为单一馏分收集以制造适用于混入柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油和/或加热油中的宽切割馏出物流股(航空燃料+柴油)，或作为助熔剂或船用燃料油收集，或可适合用作满足ISO 8217 DMA等级的船用柴油；和/或i)重质馏出物分馏物(12)，其可适用于混入柴油燃料、瓦斯油、船用瓦斯油和/或加热油或作为助熔剂或残余船用燃料油。
尽管源自另外的加工阶段的较高沸点馏分(包括塔底馏分)通常适用于润滑油基础油或光亮油产品，但较高沸点馏分可用作残余船用燃料的共混组分。由于它们的硫含量低，所以较高沸点的馏分(包括塔底馏分)将成为：用于排放控制区域的残余船用燃料的合适共混组分，其中<0.1重量％的硫是强制的；或用于共混<0.5重量％硫的船用燃料的共混油料，除非船舶在船上装有废气清洁系统，否则所述船用燃料将被强制在2020年后在开放海域(由国际海事组织)使用。任选地，如果形成了光亮油产品，则在光亮油产品上进行溶剂萃取而得到的萃取馏分也可潜在地用作燃料油共混组分。
图6示出了用于高提升脱沥青油的加氢处理的工艺构造的实例。在一些方面中，图6的构造可用于从脱沥青油进料来生产润滑油基础油如光亮油。在其它方面，源自第一处理阶段和/或第二处理阶段的至少一部分较高沸点(例如塔底)馏分可用于生产燃料油和/或燃料油共混油料。由于脱沥青油原料的转化，使得第一阶段和第二阶段两者都可产生馏出物燃料沸程部分。
在图6中，将减压渣油进料675和脱沥青溶剂676送入脱沥青单元680。如图6所示的构造中，脱沥青单元680可以至少50重量％的收率进行高提升脱沥青。脱沥青单元680可产生残渣沥青膏或沥青馏分682和脱沥青油610。然后可将残渣沥青膏或沥青馏分682与助熔剂共混以形成助熔沥青膏共混油料。任选地，在引入第一(含硫)加氢处理阶段620之前，脱沥青油610可与另一减压瓦斯油沸程进料671合并。源自加氢处理阶段620的流出物的较低沸点部分627可分离出以进一步用作和/或加工为一种或多种石脑油馏分和/或馏出物馏分。加氢处理流出物的较高沸点部分625可以：a)进入第二(脱硫)加氢处理阶段650；和/或b)从处理系统中取出626以用作燃料，例如燃料油或燃料油共混油料。第二加氢处理阶段650可产生流出物，所述流出物可分离以形成一种或多种燃料馏分657和一种或多种润滑油基础油馏分655，例如一种或多种光亮油馏分。
源自脱沥青油的加氢处理的馏分的特征在于有益的性质组合：由于较高含量的环烷烃而导致的低硫、低芳族化合物、良好的十六烷(通常～40的十六烷指数和更高)，以及较高的密度。所述航空燃料可用作共混油料以在具有高烟点的煤油/航空燃料中降低烟点，同时保持密度。一般而言，馏出物流股可用于同时校正共混物以降低硫和降低芳族化合物，同时保持密度并保持或提高十六烷值。另外，上述益处可与改善的冷流性质一起提供。其它可用于同时降低硫和降低芳族化合物的可用流股如气-液柴油或加氢处理的植物油由异链烷烃和链烷烃构成，因此将导致密度的定向降低和体积能量含量的损失。馏出物也可用于制造具有高体积能量含量并同时保持十六烷值的柴油产品。高能量含量燃料在车辆中提供更好的燃料经济性，其它所有方面都相同。传统上柴油燃料的能量含量可通过添加芳族化合物来提高，但是以十六烷的质量的劣化为代价。最终十六烷可限制芳族化合物共混的程度。源自加氢处理的脱沥青油的馏出物可克服这种限制，因为不存在能量含量与十六烷之间的折衷。
作为一个实例，通过加氢处理脱沥青油形成的馏出物可包括第一部分，所述第一部分包含至少190℃、或至少200℃的T5蒸馏点和300℃或更小的T90蒸馏点或者300℃或更小的T95蒸馏点。在这种类型的实例中，第一部分可包括85重量％至98重量％、或85重量％至95重量％、或90重量％至98重量％的饱和化合物。一部分饱和化合物可对应于环烷烃。相对于第一部分的重量，环烷烃含量可为至少50重量％、或至少55重量％、或至少60重量％、或至少65重量％、或至少70重量％、或至少75重量％，例如高达80重量％或更大。第一部分的密度可取决于环烷烃的含量。具有较低环烷烃含量(例如50重量％至65重量％)的第一部分可具有0.84g/cm3或更小、或0.83g/cm3或更小如低至0.80g/cm3或更小的密度，而具有较高环烷烃含量(例如65重量％至80重量％)的第一部分可具有至少0.85g/cm3、或至少0.86g/cm3如高达0.90g/cm3或更大的密度。取决于所述方面，第一部分可具有至少40、或至少44、或至少46、或至少50、或至少60的十六烷指数和/或衍生的十六烷值。
作为另一个实例，通过脱沥青油的加氢处理而形成的馏分可包括第一部分，所述第一部分包含至少270℃、或至少290℃或至少300℃的T5蒸馏点和400℃或更小或380℃或更小的T95蒸馏点。在这种类型的实例中，第一部分可在15℃下具有至少0.85g/cm3或至少0.86g/cm3如高达0.90g/cm3或更大的密度。在这种类型的实例中，第一部分可包括至少70重量％、或至少90重量％、或至少95重量％或至少98重量％的饱和化合物。一部分饱和化合物可对应于环烷烃。相对于第一部分的重量，环烷烃含量可为至少50重量％、或至少60重量％如高达80重量％或更大。取决于所述方面，第一部分可具有至少40、或至少44、或至少46、或至少50、或至少60的十六烷指数和/或衍生的十六烷值。
源自脱沥青油的加氢处理的塔底流股的特征在于具有如下性质的有益组合：低硫、非常好的燃烧质量(如通过CCAI(756 CCAI和更低)测量的)和与典型船用燃料相比更低的密度。塔底流股可具有足够低的硫(<<0.1重量％)，以使其适合于混入ECA燃料中。典型的精炼工艺将硫浓缩在用于制造船用燃料的塔底材料中。因此，制造ECA燃料的潜在共混油料非常少。塔底流股可用于同时校正混合物以降低硫含量、降低密度和提高CCAI。市场上的ECA燃料如船用瓦斯油(MGO)的运动粘度太低而导致燃油喷射设备由于燃油系统(以在残余燃油上运行的方式设计的)中的环境热而难以正常工作。为了在MGO上运行，一些船舶使用冷却器来冷却MGO并保持粘度。将MGO混入更重的ECA中以校正硫、密度和CCAI，可降低运动粘度并导致相同的问题。在制造ECA燃料时塔底可提供灵活性，以校正硫、密度和CCAI，并同时保持足够高的运动粘度。塔底的硫含量太低以至于可使得将一定量的相对高的硫材料共混入ECA燃料中。然而，塔底的低BMCI表明，其与典型的含芳族沥青质的较高硫燃料油的相容性会受到限制。
作为实例，通过加氢处理脱沥青油形成的塔底馏分可包含至少370℃、或至少400℃、或至少500℃、或至少550℃的T10蒸馏点和700℃或更小的T90蒸馏点。在这种类型的实例中，塔底物在70℃下可具有0.86g/cm3或更小、或0.85g/cm3或更小如低至0.80g/cm3或更小的密度。在这种类型的实例中，塔底物可包含至少75重量％、或至少80重量％或至少90重量％的饱和化合物。一部分饱和化合物可对应于环烷烃。相对于塔底物的重量，环烷烃的含量可为至少50重量％、或至少60重量％如高达80重量％或更大。底部物可具有760或更小或740或更小的计算的碳芳香度指数和/或1.5重量％或更小、或1.0重量％或更小或0.5重量％或更小的康拉德逊(Conradson)碳含量。硫含量可以是100wppm或更小、或50wppm或更小或20wppm或更小。镍和/或钒的含量可以是3wppm或更小或1wppm或更小。在100℃下的运动粘度可以为至少15cSt或至少25cSt或至少40cSt。
在将通过脱沥青油的加氢处理而产生的煤油/柴油范围的材料用作低硫柴油、瓦斯油/非道路柴油或加热油共混的共混油料时，其可以与其它流股混合，包括/不限于如下及其任意组合：低硫柴油(硫含量小于500wppm)、超低硫柴油(硫含量<10ppmw或<15ppmw)、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢处理的直馏柴油、加氢处理的直馏瓦斯油、加氢处理的直馏煤油、加氢处理的循环油、加氢处理的热裂化柴油、加氢处理的热裂化瓦斯油、加氢处理的热裂化煤油、加氢处理的焦化柴油、加氢处理的焦化瓦斯油、加氢处理的焦化煤油、加氢裂化器柴油、加氢裂化器瓦斯油、加氢裂化器煤油、气-液柴油、气-液煤油、加氢处理的植物油、脂肪酸甲基酯。另外，可以使用添加剂来校正诸如倾点、冷滤点、润滑性、十六烷值和/或稳定性的性质。
当通过脱沥青油的加氢处理而产生的煤油/柴油或重柴油用作船用瓦斯油(MGO)共混的共混油料时，其可以与其它流股共混，包括/不限于任何如下物质及其任意组合以制备符合规格的船用瓦斯油燃料：低硫柴油(硫含量低于500wppm)、超低硫柴油(硫含量<10ppmw或<15ppmw)、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢处理的直馏柴油、加氢处理的直馏瓦斯油、加氢处理的直馏煤油、加氢处理的循环油、加氢处理的热裂化柴油、加氢处理的热裂化瓦斯油、加氢处理的热裂化煤油、加氢处理的焦化柴油、加氢处理的焦化瓦斯油、加氢处理的焦化煤油、加氢裂化器柴油、加氢裂化器瓦斯油、加氢裂化器煤油、气-液柴油、气-液煤油；加氢处理的脂肪或油如加氢处理的植物油、加氢处理的妥尔油等；脂肪酸甲酯、加氢处理的热解柴油、加氢处理的裂解瓦斯油、常压塔底产物、减压塔底产物；和得自低硫粗页岩、直馏柴油、直馏煤油、直馏瓦斯油的任何残余材料；和得自低硫粗页岩、气液蜡和其它气液烃的任何馏出物。另外，可以使用添加剂来校正诸如倾点、冷滤点、润滑性、十六烷值和/或稳定性的性质。
在通过脱沥青油的加氢处理而产生的塔底物料用作ECA燃料共混的共混油料的情况下，其可与其它流股共混，包括/不限于任何以下物质及其任意组合：低硫柴油(硫含量小于500wppm)、超低硫柴油(硫含量<10ppmw或<15ppmw)、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢处理的直馏柴油、加氢处理的直馏瓦斯油、加氢处理的直馏煤油、加氢处理的循环油、加氢处理的热裂化柴油、加氢处理的热裂化瓦斯油、加氢处理的热裂化煤油、加氢处理的焦化柴油、加氢处理的焦化瓦斯油、加氢处理的焦化煤油、加氢裂化器柴油、加氢裂化器瓦斯油、加氢裂化器煤油、气-液柴油、气-液煤油；加氢处理的脂肪或油如加氢处理的植物油、加氢处理的妥尔油等；脂肪酸甲酯、加氢处理的热解柴油、加氢处理的热解瓦斯油、加氢处理的热解油、常压塔底产物、真空塔底产物；和得自低硫粗页岩、直馏柴油、直馏煤油、直馏瓦斯油的任何残余物；和得自低硫粗页岩、气-液蜡和其它气-液烃的任何馏出物。此外，添加剂可以用于校正诸如倾点的性质。
在通过脱沥青油的加氢处理而产生的塔底物料用作LSFO(船用燃料油，<0.5重量％的硫)共混的共混油料的情况下，其可以与任意一种如下物质及其任意组合共混：低硫柴油(硫含量低于500wppm)、超低硫柴油(硫含量<10ppmw或<15ppmw)、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢处理的直馏柴油、加氢处理的直馏瓦斯油、加氢处理的直馏煤油、加氢处理的循环油、加氢处理的热裂化柴油、加氢处理的热裂化瓦斯油、加氢处理的热裂化煤油、加氢处理的焦化柴油、加氢处理的焦化瓦斯油、加氢处理的焦化煤油、加氢裂化器柴油、加氢裂化器瓦斯油、加氢裂化器煤油、气-液柴油、气-液煤油、加氢处理的植物油、脂肪酸甲酯、未加氢处理的直馏柴油、未加氢处理的直馏煤油、未加氢处理的直馏瓦斯油；和得自低硫粗页岩、气-液蜡和其它气-液烃的任何馏出物；未加氢处理的循环油、未加氢处理的流体催化裂化油浆、未加氢处理的热解瓦斯油、未加氢处理的裂化轻质瓦斯油、未加氢处理的裂化重质瓦斯油、未加氢处理的热解轻质瓦斯油、未加氢处理的热解重质瓦斯油、未加氢处理的热裂化残渣、未加氢处理的热裂化重馏出物、未加氢处理的焦化器重馏出物、未加氢处理的减压瓦斯油、未加氢处理的焦化器柴油、未加氢处理的焦化器瓦斯油、未加氢处理的焦化器减压瓦斯油、未加氢处理的热裂化减压瓦斯油、未加氢处理的热裂化柴油、未加氢处理的热裂化瓦斯油；加氢处理的脂肪或油如加氢处理的植物油、加氢处理的妥尔油等；脂肪酸甲酯、第1类松散蜡、润滑油芳族化合物萃取物、脱沥青油、常压塔底产物、真空塔底产物、蒸汽裂化器焦油；源自低硫粗页岩、LSFO、RSFO、其它LSFO/RSFO共混油料的任何残余物。此外，添加剂可以用于校正诸如倾点的性质。
根据需要，通过脱沥青油和/或其它共混油料的加氢处理而产生的燃料或燃料共混组分馏分可以添加添加剂如倾点改进剂、十六烷值改进剂、润滑性改进剂等以满足当地规格。
应注意，由于脱沥青油进料的性质和所实施的后续加氢处理，本文所述的燃料或燃料共混组分通常可具有减少的或最小化的极性化合物含量。例如，总液体流出物中和/或给定馏分中极性化合物的含量可以为1.0重量％或更小或者0.1重量％或更小，例如基本上不含极性化合物。用于表征馏出物样品中芳族化合物、极性物质、环烷烃和/或链烷烃的合适方法可以是ASTM D5186。
从脱沥青油生产润滑油的概述
在多个方面，提供了由低严苛程度C4+脱沥青产生的脱沥青油生产I类和II类润滑油基础油(包括I类和II类光亮油)的方法。如本文中所使用的低严苛程度脱沥青是指在导致脱沥青油的高收率(和/或减少量的不合格沥青或残渣沥青膏)的条件下脱沥青，例如相对于用于脱沥青的进料至少50重量％、或至少55重量％、或至少60重量％、或至少65重量％、或至少70重量％或至少75重量％的脱沥青油收率。可在不对脱沥青油实施溶剂萃取的条件下形成I类基础油(包括光亮油)。II类基础油(包括光亮油)可使用催化和溶剂处理的组合来形成。与由在低严苛程度条件下形成的脱沥青油生产的常规光亮油相比，本文中所述的I类和II类光亮油在长时间储存后基本上无雾。这种无雾的II类光亮油可对应于具有意想不到的组成的光亮油。
