CN110869473A

CN110869473A - 多级改质热解焦油产品

Info

Publication number: CN110869473A
Application number: CN201880046115.0A
Authority: CN
Inventors: K·C·H·卡尔; S·B·鲁宾-皮特尔; D·T·费鲁盖利; A·S·门尼托; 徐腾
Original assignee: ExxonMobil Research and Engineering Co
Current assignee: ExxonMobil Technology and Engineering Co
Priority date: 2017-07-14
Filing date: 2018-07-02
Publication date: 2020-03-06
Also published as: SG11201911575UA; EP3652278B1; US10704001B2; WO2019014008A1; JP2020527182A; EP3652278A1; AU2018299802B2; AU2018299802A1; US20190016980A1

Abstract

在本文中提供由用于改质热解焦油，如蒸汽裂化焦油的多级法制成的第一加氢处理产物和第二加氢处理产物。在本文中还提供包含第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物的燃料掺合物以及使用第一加氢处理产物和第二加氢处理产物降低瓦斯油的倾点的方法。

Description

多级改质热解焦油产品

发明领域

本发明涉及由加氢处理热解焦油(通常由蒸汽裂化产生的那些)的多级法制成的产物，和这些产物作为燃料油混合原料(blendstocks)的用途。

发明背景

热解法(如蒸汽裂化)用于将饱和烃转化成更高价值的产品，如轻质烯烃，例如乙烯和丙烯。除这些有用的产品外，烃热解还可产生显著量的相对低价值的重质产物，如热解焦油。当热解是蒸汽裂化时，热解焦油被指为蒸汽裂化焦油(“SCT”)。

热解焦油是包含可聚合并污染设备的复杂、环状和支化分子的高沸点、粘性、反应性材料。热解焦油还含有高分子量非挥发组分，包括链烷不溶性化合物，如戊烷不溶性化合物和庚烷不溶性化合物。特别具有挑战性的热解焦油含有>0.5重量％，有时被称为>1.0重量％或甚至>2.0重量％甲苯不溶性化合物。高分子量化合物通常是也被称为焦油重质物(“TH”)的多环结构。这些高分子量分子可在热解过程中生成，并且它们的高分子量导致高粘度，这限制了理想的热解焦油处置选择。例如，希望找到SCT的更高价值用途，例如与重质烃(尤其是相对较高粘度的重质烃)融合(fluxing)。还希望能将SCT与一种或多种重油掺合，重油的实例包括船用燃料、燃烧用油(burner oil)、重质燃料油(例如No.5或No.6燃料油)、船用燃料油、高硫燃料油、低硫油、常规硫燃料油(“RSFO”)、<0.1重量％硫的排放控制区燃料(ECA)等。此外，预计未来的市场会有过剩的基于减压油的材料，其可能在倾点和/或粘度上限于燃料油掺合，特别是船用燃料油掺合。

在掺合重质烃时遇到的一个困难是由高分子量分子，如沥青质的沉淀造成的结垢。参见例如美国专利No.5,871,634，其全文经此引用并入本文。为了减轻沥青质沉淀，测定各掺合组分的不溶值(Insolubility Number)I_N和溶剂掺合值S_BN。通过以S_BN递减的顺序合并组分以使掺合物的S_BN大于该掺合物的任何组分的I_N，实现具有极少沉淀或基本没有沉淀的成功掺合。热解焦油通常具有高S_BN>135和高I_N>80以使它们难以与其它重质烃掺合。具有I_N>100，例如>110或>130的热解焦油特别难在没有相分离的情况下掺合。

加氢处理热解焦油以降低粘度和改进I_N和S_BN两者的尝试尚未带来可商业化的方法，主要是因为无法基本缓解工艺设备的结垢。例如，当使用含有Co、Ni或Mo的一种或多种的常规加氢处理催化剂在大约250℃至380℃的温度和大约5400kPa至20,500kPa的压力下进行加氢处理时，加氢处理纯SCT导致快速催化剂焦化。这种焦化归因于在SCT中存在TH，其导致在加氢处理催化剂和反应器内部构件上形成不合意的沉积物(例如焦炭沉积物)。随着这些沉积物的量增加，所需改质热解焦油(改质SCT)的收率降低且不合意副产物的收率提高。加氢处理反应器压降也提高，通常达到反应器无法运行的程度。

为克服这些困难采取的一种方法公开在国际专利申请公开No.WO 2013/033580中，其全文经此引用并入本文。该申请报道了在包含显著量的单环和多环芳族化合物(aromatics)的多用流体(utility fluid)存在下加氢处理SCT以形成改质热解焦油产品。改质热解焦油产品通常具有与SCT原料相比降低的粘度、降低的常压沸点范围、提高的密度和提高的氢含量，以致与燃料油和混合原料的相容性改进。另外，涉及一部分改质热解焦油产品作为多用流体再循环的效率提升报道在国际专利申请公开No.WO 2013/033590中，其全文经此引用并入本文。

全文经此引用并入本文的美国公开专利申请No.2015/0315496报道了从改质热解焦油产品中分离和再循环中间馏分多用流体。该多用流体包含≥10.0重量％芳族和非芳族环化合物和以下每一种：(a)≥1.0重量％的1.0环类化合物；(b)≥5.0重量％的1.5环类化合物；(c)≥5.0重量％的2.0环类化合物；和(d)>0.1重量％的5.0环类化合物。

全文经此引用并入本文的美国公开专利申请No.2015/036857报道了从改质热解焦油产品中分离和再循环多用流体。该多用流体含有1-环和/或2-环芳族化合物并具有≤430℃的终沸点。

全文经此引用并入本文的美国公开专利申请No.2016/0122667报道了在含有2-环和/或3-环芳族化合物并具有溶解度混合值(S_BN)≥120的多用流体存在下改质热解焦油(如SCT)的方法。

全文经此引用并入本文的2016年8月29日提交的临时美国专利申请62/380538报道了在较高压力>8MPa和低至0.3hr^-1的组合热解焦油和多用流体的较低重时空速下的加氢处理条件。

尽管有这些进步，仍然需要进一步改进焦油加氢处理，其能够生产可成功地用作燃料油混合原料并在不损害加氢处理反应器的寿命的情况下生产的改质焦油产品。还需要用于低硫燃料油(LSFO)和超低硫燃料油(ULSFO)(包括船用燃料油)的燃料混合原料。特别需要可与船用燃料油掺合并可在保持合适的粘度、能量含量和/或硫含量的同时降低船用燃料油倾点的燃料混合原料。

发明概述

已经发现，当焦油加氢处理作为多级法进行时，焦油加氢处理可产生具有理想的组成和性质，如较低硫含量、较高芳族化合物含量、较低倾点和较低粘度的产物。例如，焦油加氢处理可分成至少两个加氢处理区域或阶段。在多级加氢处理的过程中制成的这些产物，例如第一加氢处理产物和第二加氢处理产物可有利地用作LSFO和/或ULSFO，以及LSFO和ULSFO(包括船用燃料油)的混合原料。

因此，本发明涉及第一加氢处理产物。第一加氢处理产物可包含≥大约50重量％的量的芳族化合物、≤大约5.0重量％的量的链烷烃和大约0.10重量％至<0.50重量％的量的硫。此外，第一加氢处理产物可具有根据ASTM D6352测得的大约145℃至大约760℃的沸点分布、根据ASTM D5949或ASTMD7346测得的≤大约0.0℃的倾点和根据ASTM D7042测得的20mm²/s至200mm²/s的在50℃下的运动粘度。

在另一方面中，本发明涉及第二加氢处理产物。第二加氢处理产物可包含≥大约50重量％的量的芳族化合物、≤大约5.0重量％的量的链烷烃和≤0.30重量％的量的硫。此外，第二加氢处理产物可具有根据ASTM D6352测得的大约140℃至大约760℃的沸点分布、根据ASTM D5949测得的≤大约0.0℃的倾点和根据ASTM D7042测得的100mm²/s至800mm²/s的在50℃下的运动粘度。

在再一方面中，本发明涉及一种燃料掺合物。所述燃料掺合物可包含本文所述的第一加氢处理产物和/或本文所述的第二加氢处理产物和燃料料流。

在再一方面中，本发明涉及一种降低瓦斯油的倾点的方法。所述降低倾点的方法可包含将本文所述的第一加氢处理产物和/或本文所述的第二加氢处理产物与瓦斯油掺合以形成具有比瓦斯油的倾点低的倾点的掺合瓦斯油。

附图简述

图1图解第一加氢处理产物II中的芳环分布，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。

图2图解具有高于600℉的沸程的第二加氢处理产物IV中的芳环分布，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。

图3图解具有高于600℉的沸程的第二加氢处理产物V中的芳环分布，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。