在各个其它方面，提供了用于C3脱沥青油的催化处理以形成II类光亮油的方法。通过催化处理形成II类光亮油可提供具有意想不到的组成性能的光亮油。
常规上，原油通常被描述为由多种沸程组成。原油中沸程较低的化合物对应于石脑油或煤油燃料。中级沸程馏出化合物可用作柴油燃料或润滑油基础油。如果在原油中存在任何较高沸程的化合物，则认为这种化合物为残余或“渣油”化合物，对应于在对原油实施常压和/或减压蒸馏后留下的原油部分。
在一些常规加工方案中，可将渣油馏分脱沥青，其中脱沥青油用作形成润滑油基础油的进料的一部分。在常规加工方案中，使用丙烷脱沥青来生产用作形成润滑油基础油的进料的脱沥青油。这种丙烷脱沥青对应于“高严苛程度”脱沥青，如相对于初始渣油馏分约40重量％或更小、通常30重量％或更小的脱沥青油的典型收率所示的。在典型的润滑油基础油生产过程中，则可对脱沥青油实施溶剂萃取以降低芳族化合物含量，随后实施溶剂脱蜡以形成基础油。脱沥青油的低收率部分地是以传统方法不能由较低严苛程度脱沥青来生产润滑油基础油为基础的，所述润滑油基础油不会随时间形成雾。
在一些方面，已经发现，使用诸如加氢处理的催化加工和诸如溶剂脱蜡的溶剂加工的混合可用于从脱沥青油生产润滑油基础油，同时还生产具有较小或没有随延长时间而形成雾的倾向的基础油。脱沥青油可通过使用C4溶剂、C5溶剂、C6+溶剂、两种或更多种C4+溶剂的混合物、或两种或更多种C5+溶剂的混合物的脱沥青工艺来生产。脱沥青工艺可进一步对应于对于具有至少510℃的T10蒸馏点(或任选的T5蒸馏点)的减压渣油进料具有至少50重量％的脱沥青油收率或至少60重量％、或至少65重量％或至少70重量％的收率的工艺。据认为，减少的雾形成部分地是由于基础油的倾点和浊点之差减小或最小化和/或部分地是由于形成了浊点为-5℃或更小的光亮油。
为了生产I类基础油，可在足以实现所得基础油产物的所需粘度指数增加的条件下对脱沥青油实施加氢处理(加氢处理和/或加氢裂化)。加氢处理的流出物可被分馏以从润滑油基础油沸程部分分离较低沸点的部分。然后可将润滑油基础油沸程部分进行溶剂脱蜡以产生脱蜡流出物。脱蜡后的流出物可分离以形成多种基础油，所述多种基础油具有降低的随着时间的推移形成雾的倾向(例如无倾向)。
为了生产II类基础油，在一些方面，可对脱沥青油实施加氢处理(加氢处理和/或加氢裂化)，使得～700℉+(370℃+)的转化率为10重量％至40重量％。可将加氢处理的流出物分馏以从润滑油基础油沸程部分分离较低沸点的部分。然后将润滑油沸程部分加氢裂化、脱蜡并加氢精制以产生催化脱蜡的流出物。任选但优选地，润滑油沸程部分可以是欠脱蜡的(underdewax)，使得流出物的催化脱蜡的较重部分或潜在光亮油部分的蜡含量为至少6重量％或至少8重量％或至少10重量％。这种欠脱蜡也可适用于形成轻质或中等或重质中性润滑油基础油，其不需要进一步的溶剂升级以形成无雾基础油。在本讨论中，较重部分/潜在光亮油部分可大致对应于脱蜡流出物的538℃+部分。流出物的催化脱蜡的较重部分然后可进行溶剂脱蜡以形成溶剂脱蜡的流出物。可分离溶剂脱蜡的流出物以形成包括至少一部分II类光亮油产物的多种基础油，所述多种基础油具有降低的随着时间的推移形成雾的倾向(例如无倾向)。
为了生产II类基础油，在其它方面，可对脱沥青油实施加氢处理(加氢处理和/或加氢裂化)，使得370℃+转化率为至少40重量％或至少50重量％。可将加氢处理的流出物分馏以从润滑油基础油沸程部分分离较低沸点的部分。然后将润滑油基础油沸程部分可加氢裂化、脱蜡和加氢精制以产生催化脱蜡的流出物。然后可将催化脱蜡的流出物进行溶剂萃取以形成萃余液。可将萃余液分离以形成包括至少一部分II类光亮油产物的多种基础油，所述多种基础油具有降低的随着时间的推移形成雾的倾向(例如无倾向)。
在其它方面，已经发现，可使用催化处理由C3、C4、C5和/或C5+脱沥青油生产具有意想不到的组成性质的II类光亮油。可对脱沥青油实施加氢处理以降低杂原子(例如硫和氮)的含量，随后在脱硫条件下实施催化脱蜡。任选地，可包括加氢裂化作为含硫加氢处理阶段的一部分和/或作为脱硫脱蜡阶段的一部分。
在多个方面，可使用催化和/或溶剂加工的各种组合来从脱沥青油形成润滑油基础油，所述润滑油基础油包括II类光亮油。这些组合包括但不限于：
a)在含硫条件(即硫含量为至少500wppm)下加氢处理脱沥青油；将加氢处理的流出物分离以形成至少润滑油沸程馏分；和对润滑油沸程馏分进行溶剂脱蜡。在一些方面，脱沥青油的加氢处理可对应于加氢处理、加氢裂化或它们的组合。
b)在含硫条件(即硫含量为至少500wppm)下加氢处理脱沥青油；将加氢处理的流出物分离以形成至少润滑油沸程馏分；和在脱硫条件(即500wppm或更小的硫)下对润滑油沸程馏分实施催化脱蜡。催化脱蜡可任选地对应于使用孔径大于8.4埃的脱蜡催化剂的催化脱蜡。任选地，脱硫加工条件可进一步包括加氢裂化、贵金属加氢处理和/或加氢精制。任选的加氢裂化、贵金属加氢处理和/或加氢精制可在催化脱蜡之前和/或之后实施。例如，在脱硫加工条件下催化加工的顺序可以是贵金属加氢处理，随后是加氢裂化，然后是催化脱蜡。
c)上述b)的方法，随后对催化脱蜡的流出物的至少一部分实施另外的分离。另外的分离可对应于溶剂脱蜡、溶剂萃取(例如用糠醛或N-甲基吡咯烷酮的溶剂萃取)、物理分离(例如超速离心)或它们的组合。
d)上述a)的方法，随后对至少一部分溶剂脱蜡产物实施催化脱蜡(脱硫条件)。任选地，脱硫加工条件可进一步包括加氢处理(例如贵金属加氢处理)、加氢裂化和/或加氢精制。另外的脱硫加氢处理可在催化脱蜡之前和/或之后实施。
将I类基础油或基础油定义为具有少于90重量％饱和分子和/或至少0.03重量％硫含量的基础油。I类基础油还具有至少80但小于120的粘度指数(VI)。II类基础油或基础油含有至少90重量％的饱和分子和小于0.03重量％的硫。II类基础油还具有至少80但小于120的粘度指数。III类基础油或基础油含有至少90重量％的饱和分子和小于0.03重量％的硫，具有至少120的粘度指数。
在一些方面，如本文中所述的III类基础油可以对应于III+类基础油。尽管没有普遍接受的定义，但III+类基础油通常可对应于满足III类基础油的要求，同时还相对于III类规格具有至少一种增强的性质的基础油。增强的性质可对应于例如具有基本上大于所需规格120的粘度指数，例如具有至少130、或至少135或至少140的VI的III类基础油。类似地，在一些方面，如本文中所述的II类基础油可以对应于II+类基础油。尽管没有普遍接受的定义，但II+类基础油通常可对应于满足II类基础油的要求，同时相对于II类规格还具有至少一种增强的性质的基础油。增强的性质可对应于例如具有基本上大于所需规格80的粘度指数，例如具有至少103、或至少108或至少113的VI的II类基础油。
在下面的讨论中，阶段可对应于单个反应器或多个反应器。任选地，多个并联反应器可用于实施一个或多个工艺，或者多个并联反应器可用于一个阶段中的所有工艺。各个阶段和/或反应器可包括一个或多个含有加氢处理催化剂的催化剂床。应注意，以下讨论中的催化剂“床”可以是指部分物理催化剂床。例如，反应器内的催化剂床可部分地用加氢裂化催化剂填充且部分地用脱蜡催化剂填充。为了便于描述，即使将两种催化剂在单个催化剂床中堆叠在一起，加氢裂化催化剂和脱蜡催化剂也可在概念上分别称为单独的催化剂床。
在本讨论中，可以为各种类型的进料或流出物的加氢处理提供条件。加氢处理的实例可包括但不限于加氢处理、加氢裂化、催化脱蜡和加氢精制/芳族饱和中的一种或多种。可通过使用至少一个控制器(例如多个控制器)控制一种或多种加氢处理条件，控制这种加氢处理条件以具有用于所述条件(例如温度、压力、LHSV、处理气体速率)的期望值。在一些方面，对于给定类型的加氢处理，至少一个控制器可与各种类型的加氢处理条件相关联。在一些方面，一个或多个加氢处理条件可由相关联的控制器控制。可由控制器控制的结构的实例可包括但不限于：控制流量、压力或它们的组合的阀；控制温度的换热器和/或加热器；以及控制至少两个流的相对流量的一个或多个流量计和一个或多个关联阀。这种控制器可任选地包括控制器反馈回路，所述控制器反馈回路包括至少一个处理器、用于检测控制变量(例如温度、压力、流量)的值的检测器、以及用于控制操作变量(例如改变阀的位置，增加或减少加热器的工作循环和/或温度)的值的处理器输出。任选地，用于给定类型的加氢处理的至少一个加氢处理条件可以不具有关联的控制器。
在本讨论中，除非另有说明，否则润滑油沸程馏分对应于具有初始沸点或者至少约370℃(～700℉)的T5沸点的馏分。馏出物燃料沸程馏分如柴油产物馏分对应于沸程为约193℃(375℉)至约370℃(～700℉)的馏分。由此，馏出物燃料沸程馏分(例如馏出物燃料产物馏分)可具有至少约193℃的初始沸点(或者T5沸点)和约370℃或更小的最终沸点(或者T95沸点)。石脑油沸程馏分对应于沸程为约36℃(122℉)至约193℃(375℉)至约370℃(～700℉)的馏分。因此，石脑油燃料产物馏分可具有至少约36℃的初始沸点(或者T5沸点)和约193℃或更小的最终沸点(或者T95沸点)。应注意，36℃大致对应于C5烷烃的各种异构体的沸点。燃料沸程馏分可对应于馏出物燃料沸程馏分、石脑油沸程馏分或包括馏出物燃料沸程和石脑油沸程馏分两者的馏分。将轻馏分(light end)定义为沸点低于约36℃的产物，其包括各种C1至C4化合物。当确定进料或产物馏分的沸点或沸程时，可使用适当的ASTM测试方法，例如ASTM D2887、D2892和/或D86中所述的步骤。优选地，应该使用ASTM D2887，除非样品不适合基于ASTM D2887实施表征。例如对于不能从色谱柱中完全洗脱的样品，可使用ASTM D7169。
给料
在多个方面，用于如本文所述的处理的给料的至少一部分可对应于减压渣油馏分或另一类型的950℉+(510℃+)或1000℉+(538℃+)馏分。形成950℉+(510℃+)或1000℉+(538℃+)馏分的方法的另一个实例是实施高温闪蒸分离。由高温闪蒸形成的950℉+(510℃+)或1000℉+(538℃+)馏分可以类似于减压渣油的方式实施处理。
通过另一种方法(例如闪蒸分馏塔底馏分或沥青馏分)形成的减压渣油馏分或950℉+(510℃+)馏分可在低严苛程度下脱沥青以形成脱沥青油。任选地，给料还可包括用于润滑油基础油生产的常规进料的一部分，例如减压瓦斯油。
减压渣油(或其它510℃+)馏分可对应于具有至少约900℉(482℃)、或至少950℉(510℃)或至少1000℉(538℃)的T5蒸馏点(ASTM D2892或ASTM D7169，如果馏分不会从色谱系统中完全洗脱)的馏分。或者，减压渣油馏分可基于至少约900℉(482℃)、或至少950℉(510℃)或至少1000℉(538℃)的T10蒸馏点(ASTM D2892/D7169)来表征。
渣油(或其它510℃+)馏分的金属含量可以很高。例如渣油馏分的总的镍、钒和铁含量可以高。一方面，基于镍、钒和铁的总元素，渣油馏分可包含至少0.00005克Ni/V/Fe(50wppm)或至少0.0002克Ni/V/Fe(200wppm)/克渣油。在其它方面，重油可含有至少500wppm如高达1000wppm或更大的镍、钒和铁。
在渣油(或其它510℃+)馏分中通常发现诸如氮和硫的污染物，所述污染物通常处于有机结合的形式。基于渣油馏分的总重量，氮含量可为约50wppm至约10000wppm的元素氮以上。基于渣油馏分的总重量，硫含量可为500wppm至100000wppm的元素硫以上，或者1000wppm至50000wppm或者1000wppm至30000wppm。
表征渣油(或其它510℃+)馏分的还另一种方法是以给料的康拉特逊残碳值(CCR)为基础的。渣油馏分的康拉特逊残碳值可为至少约5重量％，例如至少约10重量％或至少约20重量％。另外或可选地，渣油馏分的康拉特逊残碳值可为约50重量％或更小，例如约40重量％或更小或约30重量％或更小。
在一些方面，减压瓦斯油馏分可与脱沥青油一起共处理。减压瓦斯油可与脱沥青油以从20份(重量)脱沥青油:1份减压瓦斯油(即20:1)至1份脱沥青油:1份减压瓦斯油的各种量组合。在一些方面，脱沥青油对减压瓦斯油之比按重量计可为至少1:1或至少1.5:1或至少2:1。典型(真空)瓦斯油馏分可包括例如具有650℃(343℃)至1050℉(566℃)、或650℉(343℃)至1000℉(538℃)、650℉(343℃)至950℉(510℃)、或650℉(343℃)至900℉(482℃)、或～700℉(370℃)至1050℉(566℃)、或～700℉(370℃)至1000℉(538℃)、或～700℉(370℃)至950℉(510℃)、或～700℉(370℃)至900℉(482℃)、或750℉(399℃)至1050℉(566℃)、或750℉(399℃)至1000℉(538℃)、或750℉(399℃)至950℉(510℃)或750℉(399℃)至900℉(482℃)的T5蒸馏点到T95蒸馏点的馏分。例如合适的减压瓦斯油馏分可具有：至少343℃的T5蒸馏点和566℃或更小的T95蒸馏点；或至少343℃的T10蒸馏点和566℃或更小的T90蒸馏点；或至少370℃的T5蒸馏点和566℃或更小的T95蒸馏点；或至少343℃的T5蒸馏点和538℃或更小的T95蒸馏点。
溶剂脱沥青