详述

I.多级加氢处理产物

在本文中公开了烃转化方法的产物，其中包含热解焦油烃(例如≥10.0重量％)和多用流体的原料可在一个或多个加氢处理区域或阶段(例如第一阶段、第二阶段等)中在包含分子氢的处理气体存在下在催化加氢处理条件下加氢处理以产生加氢处理产物(例如第一加氢处理产物、第二加氢处理产物)。在本公开的稍后章节中提供关于烃转化方法的进一步细节。

A.第一加氢处理产物

在各种方面中，在本文中提供第一加氢处理产物。在本文中设想了，第一加氢处理产物意在包含获自单个加氢处理区域或阶段的产物或获自多级加氢方法的第一加氢处理区域或阶段的产物。在一些实施方案中，第一加氢处理产物可被称为第一级加氢处理产物。第一加氢处理产物可包含合适的量的硫、链烷烃和芳族化合物并具有理想的性质，例如但不限于倾点和粘度，以使第一加氢处理产物可以是合适的燃料油和/或合适的燃料油混合原料。

特别地，第一加氢处理产物可具有≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％、≤大约0.75重量％、≤大约0.50重量％、≤大约0.40重量％、≤大约0.30重量％、≤大约0.20重量％或大约0.10重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的硫含量。例如，第一加氢处理产物可具有大约0.10重量％至大约5.0重量％、大约0.10重量％至大约1.0重量％、大约0.10重量％至大约0.50重量％、大约0.10重量％至大约0.40重量％或大约0.10重量％至大约0.30重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的硫含量。优选地，第一加氢处理产物可具有大约0.10重量％至<大约0.50重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的硫含量。有利地，由于其低硫含量，第一加氢处理产物可适合作为LSFO和/或可用于扩展LSFO池，其可允许将具有更高硫含量>0.50重量％的常规硫燃料油(RSFO)和/或更粘的混合原料与LSFO掺合。此外，使用第一加氢处理产物作为混合原料可避免使用可具有不合意地更低能量含量的馏分油(distillate)。另外，第一加氢处理产物可用于校正在硫含量方面不合规格(不合格)的LSFO。

附加地或替代性地，第一加氢处理产物可具有较低链烷烃含量，这可有利地降低燃料系统中的蜡沉淀和过滤器堵塞的风险。本文所用的术语“链烷烃(paraffin)”，也被称为“烷烃(alkane)”，是指长度为1至大约25个碳原子的饱和烃链，例如但不限于甲烷、乙烷、丙烷和丁烷。链烷烃可以是直链或支链并被认为是非环化合物。“链烷烃”意在涵盖链烷烃的所有结构异构形式。例如，第一加氢处理产物可具有≤大约10重量％、≤大约7.5重量％、≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％、≤大约0.50重量％或大约0.10重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。优选地，第一加氢处理产物可具有≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％或≤大约0.50重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。附加地或替代性地，第一加氢处理产物可具有大约0.10重量％至大约10重量％、大约0.10重量％至大约5.0重量％、大约0.10重量％至大约1.0重量％、或大约0.10重量％至大约0.50重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。

附加地或替代性地，第一加氢处理产物可包含更高量的芳族化合物，包括其烷基官能化衍生物，以使其与各种残余燃料油更相容。例如，第一加氢处理产物可包含≥40重量％、≥50重量％、≥60重量％、≥70重量％、≥80重量％、≥90重量％或≥95重量％芳族化合物，包括具有一个或多个烃取代基，如1至4或1至3或1至2个烃取代基的那些。这样的取代基可以是与总体溶剂蒸馏特征相符的任何烃基。此类烃基的实例包括但不限于选自C₁-C₆烷基的那些，其中烃基可以是支化或线性的且烃基可以相同或不同。任选地，第一加氢处理产物可包含基于第一加氢处理产物的重量计≥85重量％的苯、乙基苯、三甲基苯、二甲苯、甲苯、萘、烷基萘(例如甲基萘)、四氢萘、烷基四氢萘(例如甲基四氢萘)、菲或烷基菲的一种或多种。

通常希望第一加氢处理产物基本不含具有末端不饱和的分子，例如乙烯基芳族化合物，特别是在使用在此类分子存在下具有焦炭形成倾向的加氢处理催化剂的实施方案中。术语“基本不含”在本文中是指第一加氢处理产物包含基于第一加氢处理产物的重量计≤10.0重量％(例如≤5.0重量％或≤1.0重量％)乙烯基芳族化合物。

通常，第一加氢处理产物含有足量的具有一个或多个芳核的分子。例如，第一加氢处理产物可包含基于第一加氢处理产物的总重量计≥50.0重量％的具有至少一个芳核的分子(例如≥60.0重量％，如≥70重量％)。在一个实施方案中，第一加氢处理产物可包含(i)≥60.0重量％的具有至少一个芳核的分子和(ii)≤1.0重量％的乙烯基芳族化合物，这些重量百分比基于第一加氢处理产物的重量计。

现在就落在通过二维气相色谱法(2D GC)测定的不同环类中的结构部分描述第一加氢处理产物。在本文中稍后的部分中进一步提供关于2D GC方法的进一步细节。在描述的各环类中优选的是包含至少一个芳核的那些结构部分。

在本说明书和所附权利要求书中，“0.5环类化合物”是指在分子结构中只有一个非芳环结构部分并且没有芳环结构部分的分子。

术语“非芳环”是指四个或更多个碳原子连接在至少一个环结构中，其中环结构中的所述四个或更多个碳原子的至少一个不是芳族碳原子。芳族碳原子可使用例如¹³C核磁共振识别。具有附着于环但不是环结构的一部分的原子(例如一个或多个杂原子、一个或多个碳原子等)的非芳环在术语“非芳环”的范围内。

非芳环的实例包括：

(i)五环的环–五元碳环，如

(ii)六环的环–六元碳环，如

非芳环可如上文例示是饱和的或部分不饱和，例如环戊烯、环戊二烯、环己烯和环己二烯。

非芳环(其在SCT中主要是六元和五元非芳环)可含有一个或多个杂原子，如硫(S)、氮(N)和氧(O)并可被称为“杂原子非芳环”。具有杂原子的杂原子非芳环的非限制性实例包括下列：

杂原子非芳环可如上文例示是饱和的或部分不饱和。

术语“芳环”是指五或六个原子连接在环结构中，其中(i)连接在环结构中的原子的至少四个是碳原子，和(ii)连接在环结构中的所有碳原子是芳族碳原子。具有附着于环但不是环结构的一部分的原子(例如一个或多个杂原子、一个或多个碳原子等)的芳环在术语“芳环”的范围内。

代表性的芳环包括例如

(i)苯环

(ii)噻吩环，如

(iii)吡咯环，如

(iv)呋喃环，如

当在分子结构中存在多于一个环时，该环可以是芳环和/或非芳环。环与环的连接可为两种类型：类型(1)，其中共用环的至少一条边，和类型(2)，其中用至少一个键连接环。类型(1)结构也被称为稠环结构。类型(2)结构也常被称为桥环结构。

类型(1)稠环结构的几个非限制性实例如下：

类型(2)桥环结构的非限制性实例如下：

其中n＝0、1、2或3。

当在分子结构中存在两个或更多个环(芳环和/或非芳环)时，环与环的连接可包括所有类型(1)或类型(2)连接，或类型(1)和(2)的混合物。

下面对本说明书和所附权利要求书定义多环化合物的化合物种类：

1.0环类的化合物含有下列环结构部分的仅一种，但没有其它环结构部分：

(i)在分子结构中一个芳环[1·(1.0环)].

1.5环类的化合物含有下列环结构部分的仅一种，但没有其它环结构部分：

(i)在分子结构中一个芳环[1·(1.0环)]和一个非芳环[1·(0.5环)]，或

(ii)在分子结构中三个非芳环[3·(0.5环)]。

2.0环类的化合物含有下列环结构部分的仅一种，但没有其它环结构部分：

(i)两个芳环[2·(1.0环)]，或

(ii)在分子结构中一个芳环[1·(1.0环)]和两个非芳环[2·(0.5环)]，或

(iii)在分子结构中四个非芳环[4·(0.5环)]。

2.5环类的化合物含有下列环结构部分的仅一种，但没有其它环结构部分：

(i)在分子结构中两个芳环[2·(1.0环)]和一个非芳环[1·(0.5环)]或

(ii)在分子结构中一个芳环[1·(1.0环)]和三个非芳环[3·(0.5环)]或

(iii)在分子结构中五个非芳环[5·(0.5环)]。

3.0、3.5、4.0、4.5、5.0等分子种类的化合物同样含有被计为0.5环的非芳环和被计为1.0环的芳环的组合，以使总和分别为3.0、3.5、4.0、4.5、5.0、5.5、6.0、6.5、7.0等。

例如，5.0环类的化合物含有下列环结构部分的仅一种，但没有其它环结构部分：

(i)五个芳环[5·(1.0环)]或

(ii)在分子结构中四个芳环[4·(1.0环)]和两个非芳环[2·(0.5环)]或

(iii)在分子结构中三个芳环[3·(1.0环)]和四个非芳环[4·(0.5环)]或

(iv)在分子结构中两个芳环[2·(1.0环)]和六个非芳环[6·(0.5环)]或

(v)在分子结构中一个芳环[1·(1.0环)]和八个非芳环[8·(0.5环)]或

(vi)在分子结构中十个非芳环[10·(0.5环)]。

第一加氢处理产物可包含0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5、5.0和5.5环类化合物。第一加氢处理产物可进一步包含基于第一加氢处理产物的重量计≤1.0重量％、例如≤0.5重量％、≤0.1重量％、≤0.05重量％，如≤0.01重量％的5.5环类化合物。另外，第一加氢处理产物可不包括5.5环类化合物。第一加氢处理产物可进一步包含基于第一加氢处理产物的重量计≤1.0重量％、例如≤0.5重量％、≤0.1重量％、≤0.05重量％，如≤0.03重量％的5.0环类化合物。另外，第一加氢处理产物可不包括5.0环类化合物。优选地，第一加氢处理产物包含基于多用流体的重量计≤0.1重量％、例如≤0.05重量％，如≤0.01重量％的6.0、6.5和7.0环类化合物的总和。另外，第一加氢处理产物可不包括6.0、6.5和/或7.0环类化合物。或者，第一加氢处理产物可包含1.0至7.0环类化合物。优选地，第一加氢处理产物包含1.0至5.5环类化合物。第一加氢处理产物可进一步包含≤5.0重量％，例如≤3.0重量％、≤2.0重量％，如≤1.8重量％的非芳环化合物，如环烷。

在各种方面中，第一加氢处理产物可包含下列一种或多种：

(i)≥1.0重量％的1.0环类化合物或≥2.5重量％的1.0环类化合物；

(ii)≥5.0重量％的1.5环类化合物、≥10重量％的1.5环类化合物或≥15重量％的1.5环类化合物；

(iii)≥10重量％的2.0环类化合物、≥15重量％的2.0环类化合物、≥20重量％的2.0环类化合物或≥25重量％的2.0环类化合物；

(iv)≥10重量％的2.5环类化合物、≥15重量％的2.5环类化合物或≥18重量％的2.5环类化合物；

(v)≥2.0重量％的3.0环类化合物、≥5.0重量％的3.0环类化合物或≥8.0重量％的3.0环类化合物；和

(vi)≥1.0重量％的3.5环类化合物、≥2.0重量％的3.5环类化合物或≥4.0重量％的3.5环类化合物；

基于第一加氢处理产物的重量计。

任选地，第一加氢处理产物可包含下列一种或多种：基于第一加氢处理产物的重量计，(i)≤5.0重量％的4.0环类化合物或≤3.0重量％的4.0环类化合物；和(ii)≤5.0重量％的4.5环类化合物或≤3.0重量％的4.0环类化合物。

在一个特定实施方案中，第一加氢处理产物包含下列一种或多种：(a)大约1.0重量％至大约20重量％，优选大约1.0重量％至大约15重量％，更优选大约1.0重量％至大约10重量％的1.0环类化合物；(b)大约5.0重量％至大约50重量％，优选大约5.0重量％至大约30重量％，更优选大约10重量％至大约30重量％的1.5环类化合物；(c)大约10重量％至大约60重量％，优选大约10重量％至大约50重量％，更优选大约10重量％至大约40重量％的2.0环类化合物；(d)大约10重量％至大约50重量％，优选大约10重量％至大约40重量％，更优选大约10重量％至大约30重量％的2.5环类化合物；(e)大约1.0重量％至大约30重量％，优选大约1.0重量％至大约20重量％的3.0环类化合物；和/或(f)大约1.0重量％至大约20重量％，优选大约1.0重量％至大约15重量％，更优选大约1.0重量％至大约10重量％的3.5环类化合物；其中这些重量百分比基于第一加氢处理产物的重量计。

附加地或替代性地，第一加氢处理产物可包含环烷。本文所用的术语“环烷(naphthene)”是指具有3–30个碳原子的环烷烃(cycloalkane)(也被称为cycloparaffin)。环烷的实例包括但不限于环丙烷、环丁烷、环戊烷、环己烷、环庚烷、环辛烷等。术语环烷包含单环环烷和多环环烷。多环环烷可具有两个或更多个环，例如二环、三环、四环、五环、六环、七环、八环、九环和十环。环可以稠合和/或桥连。环烷还可包括各种侧链，特别是一个或多个1-10碳的烷基侧链。特别地，第一加氢处理产物可包含≤5.0重量％、≤4.0重量％、≤3.0重量％、≤2.0重量％、≤1.5重量％、≤1.0重量％、≤0.75重量％、≤0.50重量％或大约0.10重量％的量的具有单环(例如环丙烷、环丁烷、环戊烷、环己烷、环庚烷、环辛烷等)和/或具有双环(例如十氢化萘、八氢并环戊二烯等)的环烷。例如，第一加氢处理产物可包含0.10重量％至5.0重量％、0.10重量％至3.0重量％、或0.10重量％至1.0重量％的量的具有单环的环烷。附加地或替代性地，第一加氢处理产物可包含0.10重量％至5.0重量％、0.10重量％至3.0重量％、0.10重量％至2.0重量％或0.50重量％至1.5重量％的量的具有双环的环烷。

所有这些多环种类包括具有键合于其上的氢、烷基或烯基(例如H、CH₃、C₂H₅至C_mH_2m+1的一种或多种)的环化合物。通常，m在1至6、例如1至5的范围内。

附加地或替代性地，第一加氢处理产物可具有合适的沥青质含量，这也可提高其与各种残余燃料油的相容性。例如，第一加氢处理产物可具有≤大约20重量％、≤大约15重量％、≤大约12重量％、≤大约10重量％、≤大约7.0重量％、≤大约5.0重量％、≤大约2.0重量％或大约1.0重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。附加地或替代性地，第一加氢处理产物可具有大约1.0重量％至大约20重量％、大约1.0重量％至大约15重量％、大约2.0重量％至大约10重量％或大约2.0重量％至大约7.0重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。优选地，第一加氢处理产物可具有大约2.0重量％至大约10重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。

如上文论述，第一加氢处理产物还可具有各种理想的性质。例如，第一加氢处理产物可具有根据ASTM D6352测得的大约145℃至大约760℃的沸点分布。此外，第一加氢处理产物可具有≤大约10℃、≤大约5.0℃、≤大约0.0℃、≤大约-5.0℃、≤大约-10℃、≤大约-15℃或≤大约-20℃的根据ASTM D7346测得的倾点。优选地，第一加氢处理产物可具有≤大约0.0℃，更优选≤大约-10℃的根据ASTM D7346测得的倾点。附加地或替代性地，第一加氢处理产物可具有大约-30℃至大约10℃、大约-20℃至大约10℃、大约-20℃至大约5.0℃、大约-20℃至大约0.0℃、或大约-20℃至大约-5.0℃的根据ASTM D7346测得的倾点。此外，第一加氢处理产物可具有大约20mm²/s至大约200mm²/s、大约20mm²/s至大约150mm²/s或大约40mm²/s至大约100mm²/s的根据ASTM D7042测得的在50℃下的运动粘度。第一加氢处理产物表现出的芳香度、粘度和/或倾点的这种组合使其尤其可用作燃料油混合原料，特别是用于校正在芳香度、粘度和/或倾点方面不合格的燃料油。

在各种方面中，第一加氢处理产物可进一步具有下列一种或多种：

(i)≥大约80、≥大约90、≥大约100或≥大约110的美国矿务局关联指数(BMCI，Bureau of Mines Correlation Index)；

(ii)≥大约100、≥大约110、≥大约120、≥大约130或≥大约140的溶解度值(S_n)；

(iii)≥大约30MJ/kg、≥大约35MJ/kg或≥大约40MJ/kg的能量含量；和

(iv)大约0.99g/ml至大约1.10g/ml，特别是大约1.02g/mL至大约1.08g/ml的根据ASTM D4052测得的在15℃下的密度。

B.第二加氢处理产物

在各种方面中，在本文中提供第二加氢处理产物。在本文中设想了，第二加氢处理产物意在包含获自第二加氢处理区域或阶段的产物或获自多级加氢方法的一个或多个阶段的产物。在一些实施方案中，第二加氢处理产物可被称为第二级加氢处理产物。类似于第一加氢处理产物，第二加氢处理产物可包含合适的量的硫、链烷烃和芳族化合物并具有理想的性质，例如但不限于倾点和粘度，以使第二加氢处理产物可以是合适的燃料油和/或合适的燃料油混合原料。