溶剂脱沥青是溶剂萃取过程。在一些方面，用于本文所述方法的合适溶剂包括每个分子含有4至7个碳的烷烃或其它烃(例如烯烃)。合适的溶剂的实例包括正丁烷、异丁烷、正戊烷、C4+烷烃、C5+烷烃、C4+烃和C5+烃。在其它方面，合适的溶剂可包括诸如丙烷的C3烃。在这样的其它方面，合适的溶剂的实例包括丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、C3+烷烃、C4+烷烃、C5+烷烃、C3+烃、C4+烃和C5+烃。
在本讨论中，将包含Cn(烃)的溶剂定义为由具有n个碳原子的至少80重量％、或至少85重量％、或至少90重量％、或至少95重量％或至少98重量％的烷烃(烃)构成的溶剂。类似地，将包含Cn+(烃)的溶剂定义为由具有n个以上碳原子的至少80重量％、或至少85重量％、或至少90重量％、或至少95重量％或至少98重量％的烷烃(烃)构成的溶剂。
在本讨论中，将包含Cn烷烃(烃)的溶剂定义为包括其中溶剂对应于含有n个碳原子(例如n＝3、4、5、6、7)的单一烷烃(烃)的情况以及其中溶剂由含有n个碳原子的烷烃(烃)的混合物构成的情况。类似地，将包含Cn+烷烃(烃)的溶剂定义为包括其中溶剂对应于含有n个以上个碳原子(例如n＝3、4、5、6、7)的单一烷烃(烃)的情况以及其中溶剂对应于含有n个以上个碳原子的烷烃(烃)的混合物的情况。由此，包含C4+烷烃的溶剂可对应于：包括正丁烷的溶剂；包括正丁烷和异丁烷的溶剂；对应于一种或多种丁烷异构体和一种或多种戊烷异构体的混合物的溶剂；或含有4个以上碳原子的烷烃的任何其它便利组合。类似地，将包含C5+烷烃(烃)的溶剂定义为包括对应于单一烷烃(烃)的溶剂或对应于含有5个以上个碳原子的烷烃(烃)的混合物的溶剂。或者，其它类型的溶剂也可以是合适的，例如超临界流体。在各个方面，用于溶剂脱沥青的溶剂可基本上由烃构成，使得至少98重量％或至少99重量％的溶剂对应于仅包含碳和氢的化合物。在其中脱沥青溶剂对应于C4+脱沥青溶剂的方面，C4+脱沥青溶剂可包含小于15重量％、或小于10重量％或小于5重量％的丙烷和/或其它C3烃，或C4+脱沥青溶剂可基本上不含丙烷和/或其它C3烃(少于1重量％)。在其中脱沥青溶剂对应于C5+脱沥青溶剂的方面，C5+脱沥青溶剂可包含小于15重量％、或小于10重量％或小于5重量％的丙烷、丁烷和/或其它C3至C4烃，或C5+脱沥青溶剂可基本上不含丙烷、丁烷和/或其它C3至C4烃(小于1重量％)。在其中脱沥青溶剂对应于C3+脱沥青溶剂的方面，C3+脱沥青溶剂可包含小于10重量％或小于5重量％的乙烷和/或其它C2烃，或者C3+脱沥青溶剂可基本上不含乙烷和/或其它C2烃(小于1重量％)。
重质烃如真空渣油的脱沥青是本领域已知的并且在商业上实施的。脱沥青工艺通常对应于使重质烃与烷烃溶剂(丙烷、丁烷、戊烷、己烷、庚烷等及其异构体)以纯形式或作为混合物接触以产生两种类型的产物流股。一种类型的产物流股可是由烷烃萃取的脱沥青油，其进一步分离以产生脱沥青油流股。第二种类型的产物流股可是不溶于溶剂的进料残余部分，通常称为油料或沥青质馏分。脱沥青油馏分可进一步加工以制造燃料或润滑油。残渣沥青膏馏分可进一步用作共混物组分以生产沥青、燃料油和/或其它产物。残渣沥青膏馏分也可用作气化工艺如部分氧化、流化床燃烧或焦化工艺的进料。残渣沥青膏可作为液体(含或不含其它组分)或固体(颗粒或块状物)输送到这些工艺中。
在溶剂脱沥青期间，渣油沸程进料(任选地还包括一部分减压瓦斯油进料)可与溶剂混合。然后萃取可溶于溶剂中的部分进料，留下在溶剂中很少溶解或不溶解的残余物。用溶剂萃取的部分脱沥青给料通常称为脱沥青油。典型的溶剂脱沥青条件包括将给料馏分与溶剂以约1:2至约1:10如约1:8或更小的重量比混合。典型的溶剂脱沥青温度为40℃至200℃或40℃至150℃，这取决于进料和溶剂的性质。在溶剂脱沥青期间的压力可为约50psig(345kPag)至约500psig(3447kPag)。
应注意，上述溶剂脱沥青条件代表一般范围，并且条件将根据进料而变化。例如在典型的脱沥青条件下，升高温度可倾向于降低收率并同时增加所得脱沥青油的品质。在典型的脱沥青条件下，增加溶剂的分子量可倾向于增加收率并同时降低所得脱沥青油的品质，因为渣油馏分内的其它化合物可溶于由较高分子量的烃构成的溶剂中。在典型的脱沥青条件下，增加溶剂的量可倾向于提高所得脱沥青油的收率。如本领域技术人员所理解的，可基于由溶剂脱沥青得到的脱沥青油的收率来选择特定进料的条件。在其中使用C3脱沥青溶剂的方面，源自溶剂脱沥青的收率可为40重量％或更小。在一些方面，可以50重量％或更小或40重量％或更小的脱沥青油的收率实施C4脱沥青。在多个方面，源自用C4+溶剂脱沥青的脱沥青油的收率相对于脱沥青进料重量为至少50重量％、或至少55重量％、或至少60重量％、或至少65重量％或至少70重量％。在其中脱沥青的进料包括减压瓦斯油部分的方面，可基于脱沥青油的950℉+(510℃)部分的重量相对于进料的510℃+部分重量的收率来表征溶剂脱沥青的收率。在其中使用C4+溶剂的这些方面，相对于脱沥青的进料的510℃+部分的重量，源自溶剂脱沥青的510℃+脱沥青油的收率可为至少40重量％、或者至少50重量％、或至少55重量％、或至少60重量％或至少65重量％、或至少70重量％。在其中使用C4-溶剂的这些方面，相对于脱沥青的进料的510℃+部分的重量，源自溶剂脱沥青的510℃+脱沥青油的收率可为50重量％或更小、或者40重量％或更小或者35重量％或更小。
加氢处理和加氢裂化
在脱沥青之后，脱沥青油(以及与脱沥青油组合的任何其它馏分)可实施进一步处理以形成润滑油基础油。这可包括加氢处理和/或加氢裂化以将杂原子去除至期望水平，降低康拉德逊碳含量，和/或提供粘度指数(VI)提升。根据所述方面，脱沥青油可通过加氢处理、加氢裂化、或加氢处理和加氢裂化来进行加氢处理。
脱沥青油可在脱沥青之前和/或之后在较少或不实施溶剂萃取的条件下实施加氢处理和/或加氢裂化。结果，用于加氢处理和/或加氢裂化的脱沥青油进料可具有相当大的芳族化合物含量。在多个方面，脱沥青油进料的芳族化合物含量可为至少50重量％、或至少55重量％、或至少60重量％、或至少65重量％、或至少70重量％、或者至少75重量％，例如高达90重量％或更大。另外或可选地，脱沥青油进料的饱和物含量可为50重量％或更小、或者45重量％或更小、或者40重量％或更小、或者35重量％或更小、或者30重量％或更小、或者25重量％或更小，例如低至10重量％或更小。在下面的讨论和权利要求中，馏分的芳族化合物含量和/或饱和物含量可基于ASTM D7419来确定。
可选择脱沥青油(和任选的减压瓦斯油共同进料)的脱金属化和/或加氢处理和/或加氢裂化期间的反应条件以产生期望水平的进料转化。可使用任何方便类型的反应器，例如固定床(例如滴流床)反应器。进料的转化可根据沸点高于温度阈值的分子转化为低于该阈值的分子的转化来定义。转化温度可为任何方便的温度，例如～700℉(370℃)或1050℉(566℃)。转化的量可对应于脱沥青油的联合加氢处理和加氢裂化阶段内的分子的总转化。沸点高于1050℉(566℃)的分子向沸点低于566℃的分子的合适的转化量包括相对于566℃的30重量％至90重量％的转化、或30重量％至80重量％、或30重量％至70重量％、或40重量％至90重量％、或40重量％至80重量％、或40重量％至70重量％、或50重量％至90重量％、或50重量％至80重量％或50重量％至70重量％。特别地，相对于566℃的转化量可为30重量％至90重量％、或者30重量％至70重量％或者50重量％至90重量％。另外或可选地，沸点高于～700℉(370℃)的分子向沸点低于370℃的分子的合适转化量包括相对于370℃的10重量％至70重量％的转化、或者10重量％至60重量％、或10重量％至50重量％、或20重量％至70重量％、或20重量％至60重量％、或20重量％至50重量％、或30重量％至70重量％、或30重量％至60重量％或30重量％至50重量％。特别地，相对于370℃的转化量可为10重量％至70重量％、或者20重量％至50重量％或者30重量％至60重量％。
加氢处理的脱沥青油也可基于产物品质来表征。在加氢处理(加氢处理和/或加氢裂化)之后，加氢处理的脱沥青油可具有200wppm或更小、或100wppm或更小或50wppm或更小(例如低至～0wppm)的硫含量。另外或可选地，加氢处理的脱沥青油可具有200wppm或更小、或100wppm或更小或50wppm或更小(例如低至～0wppm)的氮含量。另外或可选地，加氢处理的脱沥青油可具有1.5重量％或更小、或1.0重量％或更小、或0.7重量％或更小、或0.1重量％或更小或0.02重量％或更小(例如低至～0重量％)的康拉特逊残碳值含量。康拉特逊残碳值含量可根据ASTM D4530来确定。
在多个方面，进料可在将进料暴露于加氢处理催化剂之前首先暴露于脱金属催化剂下。脱沥青油可具有约10至100wppm的金属浓度(Ni+V+Fe)。将常规加氢处理催化剂暴露于金属含量为10wppm以上的进料可导致催化剂以比商业设置中所希望的速率更快的速率失活。在加氢处理催化剂之前将含金属的进料暴露于脱金属催化剂可使得至少一部分金属通过脱金属催化剂除去，这可减少或最小化在工艺流程中加氢处理催化剂和/或其它后续催化剂的失活。商购获得的脱金属催化剂可是合适的，例如大孔无定形氧化物催化剂，其可以任选地包括第VI族和/或第VIII族非贵金属以提供某些氢化活性。
在多个方面，脱沥青油可在有效的加氢处理条件下暴露于加氢处理催化剂。所使用的催化剂可包括常规的加氢处理催化剂，例如包含如下金属的催化剂：至少一种第VIII族非贵金属(IUPAC元素周期表的第8至10列)，优选Fe、Co和/或Ni如Co和/或Ni；和至少一种第VI族金属(IUPAC元素周期表第6列)，优选Mo和/或W。这种加氢处理催化剂任选地包括浸渍或分散在耐火负载体或载体如氧化铝和/或二氧化硅上的过渡金属硫化物。负载体或载体本身通常不具有显著的/可测量的催化活性。基本上不含负载体或载体的催化剂，通常称为本体催化剂，通常比其负载的对应物具有更高的体积活性。
催化剂可为本体形式或负载形式。除了氧化铝和/或二氧化硅之外，其它合适的担体/载体材料可包括但不限于沸石、二氧化钛、二氧化硅-二氧化钛和二氧化钛-氧化铝。合适的氧化铝是多孔氧化铝，例如具有50至或75至的平均孔径、100至300m2/g或150至250m2/g的比表面积以及0.25至1.0cm3/g或0.35至0.8cm3/g的孔体积的γ或η氧化铝。更普遍地，对于适于以常规方式加氢处理馏出物(包括润滑油基础油)沸程进料的催化剂，可以使用任何适宜的尺寸、形状和/或孔径分布。优选地，负载体或载体材料是无定形载体如耐火氧化物。优选地，负载体或载体材料可不含或基本上不含分子筛，其中将基本上不含分子筛定义为具有小于约0.01重量％的分子筛含量。
氧化物形式的至少一种第VIII族非贵金属通常可以约2重量％至约40重量％、优选约4重量％至约15重量％的量存在。氧化物形式的至少一种第VI族金属通常可以约2重量％至约70重量％的量存在，优选对于负载催化剂为约6重量％至约40重量％或约10重量％至约30重量％。这些重量百分比是基于催化剂的总重量的。合适的金属催化剂包括在氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝或二氧化钛上的钴/钼(按氧化物计为1至10％的Co，按氧化物计为10至40％的Mo)、镍/钼(按氧化物计为1至10％的Ni，按氧化物计为10至40％的Co)或者镍/钨(按氧化物计为1至10％的Ni，按氧化物计为10至40％的W)。
加氢处理在氢气存在下实施。因此将氢气流股进料或注入到加氢处理催化剂所处的容器或反应区或加氢处理区域中。将包含在氢气“处理气体”中的氢气提供给反应区域。如本发明中所述的处理气体可为纯氢气或含氢气的气体，其是含氢气量足以用于预期反应的气体流股，任选地包括一种或多种其它气体(例如氮气和轻质烃如甲烷)。引入反应阶段的处理气体流股优选含有至少约50体积％且更优选至少约75体积％的氢气。任选地，氢气处理气体可基本上不含(如小于1体积％)杂质如H2S和NH3和/或这种杂质可在使用之前从处理气体中基本上除去。
可以约100SCF/B(每桶进料的标准立方英尺氢气)(17Nm3/m3)至约10000SCF/B(1700Nm3/m3)的速率供应氢气。优选地，在约200SCF/B(34Nm3/m3)至约2500SCF/B(420Nm3/m3)的范围内供应氢气。氢气可与输入的进料同时供应至加氢处理反应器和/或反应区域或者通过单独的气体管道分别供应到加氢处理区域。
加氢处理条件可包括：200℃至450℃或315℃至425℃的温度；250psig(1.8MPag)至5000psig(34.6MPag)或300psig(2.1MPag)至3000psig(20.8MPag)的压力；0.1小时-1至10小时-1的液时空速(LHSV)；和200SCF/B(35.6m3/m3)至10000SCF/B(1781m3/m3)或500(89m3/m3)至10000SCF/B(1781m3/m3)的氢气处理速率。