特别地，第二加氢处理产物可具有≤大约0.50重量％、≤大约0.40重量％、≤大约0.30重量％、≤大约0.20重量％、≤大约0.10重量％、≤大约0.080重量％或大约0.050重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的硫含量。特别地，第二加氢处理产物可具有≤大约0.30重量％、≤大约0.20重量％或≤大约0.10重量％的基于第一加氢处理产物的总重量计的硫含量。附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有大约0.050重量％至大约0.50重量％、大约0.050重量％至大约.040重量％、大约0.050重量％至大约0.30重量％、大约0.050重量％至大约0.20重量％或大约0.050重量％至大约0.10重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的硫含量。有利地，由于其低硫含量，第二加氢处理产物可适合作为ULSFO和/或LSFO。第二加氢处理产物也可用于扩展ULSFO池和/或LSFO池，其可允许将LSFO与ULSFO掺合、RSFO与LSFO掺合和/或更粘的混合原料与LSFO或ULSFO掺合。此外，使用第二加氢处理产物作为混合原料可避免使用可具有不合意地更低能量含量的馏分油。另外，第二加氢处理产物可用于校正在硫含量方面不合格的ULSFO和/或LSFO。

附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有较低链烷烃含量，这可有利地降低燃料系统中的蜡沉淀和过滤器堵塞的风险。例如，第二加氢处理产物可具有≤大约10重量％、≤大约7.5重量％、≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％、≤大约0.50重量％或大约0.10重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。优选地，第二加氢处理产物可具有≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％或≤大约0.50重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有大约0.10重量％至大约10重量％、大约0.10重量％至大约5.0重量％、大约0.10重量％至大约1.0重量％、或大约0.10重量％至大约0.50重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的链烷烃含量。

附加地或替代性地，第二加氢处理产物可包含更高量的芳族化合物，包括其烷基官能化衍生物，以使其与各种残余燃料油更相容。例如，第二加氢处理产物可包含≥40重量％、≥50重量％、≥60重量％、≥70重量％、≥80重量％、≥90重量％或≥95重量％芳族化合物，包括具有一个或多个烃取代基，如1至6或1至4或1至3或1至2个烃取代基的那些。这样的取代基可以是与总体溶剂蒸馏特征相符的任何烃基。此类烃基的实例包括但不限于选自C₁-C₆烷基的那些，其中烃基可以是支化或线性的且烃基可以相同或不同。任选地，第二加氢处理产物可包含基于第二加氢处理产物的重量计≥90.0重量％的苯、乙基苯、三甲基苯、二甲苯、甲苯、萘、烷基萘(例如甲基萘)、四氢萘、烷基四氢萘(例如甲基四氢萘)、菲或烷基菲的一种或多种。

通常希望第二加氢处理产物基本不含具有末端不饱和的分子，例如乙烯基芳族化合物，特别是在使用在此类分子存在下具有焦炭形成倾向的加氢处理催化剂的实施方案中。术语“基本不含”在本文中是指第二加氢处理产物包含基于第二加氢处理产物的重量计≤10.0重量％(例如≤5.0重量％或≤1.0重量％)乙烯基芳族化合物。

通常，第二加氢处理产物含有足量的具有一个或多个芳核的分子。例如，第二加氢处理产物可包含基于第二加氢处理产物的总重量计≥50.0重量％的具有至少一个芳核的分子(例如≥60.0重量％，如≥70重量％)。在一个实施方案中，第二加氢处理产物可包含(i)≥60.0重量％的具有至少一个芳核的分子和(ii)≤1.0重量％的乙烯基芳族化合物，这些重量百分比基于第二加氢处理产物的重量计。

现在就落在通过二维气相色谱法(2D GC)测定的如上所述的不同环类中的结构部分描述第二加氢处理产物。在描述的各环类中优选的是包含至少一个芳核的那些结构部分。

第二加氢处理产物可包含0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、4.5、5.0和5.5环类化合物。优选地，第二加氢处理产物可包含基于多用流体的重量计≤0.1重量％、例如≤0.05重量％，如≤0.01重量％的6.0、6.5,和7.0环类化合物的总和。另外，第二加氢处理产物可不包括6.0、6.5和/或7.0环类化合物。或者，第二加氢处理产物可包含1.0至7.0环类化合物。优选地，第二加氢处理产物包含1.0至5.5环类化合物。第二加氢处理产物可进一步包含≤5.0重量％，例如≤3.0重量％、≤2.0重量％或≤1.0重量％的非芳环化合物，如环烷。

在各种方面中，第二加氢处理产物可包含下列一种或多种：

(i)≥0.50重量％的1.0环类化合物或≥1.0重量％的1.0环类化合物；

(ii)≥1.0重量％的1.5环类化合物、≥3.0重量％的1.5环类化合物或≥5.0重量％的1.5环类化合物；

(iii)≥2.0重量％的2.0环类化合物、≥5.0重量％的2.0环类化合物或≥10重量％的2.0环类化合物；

(iv)≥5.0重量％的2.5环类化合物、≥10重量％的2.5环类化合物或≥15重量％的2.5环类化合物；

(v)≥5.0重量％的3.0环类化合物、≥10重量％的3.0环类化合物或≥15重量％的3.0环类化合物；

(vi)≥5.0重量％的3.5环类化合物、≥10重量％的3.5环类化合物或≥12重量％的3.5环类化合物；

(vii)≥2.0重量％的4.0环类化合物、≥5.0重量％的4.0环类化合物或≥8.0重量％的4.0环类化合物；

(viii)≥1.0重量％的4.5环类化合物、≥2.0重量％的4.5环类化合物或≥4.0重量％的4.5环类化合物；

(ix)≥1.0重量％的5.0环类化合物或≥2.0重量％的5.0环类化合物；和

(x)≥1.0重量％的5.5环类化合物或≥2.0重量％的5.5环类化合物；和基于第二加氢处理产物的重量计。

任选地，第二加氢处理产物可包含下列一种或多种：基于第二加氢处理产物的重量计，(i)≤5.0重量％的1.0环类化合物或≤3.0重量％的1.0环类化合物；和(ii)≤5.0重量％的5.5环类化合物或≤4.0重量％的5.5环类化合物。

在一个特定实施方案中，第二加氢处理产物包含下列一种或多种：(a)大约1.0重量％至大约20重量％，优选大约1.0重量％至大约15重量％，更优选大约1.0重量％至大约8.0重量％的1.0环类化合物；(b)大约1.0重量％至大约25重量％，优选大约1.0重量％至大约20重量％，更优选大约1.0重量％至大约15重量％的1.5环类化合物；(c)大约1.0重量％至大约30重量％，优选大约1.0重量％至大约25重量％，更优选大约1.0重量％至大约20重量％的2.0环类化合物；(d)大约5.0重量％至大约50重量％，优选大约10重量％至大约40重量％，更优选大约10重量％至大约30重量％的2.5环类化合物；(e)大约1.0重量％至大约50重量％，优选大约5.0重量％至大约40重量％，更优选大约5.0重量％至大约30重量％的3.0环类化合物；(f)大约1.0重量％至大约50重量％，优选大约5.0重量％至大约40重量％，更优选大约5.0重量％至大约30重量％的3.5环类化合物；(g)大约1.0重量％至大约40重量％，优选大约1.0重量％至大约30重量％，更优选大约1.0重量％至大约20重量％的4.0环类化合物；(h)大约1.0重量％至大约25重量％，优选大约1.0重量％至大约20重量％，更优选大约1.0重量％至大约15重量％的4.5环类化合物；(i)大约1.0重量％至大约25重量％，优选大约1.0重量％至大约20重量％，更优选大约1.0重量％至大约15重量％的5.0环类化合物；和(j)大约1.0重量％至大约25重量％，优选大约1.0重量％至大约20重量％，更优选大约1.0重量％至大约12重量％的5.5环类化合物，其中这些重量百分比基于第二加氢处理产物的重量计。

附加地或替代性地，第二加氢处理产物可包含如本文所述的环烷。特别地，第二加氢处理产物可包含≤5.0重量％、≤4.0重量％、≤3.0重量％、≤2.0重量％、≤1.5重量％、≤1.0重量％、≤0.75重量％、≤0.50重量％、≤0.10重量％或大约0.050重量％的量的具有单环(例如环丙烷、环丁烷、环戊烷、环己烷、环庚烷、环辛烷等)和/或具有双环(例如十氢化萘、八氢并环戊二烯等)的环烷。例如，第二加氢处理产物可包含0.050重量％至5.0重量％、0.050重量％至1.0重量％、0.050重量％至0.50重量％、或0.050重量％至0.10重量％的量的具有单环的环烷。附加地或替代性地，第二加氢处理产物可包含0.10重量％至5.0重量％、0.10重量％至3.0重量％、0.10重量％至1.0重量％或0.10重量％至0.75重量％的量的具有双环的环烷。

附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有合适的沥青质含量，这也可提高其与各种残余燃料油的相容性。例如，第二加氢处理产物可具有≤大约20重量％、≤大约15重量％、≤大约12重量％、≤大约10重量％、≤大约7.0重量％、≤大约5.0重量％、≤大约2.0重量％或大约1.0重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有大约1.0重量％至大约20重量％、大约1.0重量％至大约15重量％、大约2.0重量％至大约10重量％、或大约2.0重量％至大约7.0重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。优选地，第二加氢处理产物可具有大约2.0重量％至大约10重量％的基于第二加氢处理产物的总重量计的沥青质含量。

如上文论述，第二加氢处理产物还可具有各种理想的性质。例如，第二加氢处理产物可具有根据ASTM D6352测得的大约145℃至大约760℃的沸点分布。此外，第二加氢处理产物可具有≤大约10℃、≤大约5.0℃、≤大约0.0℃、≤大约-5.0℃、≤大约-10℃、≤大约-15℃、≤大约-20℃、≤大约-25℃或≤大约-30℃的根据ASTM D5949测得的倾点。优选地，第二加氢处理产物可具有≤大约0.0℃，更优选≤大约-10℃，更优选≤大约-20℃的根据ASTMD5949测得的倾点。附加地或替代性地，第二加氢处理产物可具有大约-30℃至大约10℃、大约-30℃至大约5.0℃、大约-30℃至大约0.0℃、或大约-20℃至大约0.0℃的根据ASTMD5949测得的倾点。此外，第二加氢处理产物可具有大约50mm²/s至大约1000mm²/s、大约100mm²/s至大约800mm²/s或大约200mm²/s至大约800mm²/s的根据ASTM D7042测得的在50℃下的运动粘度。第二加氢处理产物表现出的芳香度、粘度和/或倾点的这种组合使其尤其可用作燃料油混合原料，特别是用于校正在芳香度、粘度和/或倾点方面不合格的燃料油。

在各种方面中，第二加氢处理产物可进一步具有下列一种或多种：

(i)≥大约80、≥大约90、≥大约100或≥大约110的美国矿务局关联指数(BMCI)；

(ii)≥大约100、≥大约110、≥大约120、≥大约130、≥大约140、≥大约150、≥大约160、≥大约170、≥大约180或≥大约190的溶解度值(S_n)；

在各种方面中，第二加氢处理产物可符合ISO 8217，表2的要求并适合作为成品ULSFO和/或LSFO。相反，目前可得的许多ULSFOs可能更链烷烃并且不含沥青质，以致与其它残余燃料油的相容性较低以及蜡沉淀的风险较高，这会导致燃料系统中的过滤器堵塞。有利地，第一和第二加氢处理产物具有更高芳香度(例如更高BMCI)、合适的沥青质含量和更低的蜡沉淀风险。

II.燃料掺合物

有利地，第一和第二加氢处理产物可用作燃料油混合原料并可与各种燃料料流掺合以制造合适的燃料掺合物。因此，在本文中提供包含(i)第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物和(ii)燃料料流的燃料掺合物。

可以使用任何合适的燃料料流。合适的燃料料流的非限制性实例包括低硫柴油、超低硫柴油、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢精制直馏柴油、加氢精制直馏瓦斯油、加氢精制直馏煤油、加氢精制循环油、加氢精制热裂化柴油、加氢精制热裂化瓦斯油、加氢精制热裂化煤油、加氢精制焦化柴油、加氢精制焦化瓦斯油、加氢精制焦化煤油、加氢裂化柴油、加氢裂化瓦斯油、加氢裂化煤油、天然气合成柴油(gas-to-liquiddiesel)、天然气合成煤油(gas-to-liquid kerosene)、加氢精制植物油、脂肪酸甲酯、非加氢精制直馏柴油、非加氢精制直馏煤油、非加氢精制直馏瓦斯油、衍生自低硫原油板岩(crude slates)的馏分油、天然气合成蜡(gas-to-liquid wax)、天然气合成烃(gas-to-liquid hydrocarbons)、非加氢精制循环油、非加氢精制流化催化裂化油浆、非加氢精制热解瓦斯油、非加氢精制裂化轻瓦斯油、非加氢精制裂化重瓦斯油、非加氢精制热解轻瓦斯油、非加氢精制热解重瓦斯油、非加氢精制热裂化渣油、非加氢精制热裂化重馏分油、非加氢精制焦化重馏分油、非加氢精制减压瓦斯油、非加氢精制焦化柴油、非加氢精制焦化瓦斯油、非加氢精制焦化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化柴油、非加氢精制热裂化瓦斯油、第1类疏松石蜡、润滑油芳族提取物、脱沥青油、常压塔塔底油、减压塔塔底油、蒸汽裂化焦油、衍生自低硫原油板岩的渣油材料、超低硫燃料油(ULSFO)、低硫燃料油(LSFO)、常规硫燃料油(RSFO)、船用燃料油、加氢精制渣油材料(例如来自原油蒸馏的残渣)、加氢精制流化催化裂化油浆及其组合。特别地，燃料料流可以是加氢精制瓦斯油、LSFO、ULSFO和/或船用燃料油。

任选地，如果第一加氢处理产物意在与LSFO掺合，则第一加氢处理产物可视需要进一步加氢处理以降低第一加氢处理产物的硫含量，例如到<0.1重量％硫，以满足排放控制区(ECA)要求。特别地，用船用燃料油运行的船只必须遵循这样的ECA要求。

在各种方面中，第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物可以大约40重量％至大约70重量％或大约50重量％至大约60重量％的量存在于燃料掺合物中。另外，燃料料流可以大约30重量％至大约60重量％或大约40重量％至大约50重量％的量存在于燃料掺合物中。

有利地，本文所述的燃料掺合物可具有低硫含量、低倾点、低粘度和理想的能量含量。在各种方面中，该燃料掺合物可具有≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％、≤大约0.75重量％、≤大约0.50重量％、≤大约0.40重量％、≤大约0.30重量％、≤大约0.20重量％、≤大约0.10重量％或大约0.050重量％的基于燃料掺合物的总重量计的硫含量。例如，该燃料掺合物可具有大约0.050重量％至大约5.0重量％、大约0.050重量％至大约1.0重量％、大约0.050重量％至大约0.50重量％、或大约0.050重量％至大约0.10重量％的基于燃料掺合物的总重量计的硫含量。优选地，燃料掺合物可具有≤大约0.50重量％的基于燃料掺合物的总重量计的硫含量。

附加地或替代性地，该燃料掺合物可具有≤大约10℃、≤大约5.0℃、≤大约0.0℃、≤大约-5.0℃、≤大约-10℃、≤大约-15℃、≤大约-20℃、≤大约-30℃或≤大约-40℃的根据ASTM D5950测得的倾点。优选地，该燃料掺合物可具有≤大约-5.0℃，更优选≤大约-10℃的根据ASTM D5950测得的倾点。附加地或替代性地，该燃料掺合物可具有大约-40℃至大约10℃、大约-40℃至大约0.0℃、大约-40℃至大约-5.0℃、或大约-40℃至大约-10℃的根据ASTM D5950测得的倾点。此外，该燃料掺合物可具有大约5.0mm²/s至大约200mm²/s、大约10mm²/s至大约200mm²/s或大约10mm²/s至大约180mm²/s的根据ASTM D7042测得的在50℃下的运动粘度。附加地或替代性地，该燃料掺合物可具有≥大约30MJ/kg、≥大约35MJ/kg、或≥大约40MJ/kg的能量含量。

III.降低瓦斯油的倾点的方法

在另一实施方案中，在本文中提供了降低瓦斯油的倾点的方法。降低瓦斯油的倾点的方法可包括将本文所述的第一加氢处理产物和/或本文所述的第二加氢处理产物与瓦斯油掺合以形成掺合瓦斯油。掺合瓦斯油可有利地具有比与第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物掺合前的瓦斯油的倾点低的倾点。因此，在各种方面中，根据ASTM D5950测得的掺合前的瓦斯油的倾点可以是≥大约0.0℃、≥大约5.0℃、≥大约10℃、≥大约15℃、≥大约20℃、≥大约25℃、≥大约30℃、≥大约35℃、≥大约40℃、≥大约45℃、≥大约50℃、≥大约55℃、或≥大约60℃。例如，根据ASTM D5950测得的掺合前的瓦斯油的倾点可以是大约0.0℃至大约60℃、大约0.0℃至大约50℃、大约0.0℃至大约40℃、或大约5.0℃至大约40℃。另外，在与第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物掺合后，掺合瓦斯油可具有≤大约50℃、≤大约40℃、≤大约30℃、≤大约20℃、≤大约10℃、≤大约0.0℃、≤大约-5.0℃、≤大约-10℃、≤大约-20℃、≤大约-30℃、≤大约-40℃、或≤大约-50℃的根据ASTM D5950测得的倾点。例如，根据ASTM D5950测得的掺合瓦斯油的倾点可以是大约-50℃至大约50℃、大约-50℃至大约20℃、大约-50℃至大约0.0℃、大约-50℃至大约-5.0℃、或大约-40℃至大约5.0℃。在一个特定实施方案中，掺合前的瓦斯油的倾点可以是≥0.0℃并且在掺合后，掺合瓦斯油的倾点可以是≤大约-5.0℃，其中根据ASTM D5950测量瓦斯油和掺合瓦斯油的倾点。