在多个方面，脱沥青油可在有效的加氢裂化条件下暴露于加氢裂化催化剂。加氢裂化催化剂通常在酸性载体如无定形二氧化硅氧化铝、裂化沸石如USY或酸化氧化铝上含有硫化的碱性金属。这些酸性载体通常与其它金属氧化物如氧化铝、二氧化钛或二氧化硅混合或结合。合适的酸性载体的实例包括酸性分子筛如沸石或硅铝磷酸盐。合适的沸石的一个实例是USY如具有24.30埃或更小的孔尺寸的USY沸石。另外或可选地，催化剂可为低酸度分子筛如具有至少约20、优选至少约40或50的Si对Al之比的USY沸石。ZSM-48如SiO2对Al2O3之比为约110或更小如约90或更小的ZSM-48是潜在合适的加氢裂化催化剂的另一个实例。还有一种选项是使用USY和ZSM-48的组合。还有其它选项包括单独使用或以与USY催化剂组合的方式使用沸石β、ZSM-5、ZSM-35或ZSM-23中的一种或多种。用于加氢裂化催化剂的金属的非限制性实例包括：金属或包括至少一种第VIII族金属的金属组合如镍、镍-钴-钼、钴-钼、镍-钨、镍-钼和/或镍-钼-钨。另外或可选地，也可使用具有贵金属的加氢裂化催化剂。贵金属催化剂的非限制性实例包括基于铂和/或钯的催化剂。可用于贵金属催化剂和非贵金属催化剂两者的载体材料可包括耐火氧化物材料如氧化铝、二氧化硅、氧化铝-二氧化硅、硅藻土(kieselguhr)、硅藻土(diatomaceous earth)、氧化镁、氧化锆或它们的组合，同时氧化铝、二氧化硅、氧化铝-二氧化硅是最普通的(并且在一个实施例中是优选的)。
当在加氢裂化催化剂上仅存在一种加氢金属时，所述加氢金属的量基于催化剂的总重量可为至少约0.1重量％如至少约0.5重量％或至少约0.6重量％。另外或可选地，当仅存在一种氢化金属时，所述氢化金属的量基于催化剂的总重量可为约5.0重量％或更小如约3.5重量％或更小、约2.5重量％或更小、约1.5重量％或更小、约1.0重量％或更小、约0.9重量％或更小、约0.75重量％或更小或约0.6重量％或更小。还另外可选地，当存在多于一种氢化金属时，基于催化剂的总重量，氢化金属的总量可为至少约0.1重量％如至少约0.25重量％、至少约0.5重量％、至少约0.6重量％、至少约0.75重量％或至少约1重量％。又另外或可选地，当存在多于一种氢化金属时，基于催化剂的总重量，氢化金属的总量可为约35重量％或更小如约30重量％或更小、约25重量％或更小、约20重量％或更小、约15重量％或更小、约10重量％或更小或约5重量％或更小。在其中负载金属包含贵金属的实施方案中，贵金属的量通常小于约2重量％如小于约1重量％、约0.9重量％或更小、约0.75重量％或更小或约0.6重量％或更小。应注意，在含硫条件下的加氢裂化通常使用碱性金属(或多种金属)作为氢化金属来实施。
在多个方面，选择用于润滑油基础油生产的加氢裂化的条件可取决于期望的转化水平、加氢裂化阶段的输入进料中的污染物水平以及潜在的其它因素。例如可选择单一阶段、或多阶段系统的第一级和/或第二级中的加氢裂化条件，以在反应系统中实现期望水平的转化。根据进料中存在的硫和/或氮的水平，可将加氢裂化条件称作含硫条件或脱硫条件。例如具有100wppm或更小的硫和50wppm或更小的氮、优选小于25wppm的硫和/或小于10wppm的氮的进料代表用于脱硫条件下的加氢裂化的进料。在多个方面，可对热裂化渣油如得自热裂化渣油的脱沥青油实施加氢裂化。在一些方面，例如其中在加氢裂化之前使用任选的加氢处理步骤的方面，热裂化渣油可以对应于脱硫进料。在其它方面，热裂化渣油可以代表在含硫条件下用于加氢裂化的进料。
在含硫条件下的加氢裂化工艺可在约550℉(288℃)至约840℉(449℃)的温度、约1500psig至约5000psig(10.3MPag至34.6MPag)的氢气分压、0.05小时-1至10小时-1的液时空速以及35.6m3/m3至1781m3/m3(200SCF/B至10000SCF/B)的氢气处理气体速率条件下实施。在其它实施方案中，所述条件可包括在约600℉(343℃)至约815℉(435℃)范围内的温度、约1500psig至约3000psig(10.3MPag至20.9MPag)的氢气分压和约213m3/m3至约1068m3/m3(1200SCF/B至6000SCF/B)的氢气处理气体速率。LHSV可为约0.25小时-1至约50小时-1或约0.5小时-1至约20小时-1，优选约1.0小时-1至约4.0小时-1。
在一些方面，一部分加氢裂化催化剂可包含在第二反应器阶段中。在这样的方面，加氢处理反应系统的第一反应阶段可包括一种或多种加氢处理和/或加氢裂化催化剂。第一反应阶段的条件适合于降低给料的硫和/或氮含量。然后可在反应系统的第一与第二阶段之间使用分离器以除去气相硫和氮污染物。分离器的一种选项是简单地实施气-液分离以除去污染物。另一种选项是使用可在较高温度下实施分离的分离器如闪蒸分离器。例如可使用这种高温分离器以将进料分离成沸点低于温度分馏点如约350℉(177℃)或约400℉(204℃)的部分以及沸点高于温度分馏点的部分。在这种类型的分离中，第一反应阶段的流出物的石脑油沸程部分也可被除去，从而减少在第二或其它后续阶段中处理的流出物的体积。当然，源自第一阶段的流出物中的任何低沸点污染物也将被分离成沸点低于温度分馏点的部分。如果在第一阶段实施足够的污染物去除，则第二阶段可作为“低硫”或低污染阶段来实施操作。
还有另一种选项可在加氢处理反应系统的第一与第二阶段之间使用分离器，所述加氢处理反应系统也可实施源自第一阶段的流出物的至少部分分馏。在这种类型的方面，源自第一加氢处理阶段的流出物可分离成至少沸点低于馏出物(例如柴油)燃料范围的部分、沸点在馏出物燃料范围内的部分和沸点高于馏出物燃料范围的部分。馏出物燃料范围可基于常规的柴油沸程来定义，例如具有至少约350℉(177℃)或至少约400℉(204℃)的下端分馏点温度，以具有约700℉(371℃)或更小或650℉(343℃)或更小的上端分馏点温度。任选地，例如通过选择至少约300℉(149℃)的下端分馏点温度，馏出物燃料范围可扩展到包括附加的煤油。
在其中阶段间分离器也用于生产馏出物燃料馏分的方面，沸点低于馏出物燃料馏分的部分包括石脑油沸程分子、轻端和污染物如H2S。这些不同的产物可以任何方便的方式彼此分离。类似地，如果需要，可从馏出物沸程馏分中形成一种或多种馏出物燃料馏分。沸点高于馏出物燃料范围的部分代表了潜在的润滑油基础油。在这样的方面，对沸点高于馏出物燃料范围的部分在第二加氢处理阶段中进一步经历加氢处理。
在脱硫条件下的加氢裂化工艺可在类似于用于含硫加氢裂化工艺的条件下实施，或者所述条件可是不同的。在一个实施方案中，在脱硫加氢裂化阶段中的条件可具有比含硫阶段中的加氢裂化工艺更不严格的条件。适用于非含硫阶段的加氢裂化条件可包括但不限于类似于第一阶段或含硫阶段的条件。合适的加氢裂化条件可包括约500℉(260℃)至约840℉(449℃)的温度、约1500psig至约5000psig(10.3MPag至34.6MPag)的氢气分压、0.05小时-1至10小时-1的液时空速以及35.6m3/m3至1781m3/m3(200SCF/B至10000SCF/B)的氢气处理气体速率。在其它实施方案中，所述条件可包括在约600℉(343℃)至约815℉(435℃)范围内的温度、约1500psig至约3000psig(10.3MPag至20.9MPag)的氢气分压和约213m3/m3至约1068m3/m3(1200SCF/B至6000SCF/B)的氢气处理气体速率。LHSV可为约0.25小时-1至约50小时-1或约0.5小时-1至约20小时-1，优选约1.0小时-1至约4.0小时-1。
在又一方面，相同的条件可用于加氢处理和加氢裂化床或阶段，例如对两者都使用加氢处理条件或对两者都使用加氢裂化条件。在又一个实施方案中，加氢处理和加氢裂化床或阶段的压力可相同。
在又一方面，加氢处理反应系统可以包括多于一个的加氢裂化阶段。如果存在多个加氢裂化阶段，则至少一个加氢裂化阶段可具有如上所述的有效加氢裂化条件，包括至少约1500psig(10.3MPag)的氢气分压。在这种方面，其它加氢裂化工艺可以在可包括较低氢气分压的条件下实施。用于另外的加氢裂化阶段的合适加氢裂化条件可包括但不限于约500℉(260℃)至约840℉(449℃)的温度、约250psig至约5000psig(1.8MPag至34.6MPag)的氢气分压、0.05小时-1至10小时-1的液时空速以及35.6m3/m3至1781m3/m3(200SCF/B至10000SCF/B)的氢气处理气体速率。在其它实施方案中，另外的加氢裂化阶段的条件可包括在约600℉(343℃)至约815℉(435℃)范围内的温度、约500psig至约3000psig(3.5MPag至20.9MPag)的氢气分压和约213m3/m3至约1068m3/m3(1200SCF/B至6000SCF/B)的氢气处理气体速率。LHSV可为约0.25小时-1至约50小时-1或约0.5小时-1至约20小时-1，并且优选约1.0小时-1至约4.0小时-1。
对加氢处理的流出物进行溶剂脱蜡以形成I类光亮油
可分离加氢处理的脱沥青油(任选地包括加氢处理的减压瓦斯油)以形成一个或多个燃料沸程馏分(例如石脑油或馏出物燃料沸程馏分)和至少一个润滑油基础油沸程馏分。然后可将润滑油基础油沸程馏分进行溶剂脱蜡以产生具有降低(或消除)形成雾的倾向的润滑油基础油产物。通过对脱沥青油进行加氢处理并随后对加氢处理的流出物进行溶剂脱蜡而形成的润滑油基础油(包括光亮油)由于具有至少10重量％的芳族化合物含量而倾向于为I类基础油。
溶剂脱蜡通常涉及将进料与冷却脱蜡溶剂混合以形成油-溶剂溶液。随后通过例如过滤来分离沉淀的蜡。选择温度和溶剂，使得在使蜡沉淀的同时通过冷却的溶剂溶解油。
合适的溶剂脱蜡工艺的实例包括使用冷却塔，其中将溶剂预冷并且沿着冷却塔在高度上的若干点处递增地添加。在冷却步骤期间对油-溶剂混合物进行搅拌以使得预冷的溶剂与油基本上瞬间混合。预冷的溶剂沿着冷却塔的长度递增添加，以保持平均冷却速率等于或低于10℉/分钟，通常约1至约5℉/分钟。冷却塔中油-溶剂/沉淀的蜡的混合物的最终温度通常为0至50℉(-17.8至10℃)。然后可将混合物送至刮板式表面冷却器以将沉淀的蜡与混合物分离。
代表性的脱蜡溶剂是具有3至6个碳原子的脂族酮如甲基乙基酮和甲基异丁基酮、低分子量烃如丙烷和丁烷及其混合物。溶剂可以与其它溶剂如苯、甲苯或二甲苯混合。
通常，添加的溶剂的量将足以在脱蜡温度下提供5/1至20/1的液体/固体重量比和1.5/1至5/1的溶剂/油体积比。根据目标润滑油基础油产物的性质，溶剂脱蜡油可脱蜡至-6℃或更小、或-10℃或更小或-15℃或更小的倾点。另外或可选地，根据目标润滑油基础油产物的性质，可将溶剂脱蜡油脱蜡至-2℃或更小、或-5℃或更小或-10℃或更小的浊点。所得溶剂脱蜡油可适用于形成一种或多种类型的I类基础油。优选地，由溶剂脱蜡油形成的光亮油可具有低于-5℃的浊点。所得溶剂脱蜡油可具有至少90、或至少95或至少100的粘度指数。优选地，所得溶剂脱蜡油的至少10重量％(或至少20重量％或至少30重量％)可对应于在100℃下具有至少15cSt、或至少20cSt或至少25cSt如高达50cSt以上的运动粘度的I类光亮油。
在一些方面，可通过降低或最小化的润滑油基础油的浊点温度与倾点温度之差来证明降低或消除了由溶剂脱蜡油形成的润滑油基础油形成雾的倾向。在各个方面，由溶剂脱蜡油形成的所得溶剂脱蜡油和/或一种或多种润滑油基础油(包括一种或多种光亮油)的浊点与倾点之差可为22℃或更小、或20℃或更小、或15℃或更小、或10℃或更小、或8℃或更小或5℃或更小。另外或可选地，光亮油随时间形成雾的减小或最小化倾向可对应于浊点为-10℃或更小、或-8℃或更小、或-5℃或更小或-2℃或更小的光亮油。
另外的加氢处理-催化脱蜡、加氢精制和任选的加氢裂化
在一些可选方面，加氢处理的脱沥青油的至少润滑油沸程部分可暴露于进一步加氢处理(包括催化脱蜡)以形成I类和/或II类基础油，包括I类和/或II类光亮油。在一些方面，加氢处理的脱沥青油的第一润滑油沸程部分可按上述实施溶剂脱蜡，并且同时第二润滑油沸程部分可暴露于进一步的加氢处理。在其它方面，可仅使用溶剂脱蜡或仅使用其它加氢处理来处理加氢处理脱沥青油的润滑油沸程部分。
任选地，加氢处理的脱沥青油的润滑油沸程部分的进一步加氢处理可还包括在暴露于催化脱蜡条件下之前和/或之后暴露于加氢裂化条件下。在所述工艺中的该点处，认为加氢裂化是“低硫”加氢裂化，因为加氢处理的脱沥青油可具有200wppm或更小的硫含量。
如上所述，合适的加氢裂化条件可包括使进料暴露于加氢裂化催化剂。任选地，可优选使用具有至少30的二氧化硅对氧化铝之比和小于24.32埃的单位孔尺寸的USY沸石作为用于加氢裂化催化剂的沸石，从而改善源自加氢裂化的VI提升和/或提高燃料沸程产物中馏出物燃料收率对石脑油燃料收率之比。
合适的加氢裂化条件还可包括约+500℉(260℃)至约840℉(449℃)的温度、约1500psig至约5000psig(10.3MPag至34.6MPag)的氢气分压、0.05小时-1至10小时-1的液时空速以及35.6m3/m3至1781m3/m3(200SCF/B至10000SCF/B)的氢气处理气体速率。在其它实施方案中，所述条件可包括在约600℉(343℃)至约815℉(435℃)范围内的温度、约1500psig至约3000psig(10.3MPag至20.9MPag)的氢气分压和约213m3/m3至约1068m3/m3(1200SCF/B至6000SCF/B)的氢气处理气体速率。LHSV可为约0.25小时-1至约50小时-1或约0.5小时-1至约20小时-1，并且优选约1.0小时-1至约4.0小时-1。