附加地或替代性地，掺合瓦斯油的倾点可比掺合前的瓦斯油的倾点低至少大约5.0℃，其中根据ASTM D5950测量瓦斯油和掺合瓦斯油的倾点。例如，掺合瓦斯油的倾点可比掺合前的瓦斯油的倾点低至少大约10℃、至少大约15℃、至少大约20℃、至少大约25℃、至少大约30℃、至少大约35℃、至少大约40℃、至少大约45℃、至少大约50℃或至少大约55℃，其中根据ASTM D5950测量瓦斯油和掺合瓦斯油的倾点。例如，瓦斯油的倾点可以是大约25℃并在与第一和/或第二加氢处理产物掺合后，所得掺合瓦斯油可具有-15℃的倾点；因此，掺合瓦斯油的倾点比瓦斯油的倾点低40℃。

有利地，第一和/或第二加氢处理产物与瓦斯油的掺合不仅可降低瓦斯油的倾点，而且不会明显不利地影响瓦斯油的能量含量、硫含量和/或粘度。在一些方面中，第一和/或第二加氢处理产物与瓦斯油的掺合可基本保持和/或改进瓦斯油的能量含量、硫含量和/或粘度。因此，在各种方面中，掺合瓦斯油可具有≤大约5.0重量％、≤大约2.5重量％、≤大约1.0重量％、≤大约0.75重量％、≤大约0.50重量％、≤大约0.40重量％、≤大约0.30重量％、≤大约0.20重量％、≤大约0.10重量％或大约0.050重量％的基于掺合瓦斯油的总重量计的硫含量。例如，掺合瓦斯油可具有大约0.050重量％至大约5.0重量％、大约0.050重量％至大约1.0重量％、大约0.050重量％至大约0.50重量％、或大约0.050重量％至大约0.10重量％的基于掺合瓦斯油的总重量计的硫含量。优选地，掺合瓦斯油可具有≤大约0.50重量％或≤大约0.30重量％的基于掺合瓦斯油的总重量计的硫含量。此外，掺合瓦斯油可具有大约5.0mm²/s至大约200mm²/s、大约10mm²/s至大约200mm²/s、大约10mm²/s至大约180mm²/s、或大约10mm²/s至大约100mm²/s的根据ASTM D7042测得的在50℃下的运动粘度。附加地或替代性地，掺合瓦斯油可具有≥大约30MJ/kg、≥大约35MJ/kg、或≥大约40MJ/kg的能量含量。

合适的瓦斯油包括但不限于本文中描述的燃料料流。特别地，瓦斯油可能是不合格船用瓦斯油、合格船用瓦斯油或加氢精制瓦斯油。本文所用的术语“合格船用瓦斯油”可以是指根据ISO 8217表1的船用瓦斯油。

IV.用于生产第一和第二加氢处理产物的多级加氢处理

如上文论述，烃转化方法——其中包含热解焦油烃(例如≥10.0重量％)的原料和多用流体可在一个或多个加氢处理区域或阶段(例如第一阶段、第二阶段)中在包含分子氢的处理气体存在下在催化加氢处理条件下加氢处理——可产生本文所述的第一加氢处理产物和本文所述的第二加氢处理产物。任选地，可在该方法的过程中获得多用流体，例如作为来自例如在第一阶段加氢处理区中制成的第一加氢处理产物的中间馏分料流。该方法可在所述一个或多个加氢处理阶段或区域中在不同温度下运行。在各种方面中，烃转化方法是溶剂辅助焦油转化(SATC)方法。

SATC方法旨在将焦油(其可以是蒸汽裂化焦油或来自另一热解方法)转化成类似于燃料油的更轻产物。在一些情况下，希望进一步改质焦油以具有更多沸程在馏分油范围内的分子。SATC已证实有效地使在50℃下的粘度从高达500,000急剧下降到15cSt，转化多于90％硫。由于焦油的复杂性质和由于不相容现象，SATC反应机制和动力学不是直截了当的。SATC方法中的主要反应类型是加氢裂化、加氢脱硫、加氢脱氮、热裂化、氢化和低聚反应。很难完全将这些反应彼此分开，但可通过适当的催化剂和方法条件的选择提高一个反应相对于其它反应的选择性。但是这些反应的热力学和所需方法条件相差会很大，尤其是热裂化和氢化反应。由于在SATC方法中发生的反应的性质的上述差异，在单个固定床反应器中实现目标加氢精制焦油产物质量非常困难。此外，如果没有适当地选择反应条件，则SATC反应器会由于不相容性而发生过早堵塞。在溶剂范围内的分子的非选择性氢化可降低进料的溶解力并且当溶解度混合值和不溶值之差降低时会发生沥青质的沉淀。

一般而言，所述一个或多个阶段的方法可在比单个阶段更低的压力和/或更高的重时空速(WHSV)下运行，同时实现类似或更优的氢渗透以将热解焦油改质。这些配置可证实双加氢处理区方法的优点，其可包括至少：i)在更低运行压力和更高空间速度下使输入氢气更高程度渗透到所需加氢处理产物中；和ii)减轻或防止溶剂(多用流体)分子饱和，这延长运行时长。相信通过缓解至少两个结垢成因延长运行时长：i)降低的溶剂S_BN，其由于不相容性而导致沥青质沉淀，和ii)催化剂失活，最可能经由碳质沉积物的积聚。可以进行本文所述的方法以使制成的中间馏分料流具有提高的与热解焦油的相容性，以使中间馏分料流可再循环和用作至少第一加氢处理阶段或区域中的多用流体以有利地降低原料的粘度和辅助焦油经过该过程的可流动性。

因此，在各种方面中，在本文中提供了多级烃转化方法。该烃转化方法包含：(a)在第一加氢处理区中通过在多用流体和分子氢存在下在催化加氢处理条件下使原料与至少一种加氢处理催化剂接触而加氢处理包含热解焦油的原料以将至少一部分原料转化成第一加氢处理产物；(b)在一个或多个分离阶段中从第一加氢处理产物中分离：(i)构成第一加氢处理产物的≥大约1.0重量％的塔顶料流；(ii)构成第一加氢处理产物的≥大约20重量％并具有根据ASTM D7500测得的大约120℃至大约480℃的沸点分布的中间馏分料流；和(iii)构成第一加氢处理产物的≥大约20重量％的塔底料流；(c)将至少一部分中间馏分料流再循环以用作第一加氢处理区中的多用流体；和(d)在第二加氢处理区中通过在分子氢存在下在催化加氢处理条件下使塔底料流与至少一种加氢处理催化剂接触而加氢处理至少一部分塔底料流以将至少一部分塔底料流转化成第二加氢处理产物。

A.原料

该原料可包含焦油，例如基于原料重量计≥10重量％焦油烃，并可包含>15重量％、>20重量％、>30重量％或最多大约50重量％焦油烃。特别地，原料中的焦油可以是热解焦油。

原料中的热解焦油可通过使含烃进料暴露于热解条件制造以产生热解流出物，热解流出物是包含未反应的进料、由进料在热解过程中制成的不饱和烃和热解焦油的混合物。例如，对包含基于热解原料的重量计≥10重量％烃的热解原料施以热解以产生热解流出物，其通常含有热解焦油和基于热解流出物的重量计≥1.0重量％的C₂不饱和物。热解焦油通常包含≥90重量％的具有≥290℃的常压沸点的热解流出物分子。因此，从热解流出物中分离至少一部分热解焦油以产生用于本文所述的多级烃转化的原料，其中该原料包含≥90重量％的具有≥290℃的常压沸点的热解流出物分子。除烃外，该热解原料任选还包含稀释剂，例如氮气、水等的一种或多种。例如，热解原料可进一步包含基于原料重量计≥1.0重量％稀释剂，如≥25.0重量％。当稀释剂包括显著量的蒸汽时，热解被称为蒸汽裂化。对本说明书和所附权利要求书而言，定义下列术语。

术语“热解焦油”是指(a)具有一种或多种芳族组分的烃混合物和任选(b)非芳族和/或非烃分子，该混合物衍生自烃热解，该混合物的至少70％具有≥大约550℉(290℃)的常压沸点。某些热解焦油具有初沸点≥200℃。对于某些热解焦油，≥90.0重量％的热解焦油具有≥550℉(290℃)的常压沸点。热解焦油可包含基于热解焦油的重量计例如>50.0重量％、例如>75.0重量％，如>90.0重量％的烃分子(包括它们的混合物和聚集体)，其具有(i)一种或多种芳族组分和(ii)≥大约15的碳原子数。热解焦油通常具有基于热解焦油的重量计≤1.0x 10³ppmw的金属含量，这是远小于在相同平均粘度的原油(或原油组分)中发现的金属量。“SCT”是指由蒸汽裂化获得的热解焦油，也称为蒸汽裂化焦油。