对于催化脱蜡，合适的脱蜡催化剂可包括分子筛如结晶硅铝酸盐(沸石)。在一个实施方案中，分子筛可包含、基本包括或为：ZSM-22、ZSM-23、ZSM-48。任选但优选地，可使用与裂化相反的通过异构化选择性脱蜡的分子筛如ZSM-48、ZSM-23或它们的组合。另外或可选地，分子筛可包含、基本上包括或者为10元环1-D分子筛，如EU-2、EU-11、ZBM-30、ZSM-48或ZSM-23。ZSM-48是最优选的。应注意，具有二氧化硅对氧化铝之比为约20:1至约40:1的ZSM-23结构的沸石有时被称作SSZ-32。任选但优选地，脱蜡催化剂可包括用于分子筛的粘合剂如氧化铝、二氧化钛、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化锆或它们的组合如氧化铝和/或二氧化钛或二氧化硅和/或氧化锆和/或二氧化钛。
优选地，用于根据本发明的方法中的脱蜡催化剂是二氧化硅对氧化铝之比低的催化剂。例如对于ZSM-48，沸石中二氧化硅对氧化铝之比可为约100:1或更小，如约90:1或更小、或约75:1或更小或约70:1或更小。另外或可选地，ZSM-48中二氧化硅对氧化铝之比可为至少约50:1，例如至少约60:1或至少约65:1。
在多种实施方案中，根据本发明的催化剂还包含金属氢化组分。金属氢化组分通常是第VI族和/或第VIII族金属。优选地，金属氢化组分可为非贵金属VIII族金属与VI族金属的组合。合适的组合可包括Ni、Co或Fe与Mo或W，优选Ni与Mo或W。
金属氢化组分可以以任何便利的方式添加到催化剂中。一种添加金属氢化组分的技术是通过初期润湿。例如在组合沸石和粘合剂之后，可将组合的沸石和粘合剂挤出成催化剂粒子。然后可将这些催化剂粒子暴露于含有合适金属前体的溶液中。或者，可通过离子交换将金属添加到催化剂中，其中在挤出之前将金属前体添加到沸石(或沸石和粘合剂)的混合物中。
基于催化剂，催化剂中金属的量可为至少0.1重量％，或者基于催化剂为至少0.5重量％、或者至少1.0重量％、或者至少2.5重量％或者至少5.0重量％。基于催化剂，催化剂中金属的量可为20重量％或更小、或者10重量％或更小、或者5重量％或更小、或者2.5重量％或更小或者1重量％或更小。对于其中金属为非贵金属VIII族金属与第VI族金属的组合的实施方案，金属的组合量可为0.5重量％至20重量％、或1重量％至15重量％或2.5重量％至10重量％。
用于根据本发明的方法中的脱蜡催化剂还可包含粘合剂。在一些实施方案中，根据本发明的方法中使用的脱蜡催化剂使用低比表面积粘合剂配制，低比表面积粘合剂代表比表面积为100m2/g或更小、或80m2/g或更小或70m2/g或更小的粘合剂。另外或可选地，粘合剂可具有至少约25m2/g的比表面积。相对于粘合剂和沸石的组合重量，使用粘合剂配制的催化剂中沸石的量可为约30重量％的沸石至90重量％的沸石。优选地，沸石的量为沸石和粘合剂的组合的重量的至少约50重量％，例如至少约60重量％或约65重量％至约80重量％。
不受任何特定理论的约束，据认为，使用低比表面积粘合剂减少了可用于负载在催化剂上的氢化金属的粘合剂比表面积的量。这导致负载在催化剂中的分子筛的孔内的氢化金属的量增加。
沸石可以任何便利的方式与粘合剂组合。例如可通过从沸石和粘合剂两者的粉末开始，将粉末与添加的水组合并研磨以形成混合物，然后挤出混合物以产生期望尺寸的结合催化剂来生产结合的催化剂。挤出助剂也可用来改变沸石和粘合剂混合物的挤出流动性能。催化剂中框架氧化铝的量可为0.1至3.33重量％、或0.1至2.7重量％、或0.2至2重量％或0.3至1重量％。
在脱蜡催化剂存在下对给料实施催化脱蜡的有效条件可包括：280℃至450℃、优选343℃至435℃的温度；3.5MPag至34.6MPag(500psig至5000psig)、优选4.8MPag至20.8MPag的氢气分压；和178m3/m3(1000SCF/B)至1781m3/m3(10000SCF/B)、优选213m3/m3(1200SCF/B)至1068m3/m3(6000SCF/B)的氢气循环速率。LHSV可为约0.2小时-1至约10小时-1，例如约0.5小时-1至约5小时-1和/或约1小时-1至约4小时-1。
在催化脱蜡之前和/或之后，加氢处理的脱沥青油(即至少其润滑油沸程部分)可任选地暴露于芳族化合物饱和催化剂，所述芳族化合物饱和催化剂可可选地称作加氢精制催化剂。暴露于芳族化合物饱和催化剂可在分馏之前或之后发生。如果在分馏之后发生芳族化合物饱和，则可对一部分或多部分分馏产物实施芳族化合物饱和。或者，源自最后加氢裂化或脱蜡工艺的全部流出物可加氢精制和/或经历芳族化合物饱和。
加氢精制和/或芳族化合物饱和催化剂可包括含有第VI族金属、第VIII族金属及其混合物的催化剂。在一个实施方案中，优选的金属包括至少一种具有强氢化功能的金属硫化物。在另一个实施方案中，加氢精制催化剂可包括第VIII族贵金属如Pt、Pd或它们的组合。金属混合物也可作为本体金属催化剂存在，其中金属的量基于催化剂为约30重量％以上。对于负载的加氢处理催化剂，合适的金属氧化物载体包括低酸性氧化物如二氧化硅、氧化铝、二氧化硅-氧化铝或二氧化钛，优选氧化铝。用于芳族化合物饱和的优选加氢精制催化剂将包含至少一种在多孔载体上具有相对强的氢化功能的金属。典型的载体材料包括无定形或结晶氧化物材料如氧化铝、二氧化硅和二氧化硅-氧化铝。例如通过卤化或者特别是氟化，还可以对载体材料进行改性。对于非贵金属，催化剂的金属含量通常高达约20重量％。在一个实施方案中，优选的加氢精制催化剂可包括属于M41S类或族催化剂的结晶材料。M41S族催化剂是具有高二氧化硅含量的介孔材料。实例包括MCM-41、MCM-48和MCM-50。这种类别的优选成员是MCM-41。
加氢精制条件可包括：约125℃至约425℃、优选约180℃至约280℃的温度；约500psig(3.4MPa)至约3000psig(20.7MPa)、优选约1500psig(10.3MPa)至约2500psig(17.2MPa)的氢气分压；以及约0.1小时-1至约5小时-1、优选约0.5小时-1至约1.5小时-1的LHSV。另外，可使用35.6m3/m3至1781m3/m3(200SCF/B至10000SCF/B)的氢气处理气体速率。
催化脱蜡流出物或催化脱蜡的输入流的溶剂处理
对于源自丙烷脱沥青的脱沥青油，进一步的加氢处理(包括催化脱蜡)可足以形成具有低的雾形成和意想不到的组成性质的润滑油基础油。对于得自C4+脱沥青的脱沥青油，在进一步加氢处理(包括催化脱蜡)之后，可对得到的催化脱蜡流出物实施溶剂处理以形成一种或多种具有减少或消除的形成雾的倾向的润滑油基础油产物。溶剂处理的类型可取决于初始加氢处理(加氢处理和/或加氢裂化)的本质和进一步加氢处理(包括脱蜡)的本质。
在其中初始加氢处理不太严苛的情况下，对应于相对于～700℉(370℃)的10重量％至40重量％的转化率，随后的溶剂处理可对应于溶剂脱蜡。溶剂脱蜡可以类似于上述溶剂脱蜡的方式实施。然而，这种溶剂脱蜡可用于生产II类润滑油基础油。在一些方面，当初始加氢处理对应于相对于370℃的10重量％至40重量％的转化率时，在进一步加氢处理期间的催化脱蜡也可在较低的严苛程度下实施，使得至少6重量％的蜡保留在催化脱蜡流出物中，或至少8重量％、或至少10重量％、或至少12重量％、或至少15重量％，例如高达20重量％。然后可使用溶剂脱蜡将催化脱蜡的流出物中的蜡含量降低2重量％至10重量％。这可制造蜡含量为0.1重量％至12重量％、或0.1重量％至10重量％、或0.1重量％至8重量％、或0.1重量％至6重量％、或1重量％至12重量％、或1重量％至10重量％、或1重量％至8重量％、或4重量％至12重量％、或4重量％至10重量％、或4重量％至8重量％、或6重量％至12重量％或6重量％至10重量％的溶剂脱蜡油产物。特别地，溶剂脱蜡油可具有0.1重量％至12重量％、或0.1重量％至6重量％、或1重量％至10重量％或4重量％至12重量％的蜡含量。
在其它方面，随后的溶剂处理可对应于溶剂萃取。溶剂萃取可用于降低芳族化合物含量和/或极性分子的量。溶剂萃取工艺选择性地溶解芳族化合物组分以形成富含芳族化合物的萃取相，同时将更多的石蜡组分留在贫芳族化合物的萃余液相中。环烷烃分布在萃取相与萃余液相之间。溶剂萃取的典型溶剂包括苯酚、糠醛和N-甲基吡咯烷酮。通过控制溶剂对油之比、萃取温度以及萃取的馏出物与溶剂接触的方法，可控制萃取相与萃余液相之间的分离程度。可使用任何便利类型的液-液萃取器如逆流液-液萃取器。根据脱沥青油中芳族化合物的初始浓度，萃余液相可具有5重量％至25重量％的芳族化合物含量。对于典型的进料，芳族化合物含量可为至少10重量％。
任选地，源自溶剂萃取的萃余液可以是萃取不足的。在这些方面，萃取在以使得萃余液收率最大化并同时仍然从进料中除去大部分最低品质分子的方式来实施。通过控制萃取条件，例如通过降低溶剂对油的处理比例和/或降低萃取温度，可以使萃余液收率最大化。在多个方面，源自溶剂萃取的萃余液收率可为至少40重量％、或至少50重量％、或至少60重量％或至少70重量％。
溶剂处理的油(溶剂脱蜡或溶剂萃取)可具有-6℃或更小、或-10℃或更小、或-15℃或更小或-20℃或更小的倾点，这取决于目标润滑油基础油产物的本质。另外或可选地，溶剂处理的油(溶剂脱蜡或溶剂萃取的)可具有-2℃或更小、或-5℃或更小或-10℃或更小的浊点，这取决于目标润滑油基础油产物的本质。倾点和浊点可分别根据ASTM D97和ASTMD2500来确定。所得溶剂处理油可适用于形成一种或多种II类基础油。所得溶剂脱蜡油可具有至少80、或至少90、或至少95、或至少100、或至少110或至少120的粘度指数。粘度指数可根据ASTM D2270确定。优选地，所得溶剂处理油的至少10重量％(或至少20重量％或至少30重量％)可对应于在100℃下的运动粘度为至少14cSt、或至少15cSt、或至少20cSt、或至少25cSt、或至少30cSt、或至少32cSt如高达50cSt以上的II类光亮油。另外或者可选地，II类光亮油可具有在40℃下至少300cSt、或者至少320cSt、或者至少340cSt、或者至少350cSt如高达500cSt以上的运动粘度。运动粘度可根据ASTM D445确定。另外或可选地，康拉特逊残碳值含量可为约0.1重量％或更小或约0.02重量％或更小。康拉特逊残碳值含量可根据ASTM D4530确定。另外或可选地，所得基础油可具有至少1.5的浊度(与浊点低于0℃的组合)，或可具有至少2.0的浊度和/或可具有4.0或更小、或3.5或更小、或3.0或更小的浊度。具体地，浊度可为1.5至4.0、或1.5至3.0、或2.0至4.0或2.0至3.5。
通过减小或最小化了的润滑油基础油的浊点温度与倾点温度之差，可证明减少或消除了由溶剂处理油形成的润滑油基础油形成雾的倾向。在多个方面，所得溶剂脱蜡油和/或一种或多种II类润滑油基础油(由溶剂处理油形成的包括一种或多种光亮油)的浊点与倾点之差可为22℃或更小、或20℃或更小、或15℃或更小、或10℃或更小如低至约1℃的差。
在一些可选方面，上述溶剂处理可在催化脱蜡之前实施。
II类基础油产物
对于由丙烷、丁烷、戊烷、己烷和较高级烷烃或其混合物衍生的脱沥青油，进一步的加氢处理(包括催化脱蜡)和潜在的溶剂处理可足以形成具有低雾形成(或不形成雾)和新的组成性质的润滑油基础油。目前生产的在100℃下的运动粘度约为32cSt的常规产物含有>10％的芳族化合物和/或基础油的>0.03％的硫。
在多个方面，根据本文所述的方法生产的基础油在100℃下可具有至少14cSt、或至少20cSt、或至少25cSt、或至少30cSt、或至少32cSt的运动粘度并且可包含少于10重量％的芳族化合物/大于90重量％的饱和化合物和小于0.03％的硫。任选地，饱和物含量可高得多，例如大于95重量％或大于97重量％。另外，通过C-NMR详细表征分子的分支(支化)揭示了高度的分支点，如以下实施例中进一步描述的。这可通过分别检查甲基分支或乙基分支或丙基分支的绝对数量或它们的组合来量化。这也可通过观察分支点(甲基、乙基或丙基)与通过C-NMR标记为ε碳的内部碳的数量之比来量化。这种支化的量化可用于确定基础油是否会随时间变化而稳定以防止雾的形成。对于本文报道的13C-NMR结果，将样品制备成在CDCl3中具有7％作为松弛剂添加的乙酰丙酮合铬(III)的25至30重量％的溶液。在质子共振频率为400MHz的JEOL ECS NMR光谱仪上实施13C NMR实验。使用具有45°翻转角、脉冲之间为6.6秒、64K数据点和2400次扫描的逆门控解耦实验在27℃下实施定量13C NMR实验。所有光谱都参考在0ppm下的TMS。光谱用0.2至1Hz的谱线展宽来处理，并且在手动积分之前应用基线校正。将整个谱图积分按如下确定不同积分区域的摩尔％：170至190PPM(芳族C)；30至29.5PPM(ε碳)；15至14.5PPM(末端和侧链丙基)；14.5至14PPM-长链末端的甲基(α)；12至10PPM(侧链和末端乙基)。总甲基含量由质子NMR获得。对在0至1.1PPM处的甲基信号进行积分。对整个谱图进行积分以确定甲基的摩尔％。使用从气相色谱获得的平均碳数来将甲基的摩尔％转化为总的甲基。
组合物中还出乎意料的是使用傅立叶变换离子回旋共振-质谱(FTICR-MS)和/或场解吸质谱(FDMS)的发现，小于6或小于7或小于8的环烷环的更小环烷环结构的普遍性可是相似的，但是具有7个以上环或8+环或9+环或10+环的更大环烷环结构的剩余数目在对抵抗雾的形成稳定的基础油中减少。
对于本文报道的FTICR-MS结果，所述结果根据美国专利9,418,828中所述的方法产生。美国专利9,418,828中描述的方法通常涉及使用具有Ag离子络合作用(LDI-Ag)的激光解吸来使石油饱和分子(包括538℃+分子)离子化而不破坏分子离子结构。应用超高分辨率傅立叶变换离子回旋共振质谱仪来确定饱和物-Ag阳离子的精确元素公式和相应的丰度。饱和物馏分组成可通过同系物和分子量来排列。美国专利9,418,828涉及确定样品中饱和环结构含量的部分通过参考并入本文中。
对于本文中报道的FDMS结果，场解吸(FD)是一种软电离方法，其中将高电位电场施加到已经涂布有稀释样品的发射器(已经形成微小“晶须”的细丝)，导致分析物的气态分子离子化。由FD产生的质谱由分子自由基阳离子M+或者在某些情况下由质子化的分子离子[M+H]+支配。由于FDMS不能区分具有'n'个环烷环和具有'n+7'环的分子，所以通过使用源自最相似样品的FTICR-MS数据来“校正”FDMS数据。通过将解析的源自FTICR-MS的“n”对“n+7”环之比应用于该特定类别分子的未解析的FDMS数据来实施FDMS校正。因此，FDMS数据在图中示出为“校正的”。
已经进一步发现上述组成的基础油提供了在开始生产时无雾并且在长时间内保持无雾状态的优势。这相对于先前技术的高饱和重质基础油是一个优点，这是意想不到的。
另外，已经发现，这些基础油可与添加剂共混以形成配制的润滑油，例如但不限于船运油、发动机油、润滑脂、造纸机油和齿轮油。这些添加剂可以包括但不限于洗涤剂、分散剂、抗氧化剂、粘度调节剂和倾点下降剂。更普遍地，包含由脱沥青油生产的基础油的配制润滑油可另外含有一种或多种其它常用润滑油性能添加剂，包括但不限于抗磨剂、分散剂、其它洗涤剂、腐蚀抑制剂、防锈剂、金属钝化剂、极压添加剂、抗咬合剂、蜡改性剂、粘度指数改性剂、粘度改性剂、失水剂、密封相容剂、摩擦改性剂、润滑剂、防污剂、发色剂、消泡剂、破乳剂、乳化剂、增稠剂、润湿剂、胶凝剂、粘着剂、着色剂等。关于许多常用添加剂的综述，参见Klamann in Lubricants and Related Products,Verlag Chemie,Deerfield Beach,FL；ISBN 0-89573-177-0。这些添加剂通常以稀释油的不同量来递送，所述不同量可以为5重量％至50重量％。
当如此共混时，通过诸如小型旋转粘度计(MRV)和布鲁克菲尔德测试的标准低温测试所测量的性能已经示出优于共混有传统基础油的配方。
还发现，当使用普通添加剂例如但不限于消泡剂、倾点下降剂、抗氧化剂、防锈剂共混到工业油中时，已经例示了在标准氧化测试如美国钢铁氧化测试中氧化性能比传统基础油更优异。
其它性能参数如界面性质、沉积物控制、储存稳定性和毒性也已经进行了检验并且与传统基础油类似或更好。
除了与添加剂共混之外，本文所述的基础油还可与其它基础油共混以制备基础油。这些其它基础油包括溶剂处理的基础油、加氢处理的基础油、合成基础油、由Fisher-Tropsch工艺得到的基础油、PAO和环烷基油料。另外或可选地，其它基础油可包括I类基础油、II类基础油、III类基础油、IV类基础油和/或V类基础油。另外或可选地，用于共混的其它类型的基础油可包括烃基芳族化合物、烷基化的芳族化合物、酯(包括合成酯和/或可再生酯)和/或其它非常规或未常规化的基础油。本发明的基础油和其它基础油的这些基础油共混物也可与诸如上述的添加剂组合以制备配制润滑油。
构造实例
图1示意性示出了用于处理脱沥青油进料110的第一构造。任选地，脱沥青油进料110可包括减压瓦斯油沸程部分。在图1中，脱沥青油进料110暴露于第一加氢处理阶段120中的加氢处理和/或加氢裂化催化剂。源自第一加氢处理阶段120的加氢处理流出物可分离成一种或多种燃料馏分127和370℃+馏分125。370℃+馏分125可实施溶剂脱蜡130以形成一种或多种润滑油基础油产物，例如一种或多种轻质中性或重质中性基础油产物132和光亮油产物134。
图2示意性示出了用于处理脱沥青油进料110的第二构造。在图2中，溶剂脱蜡阶段130是任选的。可将源自第一加氢处理阶段120的流出物分离以形成至少一种或多种燃料馏分127、第一370℃+部分245和可用作任选溶剂脱蜡阶段130的输入的第二任选370℃+部分225。第一370℃+部分245可用作第二加氢处理阶段250的输入。第二加氢处理阶段可对应于用于实施催化脱蜡、芳族化合物饱和以及任选地进一步实施加氢裂化的脱硫加氢处理阶段。在图2中，可对源自第二加氢处理阶段250的催化脱蜡输出255的至少一部分253实施溶剂脱蜡260以形成至少溶剂处理的润滑油沸程产物265，其具有至少510℃的T10沸点并且对应于II类光亮油。
图3示意性示出了用于生产II类光亮油的另一种构造。在图3中，对源自第二加氢处理阶段250的催化脱蜡输出355的至少一部分353实施溶剂萃取370以形成至少经处理的润滑油沸程产物375，其具有至少510℃的T10沸点并且对应于II类光亮油。
图6示意性示出了用于生产II类光亮油的又一种构造。在图6中，将减压渣油进料675和脱沥青溶剂676传送入脱沥青单元680。在一些方面，脱沥青单元680可实施丙烷脱沥青，但是在其它方面可使用C4+溶剂。脱沥青单元680可产生残渣沥青膏或沥青馏分682和脱沥青油610。任选地，脱沥青油610可与另一减压瓦斯油沸程进料671组合，然后引入到第一(含硫)加氢处理段620。将源自加氢处理阶段620的流出物的较低沸点部分627分离出来以作为一个或多个石脑油馏分和/或馏出物馏分进一步使用和/或处理。加氢处理流出物的较高沸点部分625可以a)传送入第二(脱硫)加氢处理阶段650和/或b)从处理系统中取出626以用作燃料如燃料油或燃料油共混油料。第二加氢处理阶段650可产生流出物，所述流出物可分离以形成一个或多个燃料馏分657和一个或多个润滑油基础油馏分655如一个或多个光亮油馏分。
实施例
实施例1
在该实例中，将脱沥青油以类似于图1的构造进行处理。使用戊烷作为溶剂，通过对渣油馏分进行脱沥青，得到了脱沥青油。将脱沥青油的性质示于表1中。脱沥青油的收率相对于进料为75重量％。
表1-源自戊烷脱沥青的脱沥青油(75重量％的收率)
API重力 12.2
硫(重量％) 3.72
氮(wppm) 2557
Ni(wppm) 7.1
V(wppm) 19.7
CCR(重量％) 12.3
蜡(重量％) 4.6
GCD蒸馏(重量％) (℃)
5％ 522
10％ 543
30％ 586
50％ 619
70％ 660
90％ 719
将表1中的脱沥青油经填充有50体积％脱金属催化剂、42.5体积％加氢处理催化剂和7.5体积％加氢裂化催化剂的催化剂在0.2小时-1的LHSV、8000SCF/B的处理气体速率和2250psig的压力下进行处理。脱金属催化剂是商购获得的大孔负载型脱金属催化剂。加氢处理催化剂是商购获得的负载型NiMo加氢处理催化剂和商购获得的大块NiMo催化剂的堆叠床。加氢裂化催化剂是工业中使用的标准馏出物选择性催化剂。这种催化剂通常包括在沸石/氧化铝载体上的NiMo或NiW。这种催化剂通常具有小于40重量％的沸石，所述沸石的单元孔尺寸小于34.38埃。优选的沸石含量可小于25重量％和/或优选的单元孔尺寸可小于24.32埃。这种催化剂的活性与沸石的单元孔尺寸有关，因此可通过选择沸石的量来调节催化剂的活性。进料暴露于745℉(396℃)的脱金属催化剂，并以等温方式暴露于765℉(407℃)的加氢处理和加氢裂化催化剂的组合。
将加氢处理的流出物蒸馏以形成510℃+馏分和510℃-馏分。所述510℃-馏分可以进行溶剂脱蜡以产生较低粘度(轻质中性和/或重质中性)润滑油基础油。将510℃+馏分进行溶剂脱蜡以除去蜡。将所得I类光亮油的性质示于表2中。低浊点证明了光亮油的无雾潜力，因为浊点与倾点之差小于5℃。
表2-I类光亮油的性质
产物馏分 510℃+
VI 98.9
在100℃下的KV 27.6
在40℃下的KV 378
倾点(℃) -15
浊点(℃) -11
实施例2
在该实施例中，对脱沥青油以类似于图1的构造实施加工。将实施例1的表1中所述的脱沥青油以65重量％的脱沥青油对35重量％的减压瓦斯油之比与更轻沸程的减压瓦斯油混合。将混合进料的性质示于表3中。
表3-戊烷脱沥青油(65％)和减压瓦斯油(35％)性能
API重力 13.7
硫(重量％) 3.6
氮(wppm) 2099
Ni(wppm) 5.2
V(wppm) 14.0
CCR(重量％) 8.1
蜡(重量％) 4.2
GCD蒸馏(重量％) (℃)
5％ 422
10％ 465
30％ 541
50％ 584
70％ n/a
90％ 652
除了提高反应器温度以调整催化剂老化和略高的转化量之外，利用与实施例1中使用的类似的条件和催化剂对混合进料进行了处理。将进料暴露于750℉(399℃)的脱金属催化剂和770℉(410℃)的加氢处理/加氢裂化催化剂。在分离以除去燃料馏分之后，将370℃+的部分进行溶剂脱蜡。使用510℃+分馏物并使用在571℃+处的第二次深分馏物从溶剂脱蜡流出物形成光亮油。将两种可能的光亮材料的性质示于表4中。(为了清楚起见，510℃+光亮油包括571℃+部分)。使用单独的样品来形成表4中所示的571℃+光亮油。)
表4-I类光亮油
产物馏分 510℃+ 571℃+
VI 108.9 112.2
在100℃下的KV 19.9 35.4
在40℃下的KV 203 476
倾点(℃) -14
浊点(℃) -12
实施例3
将类似于图1的构造用于处理由丁烷脱沥青形成的脱沥青油(55重量％的脱沥青油收率)。将脱沥青油的性质示于表5中。
表5-丁烷脱沥青油(55重量％的收率)
API重力 14.0
硫(重量％) 2.8
氮(wppm) 2653
Ni(wppm) 9.5
V(wppm) 14.0
CCR(重量％) 8.3
蜡(重量％) 3.9
GCD蒸馏(重量％) (℃)
5％ 480
10％ 505
30％ 558
50％ 597
70％ 641
90％ 712
除了反应温度之外，使用与实施例1类似的工艺条件和催化剂将脱沥青油转化为具有低雾特性的光亮油。将脱沥青油在371℃的温度下暴露于具有所有催化剂(脱金属、加氢处理、加氢裂化)的两次分开的运行中的第一加氢处理阶段。认为第二次运行中较低的转化率是由于催化剂失活所致，正如通常对于这种类型的重质进料所预期的。将两次运行的流出物蒸馏以形成510℃+馏分。对所述510℃+馏分进行溶剂脱蜡。所得的溶剂脱蜡油具有表6中所示的性质。表6还示出了在两次单独运行期间370℃转化率的差异。
表6-I类光亮油的性质
两种样品的低浊点证明了光亮油的无雾潜力，因为两种样品的浊点与倾点之差都为6℃或更小。
实施例4
将类似于图2的构造用于处理由丁烷脱沥青而形成的脱沥青油(55重量％的脱沥青油收率)。将脱沥青油的性质示于表5中。然后根据实施例3中的条件对脱沥青油进行加氢处理。然后将至少一部分加氢处理的脱沥青油暴露于进一步加氢处理而不进行溶剂脱蜡。
将未脱蜡的加氢处理产物经低单元孔尺寸USY和ZSM-48的组合进行处理。所得产物的倾点浊点变化范围差异大，导致产物浑浊。然而，后处理溶剂脱蜡可以适度的3％的收率损失的方式除去雾。第二加氢处理阶段的处理条件包括1950psig的氢气压力和4000SCF/B的处理气体速率。将进入第二加氢处理阶段的进料暴露于：a)在3.1小时-1的LHSV和665℉的温度下在USY加氢裂化催化剂(单元孔小尺寸于24.32，二氧化硅对氧化铝之比为35，65重量％的沸石/35重量％的粘合剂)上的0.6重量％的Pt；b)在2.1小时-1的LHSV和635℉的温度下在ZSM-48脱蜡催化剂(90:1的二氧化硅对氧化铝，65重量％的沸石/35重量％的粘合剂)上的0.6重量％Pt；和c)在0.9小时-1的LHSV和480℉的温度下在MCM-41芳族化合物饱和催化剂(65重量％的沸石/35重量％的粘合剂)上的0.3重量％Pt/0.9重量％Pd。将催化脱蜡流出物的510℃+部分的所得性质、以及加氢裂化/催化脱蜡/芳族化合物饱和过程中的510℃转化率示于表7中。
表7-催化脱蜡的流出物
表7中所示的产物是浑浊的。然而，仅损失2.5重量％收率条件下的溶剂脱蜡的另外步骤得到了具有表8中所示性质的明亮且透明的产物。注意到倾点和浊点相差略小于20℃。溶剂脱蜡条件包括-30℃的浆料温度、对应于35重量％甲基乙基酮和65重量％甲苯的溶剂、以及3:1的溶剂稀释比。
表8-溶剂处理的510℃+产物(第II类光亮油)
产物馏分
VI 104.4
在100℃下的KV 25.7
在40℃下的KV 321
倾点(℃) -27
浊点(℃) -7.1
实施例5
将实施例2的表3中所示的脱沥青油和减压瓦斯油混合物以类似于图3的构造进行加工。除了考虑催化剂老化而调节温度之外，第一加氢处理阶段的条件和催化剂类似于实施例1的。脱金属催化剂在744℉(396℃)下运行且HDT/HDC组合在761℉(405℃)下运行。这导致相对于510℃的转化率为73.9重量％且相对于370℃的转化率为50重量％。将加氢处理的流出物分离以从370℃+部分除去燃料沸程部分。然后将得到的370℃+部分进一步进行加氢处理。进一步的加氢处理包括将370℃+部分暴露于ZSM-48脱蜡催化剂(70:1的二氧化硅对氧化铝之比，65重量％的沸石对35重量％粘合剂)上的0.6重量％的Pt，接着是在MCM-41芳族化合物饱和催化剂(65％的沸石对35重量％的粘合剂)上的0.3重量％的Pt/0.9重量％的Pd。操作条件包括2400psig的氢气压力、5000SCF/B的处理气体速率、658℉(348℃)的脱蜡温度、1.0小时-1的脱蜡催化剂空速、460℉(238℃)的芳族化合物饱和温度以及1.0小时-1的芳族化合物饱和催化剂空速。将催化脱蜡流出物的560℃+部分的性质示于表9中。还示出了源自催化脱蜡流出物的萃余液馏分和萃取物馏分的性质。
表9-催化脱蜡的流出物
产物馏分 560℃+ 萃余液 萃取物
CDW流出物 (收率92.2％)
API 30.0 30.2 27.6