“焦油重质物”(TH)是指烃热解的产物，TH具有常压沸点>565℃并包含基于产物重量计>5.0重量％的具有多个芳核的分子。TH通常在25.0℃是固体并通常包括在25.0℃下在5:1(vol.:vol.)正戊烷:SCT比下不可溶的SCT分数。TH通常包括沥青质和其它高分子量分子。

在各种方面中，热解焦油可以是来自热解流出物的含SCT的焦油料流(“焦油料流”)。这样的焦油料流通常含有基于焦油料流的重量计≥90重量％的SCT，例如≥95重量％，如≥99重量％，焦油料流的余量是例如微粒。热解流出物SCT通常包含≥10重量％(在重量基础上)的热解流出物的TH。

在某些实施方案中，SCT包含基于热解流出物的TH的重量计≥50重量％的热解流出物的TH。例如，SCT可包含基于热解流出物的TH的重量计≥90重量％的热解流出物的TH。SCT可具有例如(i)基于SCT的重量计0.5重量％至7.0重量％的硫含量；(ii)基于SCT的重量计5.0重量％至40.0重量％的TH含量；(iii)1.01g/cm³至1.15g/cm³，例如1.07g/cm³至1.15g/cm³的在15℃下的密度；和(iv)200cSt至1.0x 10⁷cSt的50℃粘度。SCT中的烯烃量通常为基于SCT的重量计≤10.0重量％，例如≤5.0重量％，如≤2.0重量％。更特别地，(i)SCT中的乙烯基芳族化合物和/或(ii)SCT中的包含乙烯基芳族化合物的聚集体的量通常为基于SCT的重量计≤5.0重量％，例如≤3.0重量％，如≤2.0重量％。

在某些方面中，热解原料的烃组分可包含≥的石脑油、瓦斯油、减压瓦斯油、含蜡渣油、常压渣油、渣油混合物或原油的一种或多种；包括包含≥大约0.1重量％沥青质的那些。例如，热解原料的烃组分包含≥10.0重量％，例如≥50.0重量％，如≥90.0重量％(基于烃的重量计)的石脑油、瓦斯油、减压瓦斯油、含蜡渣油、常压渣油、渣油混合物或原油的一种或多种；包括包含≥大约0.1重量％沥青质的那些。当烃包括原油和/或其一种或多种级分时，原油任选在被包含在热解原料中之前脱盐。热解原料中所用的原油级分的一个实例通过从原油中分离常压管式炉蒸馏(pipestill)(“APS”)塔底物、接着真空管式炉蒸馏(“VPS”)处理APS塔底物制成。

合适的原油包括例如高硫原始原油，如富含多环芳族化合物的那些。例如，热解原料的烃可包括≥90.0重量％的一种或多种原油和/或一种或多种原油级分，如获自常压APS和/或VPS的那些；含蜡渣油；常压渣油；被原油污染的石脑油；各种渣油混合物；和SCT。

在一些方面中，热解流出物中的焦油(例如热解焦油)可包含(i)≥10.0重量％的不是沥青质的常压沸点≥大约565℃的分子，和(ii)≤大约1.0x 10³ppmw金属。

或者，焦油料流可获自例如蒸汽裂化瓦斯油(“SCGO”)料流和/或蒸汽裂化器的初馏塔的塔底料流、获自闪蒸罐塔底物(例如位于热解炉下游和初馏塔上游的一个或多个闪蒸罐的塔底物)或其组合。例如，焦油料流可以是初馏塔塔底物和焦油分离鼓(knock-outdrum)塔底物的混合物。

在各种方面中，原料中的焦油(例如热解焦油)具有I_N>80。例如，原料中的焦油(例如热解焦油)可具有I_N>85、I_N>90、I_N>100I_N>110、I_N>120、I_N>130或I_N>135。

另外，原料中的焦油(例如热解焦油)的S_BN可低至S_BN>130，但通常S_BN≥140、S_BN>145、S_BN>150、S_BN>160、S_BN>170、S_BN>175或甚至S_BN>180。在一些情况下，该焦油可以是具有S_BN>200、S_BN>200、甚至S_BN大约240的焦油。

此外，原料中的焦油(例如热解焦油)可包含最多50重量％的C7不溶物。通常，该焦油可具有多达15重量％C7不溶物、或最多25％C7不溶物、或最多30重量％C7不溶物、或最多45％C7不溶物。因此，该焦油可包含15-50重量％C7不溶物、或30-50重量％C7不溶物。

特别地，可有利地施以该方法的焦油是具有I_N 110–135、S_BN 180–240和30–50重量％的C7不溶物含量的热解焦油

B.加氢处理区

“加氢处理(Hydroprocessing)”是指在使用分子氢的反应中将烃从一种分子组合物转化成另一种的反应。加氢处理包括裂化和加氢精制。

“裂化”是转化可能包括或可能不包括一些杂原子的输入烃分子以产生更低分子量的烃分子的方法。裂化包括“加氢裂化”，其中在接触反应物的气氛中包括氢气，和“热裂化”，其中使用相对较高温度驱动反应产生在分子量谱的低端的分子。加氢裂化方法中所用的温度通常低于热裂化方法中所用的温度。裂化反应可引入不饱和C-C键和与输入该反应的烃分子相比提高产物的芳香度。在裂化反应中也可能发生脱硫或脱氨。在“蒸汽裂化”中，在裂化反应的气氛中包含蒸汽。

“加氢精制(Hydrotreating)”是通过氢化反应还原原料中的键，通常烃中的不饱和或芳族碳-碳键的方法。

如果催化剂的加入使在反应物浓度、温度和压力的所选一组条件下一种反应的速率提高的量大于在相同的所选条件下该催化剂的存在使另一反应的速率提高的量，催化剂将相对于另一反应“主要促进”该一种反应，在本申请中相对于加氢精制促进裂化或反之亦然。

如上文论述，烃转化方法，如SATC方法涉及热裂化、氢化和脱硫反应。但是，由于在SATC方法的过程中需要的这些反应的性质和所需方法条件的差异，在单个反应器中实现目标加氢精制焦油产物质量非常困难。另外，如果没有适当地选择反应条件，则单个反应器可能发生过早堵塞。此外，在溶剂范围内的分子的非选择性氢化可降低进料的溶解力并且当溶解度混合值和不溶值之差降低时会发生沥青质的沉淀。

至少部分通过在串联的所述至少两个不同的反应区域或阶段中促进两种主要反应(裂化和氢化)来解决这些问题。这两个不同的反应区域或阶段通常在两个不同的反应器中，但可布置在单个反应器的两个不同部分中。要认识到，可提供多于两个反应区域或阶段，只要在至少一个反应区域或阶段中以裂化为主并在至少一个反应区域或阶段中以加氢精制为主。尽管裂化和氢化反应会在这两个反应区域或阶段中都发生，但这两个反应的主体在单独的反应区域或阶段中发生。不受制于本发明的任何理论，但相信因此，在反应条件下的液相的溶解力足够高以使极性沥青质分子在整个反应时间过程中的任何时刻保持溶解。

.该多级法能够在反应器寿命的可持续期间由任何类型的焦油(通常蒸汽裂化焦油)生产合格SATC产物(例如硫含量1.5重量％或更小，例如1.0重量％或更小，或0.5重量％或更小，且产物粘度低至在50℃下30cSt或更低，优选在50℃下<20cSt或在50℃下<15cSt，和密度<1.00g/cm³)而不堵塞反应器(例如1年或更久)。

在大多数情况下，这两个主要反应，裂化(其可以是加氢裂化或热裂化)和氢化(“加氢精制”)，分开促进，即裂化或氢化在串联的两个不同反应区域或阶段中各占主导。

在一些情况下，热裂化和以温和氢化来固化裂化键可在一个加氢处理区域或阶段中进行。

在一些情况下，氢化可在另一加氢处理区域或阶段中进行以预处理难转化的焦油样品(其通常是高芳族焦油样品)或增进产物质量，例如降低产物密度。

主要裂化反应可在主要氢化反应之前，或反之亦然。

例如，烃转化方法可通常是包括提供如本文所述的原料和在至少两个加氢处理区域或阶段中在包含分子氢的处理气体存在下在催化加氢处理条件下加氢处理该原料以产生包含加氢处理焦油的加氢处理产物的方法(“加氢精制-裂化”)。在这些情况下，加氢处理条件使得在第一加氢处理区域或阶段中使用主要促进加氢精制反应的催化剂以产生第一加氢处理产物，和在第二加氢处理区中使用主要促进加氢裂化反应的催化剂以将第一加氢处理产物转化成包含加氢处理焦油的加氢处理产物(第二加氢处理产物)。