VI 104.2 105.2 89
在100℃下的KV 29.8 30.3 29.9
在40℃下的KV 401 405 412
倾点(℃) -21 -30
浊点(℃) 7.8 -24
尽管催化脱蜡的流出物产物最初是透明的，但在2天内形成了雾。表9中催化脱蜡的流出物产物的溶剂脱蜡未显著降低浊点(溶剂脱蜡后的浊点为6.5℃)并且仅除去约1重量％的蜡，这部分归因于先前催化脱蜡的严苛程度。然而，用N-甲基吡咯烷酮(NMP)以1的溶剂/水之比和在100℃温度下对表9中所示的催化脱蜡产物进行萃取，得到浊点为-24℃的透明且光亮的产物，其对抵抗雾的形成呈现出稳定性。萃取也将催化脱蜡产物的芳族化合物含量从约2重量％的芳族化合物降低至约1重量％的芳族化合物。这包括将催化脱蜡流出物的3-环芳族化合物含量(最初约0.2重量％)降低约80％。这个结果表明了蜡质雾的形成与光亮油中多环芳族化合物的存在之间的潜在关系。
实施例6
以类似于图2的构造对类似于实施例5的进料进行了加工，条件是对各种加工条件进行了修改。初始加氢处理严苛程度相对于实施例5中的条件降低，使得初始加氢处理转化率相对于510℃为59重量％且相对于370℃为34.5重量％。这些较低的转化率是通过在739℉(393℃)下运行脱金属催化剂并在756℉(402℃)下运行加氢处理/加氢裂化催化剂的组合来实现的。
将加氢处理的流出物分离以从加氢处理流出物的370℃+部分分离燃料沸程馏分。然后将370℃+部分在实施例4中所述的加氢裂化催化剂和脱蜡催化剂上在第二加氢处理阶段中进行处理。另外，在加氢裂化催化剂之前包括少量加氢处理催化剂(10小时-1的加氢处理催化剂LHSV)，并且在与加氢裂化催化剂基本相同的条件下将进料暴露于加氢处理催化剂。反应条件包括2400psig的氢气压力和5000SCF/B的处理气体速率。在第一次运行中，选择第二加氢处理条件以使加氢处理流出物欠脱蜡。欠脱蜡条件对应于675℉(357℃)的加氢裂化温度、1.2小时-1的加氢裂化催化剂LHSV、615℉(324℃)的脱蜡温度、1.2小时-1的脱蜡催化剂LHSV、460℉(238℃)的芳族化合物饱和温度、以及1.2小时-1的芳族化合物饱和催化剂LHSV。在第二次运行中，选择第二加氢处理条件以使加氢处理的流出物更严重地脱蜡。较高严苛程度的脱蜡条件对应于675℉(357℃)的加氢裂化温度、1.2小时-1的加氢裂化催化剂LHSV、645℉(340℃)的脱蜡温度、1.2小时-1的脱蜡催化剂LHSV、460℉(238℃)的芳族化合物饱和温度以及1.2小时-1的芳族化合物饱和催化剂LHSV。将催化脱蜡流出物的510℃+部分示于表10中。
表10-催化脱蜡的流出物
产物馏分 欠脱蜡的 较高严苛程度
VI 106.6 106.4
在100℃下的KV 37.6 30.5
在40℃下的KV 551 396
倾点(℃) -24 -24
浊点(℃) 8.6 4.9
表10中的两个样品最初是明亮且清澈的，但在一周内在两个样品中都出现雾。将两个样品在实施例4所述的条件下实施溶剂脱蜡。这将欠脱蜡的样品的蜡含量降低至6.8重量％并将较高严苛程度脱蜡样品的蜡含量降低至1.1重量％。较高严苛程度的脱蜡样品仍示出轻微的雾。然而，欠脱蜡样品在溶剂脱蜡之后具有-21℃的浊点并对抵抗雾的形成呈现出稳定性。
实施例7-粘度和粘度指数关系
图4示出了由脱沥青油形成的润滑油基础油的处理严苛程度、运动粘度和粘度指数之间的关系的实例。图4中的数据对应于在渣油进料时在75重量％收率下由戊烷脱沥青油形成的润滑油基础油。脱沥青油具有75.8的溶剂脱蜡VI和100℃下333.65的溶剂脱蜡的运动粘度。
在图4中，将运动粘度(右轴)和粘度指数(左轴)示出为在实施例1中所述的催化剂的条件下在类似于图1的构造中处理的脱沥青油的加氢处理严苛程度(510℃+转化率)的函数。如图4所示，提高加氢处理的严苛程度可提供VI的提升，使得脱沥青油可(在溶剂脱蜡之后)转化为润滑油基础油。然而，提高严苛程度也会降低基础油510℃+部分的运动粘度，这可限制光亮油的收率。溶剂脱蜡产物的370℃至510℃部分可适用于形成轻质中性和/或重质中性基础油，而510℃+部分可适用于形成光亮油和/或重质中性基础油。
实施例8-脱硫和含硫加氢裂化的变化
除了提供由挑战性进料形成II类基础油的方法之外，本文中所述的方法还可用于通过改变在含硫条件对脱硫条件中实施的转化量来控制由所述进料形成的基础油的分布。这由图5中所示的结果来说明。
在图5中，上面的两条曲线示出了用于形成具有期望粘度的润滑油基础油的分馏点(底轴)与所得基础油的粘度指数(左轴)之间的关系。对应于圆形数据点的曲线表示使用类似于图2的构造来处理C5脱沥青油，条件是所有加氢裂化发生在含硫阶段中。对应于正方形数据点的曲线对应于在含硫阶段实施大约一半的加氢裂化转化并在脱硫阶段实施剩余的加氢裂化转化(与催化脱蜡一起)。各条上部曲线中的各个数据点表示各种不同基础油相对于引入到含硫处理阶段的进料量的收率。应注意，总结各条曲线内的数据点，示出了相同的基础油总收率，这反映了在两种类型的加工运行中都实施了相同总量的加氢裂化转化的事实。只有加氢裂化转化的位置(全部酸化、或含硫与脱硫之间分开)发生变化。
较低的一对曲线提供关于同一对工艺运行的附加信息。至于上面的一对曲线，下面一对曲线中的圆圈数据点表示含硫阶段中的所有加氢裂化，并且正方形数据点对应于含硫阶段与脱硫阶段之间的加氢裂化的分裂。下面一对曲线示出了分馏点(底轴)与在100℃(右轴)所得运动粘度之间的关系。如较低的一对曲线所示，三个分馏点表示形成轻质中性基础油(5或6cSt)、重质中性基础油(10至12cSt)和光亮油(约30cSt)。下面的曲线的单个数据点也表示所得基础油的倾点。
如图5所示，改变实施加氢裂化的条件可改变所得润滑油基础油的性质。在第一(含硫)加氢处理阶段实施所有加氢裂化转化可导致重质中性基础油和光亮油产物的粘度指数值较高，同时也产生较高收率的重质中性基础油。在脱硫条件下实施一部分加氢裂化增加了轻质中性基础油和光亮油的收率，同时降低了重质中性基础油的收率。在脱硫条件下实施一部分加氢裂化也降低了重质中性基础油和光亮产物的粘度指数值。这表明，通过改变在含硫条件下对脱硫条件下实施的转化量，可改变基础油的收率和/或基础油的所得品质。
实施例9-给料和DAO
表1示出了潜在适用于脱沥青的两种减压渣油进料的性质，在本实施例中称作渣油A和渣油B。两种进料具有：小于6的API重力；至少1.0的比重；较高含量的硫、氮和金属；以及较高含量的碳残余物和正庚烷不溶物。
表11-渣油进料性质
渣油(566℃+) 渣油A 渣油B
API重力(°) 5.4 4.4
比重(15℃)(g/cc) 1.0336 1.0412
总的硫(重量％) 4.56 5.03
镍(wppm) 43.7 48.7
钒(wppm) 114 119
TAN(mg KOH/g) 0.314 0.174
总的氮(wppm) 4760 4370
碱性氮(wppm) 1210 1370
碳残余物(重量％) 24.4 25.8
正庚烷不溶物(重量％) 7.68 8.83
蜡(总-DSC)(重量％) 1.4 1.32
在100℃下的KV(cSt) 5920 11200
在35℃下的KV(cSt) 619 988
将表11中所示的渣油用于形成脱沥青油。将渣油A暴露于丙烷脱沥青(脱沥青油收率<40％)和戊烷脱沥青条件(脱沥青油收率～65％)下。将渣油B暴露于丁烷脱沥青条件(脱沥青油收率～75％)下。表12示出了所得脱沥青油的性质。
表12-脱沥青油的实例
如表12所示，由丙烷脱沥青提供的较高严苛程度的脱沥青，导致与在该实施例中使用的较低严苛程度的C4和C5脱沥青相比，脱沥青油的品质不同。应注意，C3DAO在100℃下的运动粘度小于35，而C4DAO和C5DAO的运动粘度大于100。C3DAO还通常具有更类似于润滑油基础油产物的性质，如较高的API重力、较低的金属含量/硫含量/氮含量、较低的CCR水平和/或较高的粘度指数。
燃料实施例1-模型结果
使用基于实验室规模和商业规模两者的数据，对类似于图6中所示构造的构造进行了模拟。以两个处理阶段的方式对高提升脱沥青油(75重量％的收率)的处理进行了模拟。第一个处理阶段对应含硫阶段。含硫阶段中的模型化处理包括脱金属、加氢处理和使用商购获得的催化剂的加氢裂化。对第一阶段流出物的分馏进行模型化以形成具有如图7(石脑油)和图8(航空燃料和柴油)中所示沸程的石脑油、航空燃料和柴油馏分。在模型中表征了塔底馏分(～735℉+/～390℃+)。在模型中还表征了塔底的1030℉+/～550℃+部分。(～550℃+部分对应于390℃+塔底产物部分)。将塔底产物作为390℃+馏分或～550℃+部分示出在图9中。脱沥青油进料的硫含量相当于几个重量百分比。选择含硫阶段中的加氢处理条件以产生硫含量为10wppm或更小的最终总流出物。结果，较低沸点的馏分具有低于10wppm的硫含量，而塔底馏分具有大于10wppm的硫含量。对于开始运行的条件(其中催化剂将具有较高的活性)和结束运行的条件(其中较高的温度将用于补偿较低的催化剂活性)两者都给出模型化的组成值。
图7示出了加氢处理期间在脱沥青油转化过程中产生的石脑油馏分的模型化特性。图7中所示的石脑油馏分对应于石脑油的中和/或重质部分，因为初始沸点为约80℃。由于对脱沥青油进料进行脱硫所需的加氢处理条件而导致石脑油馏分中基本上不存在烯烃。硫和氮含量也小于1wppm。石脑油馏分含有少量芳族化合物(少于6重量％)，其中大部分组合物对应于链烷烃和环烷烃。研究辛烷值和马达辛烷值稍低，但这可能部分地是由于缺少沸点在20℃至80℃之间的组分，所述组分可存在于全范围石脑油馏分中。
除了上述模型数据之外，在从初始含硫处理阶段产生石脑油馏分的实验运行中，石脑油的组成被确定为约21重量％的异链烷烃、13重量％的正链烷烃(对应于34重量％的总链烷烃)、59至60重量％的环烷烃和5至6重量％的芳族化合物。
图8示出了在加氢处理期间在脱沥青油转化期间产生的航空燃料或煤油馏分和柴油馏分的模型化性质。所述航空燃料馏分，如图8中的左表所示，硫和氮的含量也低于1wppm。航空燃料馏分的环烷烃含量为65重量％至75重量％(结束运行相对于开始运行)，而芳族化合物的含量为5重量％至12重量％。在开始运行和结束运行两种条件下，约20重量％的链烷烃含量是相似的。航空燃料馏分的十六烷指数也接近40。
图8中所示的模型化柴油沸程馏分具有至少170℃的T5蒸馏点和350℃至360℃的T95沸点。对应于开始运行条件的柴油馏分具有出人意料的大于75重量％的环烷烃的高环烷烃含量。除了具有5重量％至10重量％的芳族化合物含量之外，注意到大部分芳族化合物对应于1个环的芳族化合物，因此预期，柴油馏分的芳族化合物含量优选处于柴油馏分的较低沸点部分。这对应于低链烷烃含量的柴油馏分。由于环烷烃含量出乎意料的高，使柴油馏分也具有大于850kg/m3的高密度。注意到，在模型中，15℃下的比重对应于基于模型化的API重力值所确定的值，而15℃下的密度根据基于15℃下水的密度的比重值来计算。柴油中的硫和氮含量低于1wppm。应注意，将组合的模型化的柴油和航空燃料馏分示于图7的右表中。
在图9中，左表对应于图8所示的柴油馏分分离后的模型化塔底物。右表对应于具有约550℃的T10蒸馏点的塔底产物的一部分。类似于柴油馏分，图9中所示的塔底馏分具有相对高含量的环烷烃。具体而言，在模型运行开始时，全范围塔底的环烷烃含量大于60重量％，而～550℃+塔底的环烷烃含量大于50重量％。塔底包含约20重量％或更小的芳族化合物。结果，预测所述馏分的BMCI值小于25或小于20，这对潜在的燃料油共混组分而言相对较低。
即使在运行条件结束时，塔底馏分的硫含量为约25wppm，且塔底的550℃+部分仅具有50wppm至60wppm的硫含量。康拉特逊残碳值含量也出乎意料地低，CCR值对于整个塔底产物为小于1重量％，且对于550℃+部分为小于1.5重量％。尽管图9中的柴油馏分具有相对高的密度，但塔底馏分的密度相对于可用于燃料油共混的典型馏分较低。15℃时的密度小于890kg/m3或小于880kg/m3。相对于典型的燃料油共混组分，塔底预计具有出乎意料的良好燃烧质量，CCAI值为750或更小或730或更小。
燃料实例2-含硫阶段处理
通过在75重量％的脱沥青油收率下对渣油进料进行溶剂脱沥青，生产脱沥青油。戊烷用作脱沥青溶剂。得到的脱沥青油以与图6所示构造类似的构造进行处理。在相对于510℃的转化温度下适合实现脱沥青油进料的75重量％转化率的条件下，将所述进料在第一(含硫)加工阶段暴露于商购获得脱金属催化剂、加氢处理催化剂和加氢裂化催化剂。在含硫加氢处理阶段之后，流出物被分馏。流出物的塔底部分进入第二加氢处理阶段以生产润滑油光亮油。分馏也产生几种燃料馏分，包括图10所示的航空燃料馏分和柴油馏分。
图10中的航空燃料馏分和柴油馏分的沸程与源自图8的模型结果的航空燃料馏分和柴油馏分的沸程相当。对于图10所示的航空燃料和柴油馏分，航空燃料馏分的总环烷烃含量为约68重量％，而柴油馏分的环烷烃总含量为约57重量％。总芳族化合物分别为约13重量％和29重量％。类似于图8中的模型柴油馏分，图10中所示的柴油馏分在15℃具有出乎意料的高于0.86g/ml(约860kg/m3)的高密度。关于芳族化合物，图10中的柴油中的大部分芳族化合物对应于单环芳族化合物，这表明在柴油馏分的较高沸点部分中芳族化合物的含量易于降低。
燃料实例3-第二(脱硫)阶段处理
通过对渣油进料进行溶剂脱沥青，产生脱沥青油，所述渣油进料也包括一部分减压瓦斯油。脱沥青油的收率为约75重量％。戊烷用作脱沥青溶剂。得到的脱沥青油以类似于图6所示构造的构造进行加工。在相对于510℃的转化温度下适合实现脱沥青油进料的75重量％转化率的条件下，将所述进料在第一(含硫)加工阶段暴露于商购获得脱金属催化剂、加氢处理催化剂和加氢裂化催化剂。第一阶段之后的总液体流出物具有约10wppm或更小的硫含量。在含硫加氢处理阶段之后，将流出物分馏。然后在第二阶段将流出物的370℃+塔底部分加氢处理。第二阶段包括初始加氢处理/加氢裂化催化剂系统、脱蜡催化剂和加氢精制催化剂(所有催化剂都对应于商购获得的催化剂)。
将用于将370℃+塔底部分暴露于第二阶段中的催化剂的条件示于图11和12中。在图11中，第一组条件的空速大致为第二组条件的空速的两倍。此外，第二组条件中的最终加氢精制温度比第一组条件中的加氢精制温度高约20℃。在图12中，反应条件之间的差异主要基于脱蜡温度的差异。
将由第二阶段加氢处理产生的所得流出物分馏成几部分。第一部分对应于80℃至150℃的馏分。第二部分对应于150℃至200℃的馏分。第三部分对应于200℃至300℃的馏分。在图11的第一组条件中，产生另外的300℃至370℃的馏分，剩下370℃+的塔底馏分。对于所有其它样品，塔底对应于300℃+的馏分。由于另外的加氢处理，源自第二阶段的总液体流出物的硫含量和氮含量为约1wppm或更小。
如图11所示，源自脱硫加工阶段的较高沸点的馏分具有出乎意料高的环烷烃含量。特别地，源自较高空速条件的300℃至370℃馏分具有大于60重量％的总环烷烃含量和大于98重量％或大于99重量％的总饱和化合物含量。在较低的空速条件下，300℃+部分具有大于75重量％的总环烷烃含量和大于90重量％或大于93重量％的总饱和化合物含量。
源自图11中两种处理条件的200℃至300℃馏分也表现出有利的性质组合，包括得到的至少50或至少60的十六烷值。200℃至300℃馏分的倾点小于-50℃，而浊点低于-60℃。更一般地，考虑到初始进料的不利性质，源自加氢处理的脱沥青油的馏分的冷流性质出乎意料地是有利的。
图12类似地表明，源自脱硫加工阶段的较高沸点馏分具有出乎意料高的环烷烃含量。特别地，图12中的200℃至300℃馏分具有大于70重量％的总环烷烃含量和大于98重量％或大于99重量％的总饱和化合物含量。塔底馏分还具有大于60重量％的环烷烃含量和小于10重量％的芳族化合物含量/大于90重量％的饱和化合物含量。
源自图12中两种处理条件的200℃至300℃馏分也表现出有利的性质组合，包括得到的至少50的十六烷值。200℃至300℃馏分的倾点小于-50℃，而浊点低于-60℃。150℃至200℃馏分的冰点相对于典型航空燃料-40℃的标准也通常较低(小于-60℃或小于-70℃)。更一般地，考虑到初始进料的不利性质，源自加氢处理的脱沥青油的馏分的冷流性质出乎意料地是有利的。
其它实施方案
实施方案1.一种馏出物沸程组合物，所述馏出物沸程组合物包含具有至少160℃的T5蒸馏点和350℃或更小的T90蒸馏点的第一部分，所述第一部分包含85重量％至98重量％(或85重量％至95重量％或90重量％至98重量％)的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃。
实施方案2.如实施方案1所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少55重量％(或至少60重量％、或至少65重量％)的环烷烃，所述第一部分包含在15℃下0.84g/cm3或更小(或0.83g/cm3或更小)的密度。
实施方案3.如实施方案1或2所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少70重量％(或至少75重量％)的环烷烃，所述第一部分包括在15℃下至少0.84g/cm3(或至少0.85g/cm3)的密度。
实施方案4.如实施方案1至3中的任一项所述的馏出物沸程组合物，a)其中所述第一部分包含小于10wppm的硫、或小于1wppm的氮或它们的组合；或b)其中所述第一部分包含至少40(或至少44、或至少46)的十六烷指数；或c)a)和b)的组合。
实施方案5.一种馏出物沸程组合物，所述馏出物沸程组合物包含具有至少270℃的T5蒸馏点、400℃或更小的T95蒸馏点和15℃下至少0.85g/cm3(或至少0.86g/cm3)的密度的第一部分，所述第一部分包含至少70重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃。
实施方案6.如实施方案5所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少60重量％的环烷烃，或其中所述第一部分包含至少90重量％的饱和化合物(或至少95重量％的饱和化合物、或至少98重量％的饱和化合物)，或它们的组合。
实施方案7.如实施方案5或6所述的馏出物沸程组合物，a)其中所述第一部分包含小于1wppm的硫、或小于1wppm的氮或它们的组合；或b)其中所述第一部分包含至少50(或至少55、或至少60)的十六烷指数；或c)a)和b)的组合。
实施方案8.一种组合物，所述组合物包含至少370℃的T10蒸馏点和700℃或更小的T90蒸馏点，所述组合物包含至少75重量％的饱和化合物(或至少80重量％的饱和化合物、或至少90重量％的饱和化合物)，所述饱和化合物包含相对于所述组合物的重量的至少30重量％的环烷烃(或至少40重量％、或至少50重量％、或至少60重量％的环烷烃)。
实施方案9.如实施方案8所述的组合物，其中所述组合物包含在70℃下0.86g/cm3或更小(或0.85g/cm3或更小)的密度；或其中所述组合物包含在100℃下至少15cSt、或至少25cSt或至少40cSt的运动粘度；或它们的组合。
实施方案10.如实施方案8或9所述的组合物，其中所述组合物包含760或更小(或740或更小)的CCAI值；或其中所述组合物包含1.5重量％或更小(或1.0重量％或更小或0.5重量％或更小)的康拉特逊残碳值；或它们的组合。
实施方案11.如实施方案8至10中的任一项所述的组合物，其中所述组合物包含至少500℃或至少550℃的T10蒸馏点。
实施方案12.如实施方案1至8中的任一项所述的馏出物沸程组合物或实施方案9至12中的任一项所述的组合物，其还包含一种或多种添加剂。
实施方案13.如实施方案1至8中的任一项所述的馏出物沸程组合物，其还包含-50℃或更小或-60℃或更小的倾点；或还包含-60℃或更小或-70℃或更小的浊点；或还包含-50℃或更小、或-60℃或更小或-70℃或更小的冰点；或它们的组合。
实施方案14.一种制备燃料共混油料的方法，所述方法包括：在有效溶剂脱沥青条件下，对具有至少400℃(或至少450℃或至少500℃)的T5沸点的给料进行溶剂脱沥青以形成脱沥青油和脱沥青塔残渣沥青膏，所述有效溶剂脱沥青条件产生给料的至少50重量％(或至少65重量％或至少75重量％)的脱沥青油的收率；和对所述脱沥青油的至少一部分进行加氢处理以形成加氢处理的脱沥青油馏分，所述脱沥青油馏分包含具有至少160℃的T5蒸馏点和400℃或更小的T90蒸馏点的第一部分，所述第一部分包含1wppm或更小的硫含量。
实施方案15.如实施方案14所述的方法，其中所述脱沥青油的至少一部分包含至少约50重量％的芳族化合物含量。
实施方案16.如实施方案14或15所述的方法，i)其中所述第一部分包含85重量％至98重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃；或ii)其中所述加氢处理的脱沥青油包含具有至少270℃的T5蒸馏点、400℃或更小的T95蒸馏点和在15℃下至少0.85g/cm3的密度的第二部分，所述第二部分包含至少70重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃；或iii)其中所述加氢处理的脱沥青油包含具有至少370℃的T10蒸馏点和700℃或更小的T90蒸馏点的第三部分，所述组合物包含至少75重量％的饱和化合物(或至少80重量％的饱和化合物或至少90重量％的饱和化合物)，所述饱和化合物包含相对于所述组合物的重量的至少30重量％的环烷烃(或至少40重量％、或至少50重量％或至少60重量％的环烷烃)；或iv)i)、ii)和iii)中的两种或更多种的组合。
当在本文中列出数字下限和数字上限时，可以预期从任何下限到任何上限的范围。尽管已经对本发明的示例性实施例进行了具体描述，但应该理解，在不脱离本发明的主旨和范围的情况下，各种其它修改对于本领域技术人员来说是明显的并且是可容易完成的。因此，不希望权利要求的范围局限于本文中阐述的实例和描述，而是将权利要求解释为包括存在于本发明中的可获得专利的新颖性的所有特征，包括本发明所属领域的技术人员作为等价物对待的所有特征。
已经参考多个实施方式和具体实例对本发明进行了描述。鉴于以上详细描述，本领域技术人员自身将会想到许多变化。所有这些明显的变化都在权利要求的完整预期范围内。

Claims (15)

1.一种馏出物沸程组合物，所述馏出物沸程组合物包含第一部分，所述第一部分具有至少160℃的T5蒸馏点和350℃或更小的T90蒸馏点，所述第一部分包含85重量％至98重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃。
2.根据权利要求1所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少55重量％的环烷烃，所述第一部分包含在15℃下0.84g/cm3或更小的密度。
3.根据权利要求1或2所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少70重量％的环烷烃，所述第一部分包含在15℃下至少0.84g/cm3的密度。
4.根据权利要求1至3中的任一项所述的馏出物沸程组合物，a)其中所述第一部分包含小于10wppm的硫或小于1wppm的氮或它们的组合；或b)其中所述第一部分包含至少40的十六烷指数；或c)a)和b)的组合。
5.一种馏出物沸程组合物，所述馏出物沸程组合物包含第一部分，所述第一部分具有至少270℃的T5蒸馏点、400℃或更小的T95蒸馏点和15℃下至少0.85g/cm3的密度，所述第一部分包含至少70重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃。
6.根据权利要求5所述的馏出物沸程组合物，其中所述饱和化合物包含至少60重量％的环烷烃，或其中所述第一部分包含至少90重量％的饱和化合物，或它们的组合。
7.根据权利要求5或6所述的馏出物沸程组合物，a)其中所述第一部分包含小于1wppm的硫或小于1wppm的氮或它们的组合；或b)其中所述第一部分包含至少50的十六烷指数；或c)a)和b)的组合。
8.一种组合物，所述组合物包含至少370℃的T10蒸馏点和700℃或更小的T90蒸馏点，所述组合物包含至少75重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述组合物的重量的至少40重量％的环烷烃。
9.根据权利要求8所述的组合物，其中所述组合物包含在70℃下0.86g/cm3或更小的密度；或其中所述组合物包含在100℃下至少15cSt的运动粘度；或它们的组合。
10.根据权利要求8或9所述的组合物，其中所述组合物包含760或更小的CCAI值；或其中所述组合物包含1.5重量％或更小的康拉特逊残碳值；或它们的组合。
11.根据权利要求8至10中的任一项所述的组合物，其中所述组合物包含至少500℃的T10蒸馏点。
12.根据权利要求1至8中的任一项所述的馏出物沸程组合物或权利要求9至12中的任一项所述的组合物，所述馏出物沸程组合物或所述组合物还包含一种或多种添加剂。
13.根据权利要求1至8中的任一项所述的馏出物沸程组合物，所述馏出物沸程组合物还包含-50℃或更小的倾点；或还包含-60℃或更小的浊点；或还包含-50℃或更小的冰点；或它们的组合。
14.一种用于制备燃料共混油料的方法，所述方法包括：
在有效溶剂脱沥青条件下，对具有至少400℃的T5沸点的给料进行溶剂脱沥青以形成脱沥青油和脱沥青塔残渣沥青膏，所述有效溶剂脱沥青条件产生所述给料的至少50重量％的脱沥青油的收率；和
对所述脱沥青油的至少一部分进行加氢处理以形成加氢处理的脱沥青油馏分，所述脱沥青油馏分包含第一部分，所述第一部分具有至少160℃的T5蒸馏点和400℃或更小的T90蒸馏点，所述第一部分包含1wppm或更小的硫含量。
15.根据权利要求13或14所述的方法，i)其中所述第一部分包含85重量％至98重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃；或ii)其中加氢处理的所述脱沥青油包含第二部分，所述第二部分具有至少270℃的T5蒸馏点、400℃或更小的T95蒸馏点和在15℃下至少0.85g/cm3的密度，所述第二部分包含至少70重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述第一部分的重量的至少50重量％的环烷烃；或iii)其中加氢处理的所述脱沥青油包含第三部分，所述第三部分具有至少370℃的T10蒸馏点和700℃或更小的T90蒸馏点，所述组合物包含至少75重量％的饱和化合物，所述饱和化合物包含相对于所述组合物的重量的至少30重量％的环烷烃；或iv)i)、ii)和iii)中的两种或更多种的组合。
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