或者，烃转化方法也可通常设置为包括提供如本文所述的原料和在至少两个加氢处理区中在包含分子氢的处理气体存在下在催化加氢处理条件下加氢处理该原料以产生包含加氢处理焦油的加氢处理产物的方法(“裂化-加氢精制”)。在这些情况下，加氢处理条件使得在第一加氢处理区中使用主要促进加氢裂化反应的催化剂以产生第一加氢处理产物，和在第二加氢处理区中使用主要促进加氢精制反应的催化剂以将第一加氢处理产物转化成包含加氢处理焦油的加氢处理产物(第二加氢处理产物)。

独立地或与不同加氢处理区域或阶段中的催化剂的任何特定设置结合，第一加氢处理区域或阶段中的温度可为大约200-450℃或大约200-425℃，且加氢处理区域或阶段中的温度可为大约300-450℃或大约350-425℃，反之亦然。在一些情况下，第一加氢处理区中的温度可高于第二加氢处理区中的温度，反之亦然。或者，第一和第二加氢处理区域或阶段中的温度可以相同。

在该方法的任何配置中，加氢处理条件可包含大约600–2000psig、大约600–1900psig、大约800–1600psig、大约1000–1400psig、大约1000–1200psig、大约1100–1600psig或大约1100–1300psig的压力。在一些方面中，在首先施加主要加氢精制方法和其次施加主要加氢裂化方法的方法中通常使用大约1000–1800psig的压力范围。

在该方法的任何配置中，可将氢气(“补充氢气”)添加到进料中或以足以保持加氢处理区中700psig至1500psig的H₂分压的速率猝灭(quench)。

在该方法的任何配置中，主要促进加氢精制反应的催化剂可包含Ni且用于主要加氢精制反应的加氢处理区域或阶段中的压力可以>2000psig。

在该方法的任何配置中，原料中的焦油(例如热解焦油)可具有I_N>100并且(i)加氢精制可在加氢精制区域或阶段中从第一时间t₁到第二时间t₂连续进行，t₂≥(t₁+80天)和(ii)在加氢精制区域或阶段中在第二时间的压降与在第一时间的压降相比提高≤10.0％。

在各种方面中，在第一加氢处理区中加氢处理该原料之前可以加热原料。例如，可将原料与包含分子氢的处理气体混合并且(例如在热交换器中)加热该混合物。H₂:进料比通常可为3000scfb，但可变，例如大约2000scfb至大约3500scfb、或大约2500–3200scfb。

该混合进料可进一步加热，通常到200℃至425℃的温度，然后供入第一加氢处理区。使进料在如本文所述的催化加氢处理条件下与催化剂接触以产生第一加氢处理产物。

C.多用流体

如上文论述，可通过使用至少两个本文所述的加氢处理区域或阶段有利地获得具有改进的与焦油(例如热解焦油)的相容性的多用流体，同时也实现可发生更深度氢化以促进硫、密度和粘度降低的最终产物。特别地，可作为从第一加氢处理产物中分离的中间馏分料流获得多用流体。因此，本文中提供的方法包括将第一加氢处理产物在一个或多个分离阶段分离成塔顶料流(也称为轻馏分料流)、中间馏分料流和塔底料流。例如，第一加氢处理产物可首先(例如在闪蒸罐中)分离成蒸气部分和液体部分，液体部分可随后(例如在蒸馏塔中)分离成塔顶料流、中间馏分料流和塔底料流。

在各种方面中，塔顶料流(或轻馏分料流)构成第一加氢处理产物的≥大约1.0重量％(例如5.0重量％、10重量％等)，中间馏分料流构成第一加氢处理产物的≥大约20重量％(例如30重量％、40重量％、50重量％等)，且塔底料流构成第一加氢处理产物的≥大约20重量％(例如30重量％、40重量％等)。例如，塔顶料流(或轻馏分料流)构成第一加氢处理产物的大约1.0重量％至大约20重量％、大约5.0重量％至大约15重量％、或大约5.0重量％至大约10重量％。中间馏分料流构成第一加氢处理产物的大约20重量％至大约70重量％、大约30重量％至大约70重量％、或大约40重量％至大约60重量％。塔底料流构成第一加氢处理产物的大约10重量％至大约60重量％、大约20重量％至大约60重量％、或大约30重量％至大约50重量％。

在各种实施方案中，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有根据ASTM D2887测得的大约140℃至大约340℃的沸点分布。附加地或替代性地，塔顶料流(或轻馏分料流)可包含≥大约1.0重量％、≥大约5.0重量％、≥大约10重量％、≥大约15重量％、≥大约20重量％、≥大约30重量％、或≥大约40重量％，例如大约1.0重量％至大约40重量％、大约1.0重量％至大约30重量％、大约1.0重量％至大约20重量％、大约1.0重量％至大约15重量％、大约5.0重量％至大约40重量％、大约5.0重量％至大约30重量％、大约5.0重量％至大约20或大约5.0重量％至大约15重量％的量的基于塔顶料流(或轻馏分料流)的总重量计的芳族化合物(例如多环芳族化合物)。

附加地或替代性地，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有≤大约100ppm、≤大约75pmm≤大约50ppm≤大约25ppm、≤大约20ppm、≤大约15ppm、≤大约10ppm或≤大约5.0ppm的基于塔顶料流(或轻馏分料流)的总重量计的硫含量。例如，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有大约5.0ppm至大约100ppm、大约5.0ppm至大约75ppm、大约5.0ppm至大约50ppm、大约5.0ppm至大约25ppm、大约5.0ppm至大约20ppm、大约5.0ppm至大约15ppm、或大约10ppm至大约20ppm的基于塔顶料流(或轻馏分料流)的总重量计的硫含量。

附加地或替代性地，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有≤大约10℃、≤大约0.0℃、≤大约-10℃、≤大约-20℃、≤大约-30℃≤大约-40℃、≤大约-50℃、≤大约-60℃或≤大约-70℃的根据ASTM D97测得的倾点。优选地，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有≤大约-30℃，更优选≤大约-50℃，更优选≤大约-60℃的根据ASTM D97测得的倾点。附加地或替代性地，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有大约-70℃至大约10℃、大约-70℃至大约0.0℃、大约-70℃至大约-20℃、或大约-70℃至大约-40℃的根据ASTM D97测得的倾点。此外，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有大约1.0cSt至大约8.0cSt、大约1.0cSt至大约6.0cSt、大约1.0cSt至大约5.0cSt、大约1.0cSt至大约4.0cSt、或大约1.0cSt至大约3.0cSt的根据ASTM D445测得的在40℃下的粘度。附加地或替代性地，塔顶料流(或轻馏分料流)可具有下列一种或多种：(i)大约910kg/m³至大约960kg/m³的根据ASTM D4052测得的在15℃下的密度；和(ii)大约10至大约20的根据ASTM D4737测得的十六烷指数。

塔底料流可任选(以上述方式)与新鲜处理气体混合并在催化加氢处理条件下与至少一种本文所述的加氢处理催化剂接触以将至少一部分塔底料流转化成第二加氢处理产物。任选与新鲜处理气体混合的塔底料流可以例如在热交换器中加热，和/或然后引入第二加氢处理区域或阶段并在催化加氢处理条件下与至少加氢处理催化剂接触以将至少一部分塔底料流转化成第二加氢处理产物。任选地，可将至少一部分塔顶料流与第二加氢处理产物掺合。在各种方面中，经过第一加氢处理区域或阶段的原料和/或经过第二加氢处理区域或阶段的塔底料流的重时空速(WHSV)可为大约0.5hr^-1至大约4.0hr^-1，优选大约0.7hr^-1至大约4.0hr^-1。

多用流体和焦油的相容性基于将多用流体和焦油的混合物的S_BN与焦油的I_N比较。例如，对于SCT，如果多用流体和SCT的混合物的S_BN值>SCT的I_N值，则多用流体可被认为与SCT相容。换言之，如果SCT具有80的I_N，如果多用流体和SCT的混合物具有>80、≥90、≥100、≥110或≥120的S_BN，则多用流体和SCT的混合物被认为相容。

但是，中间馏分料流的S_BN可受加氢处理条件影响。例如，当调节条件(例如到更高压力、更低WHSV)以改进产物质量时，中间馏分料流可被进一步氢化，这可降低中间馏分料流的S_BN。当与焦油掺合时，中间馏分料流的降低的S_BN是成问题的，因为较低的S_BN可使中间馏分料流与焦油不相容，这会造成反应器的结垢和堵塞。

发现使用至少两个加氢处理区的方法(其中从本文所述的第一加氢处理区域或阶段中分离中间馏分料流)可产生具有使其尤其可用作各种烃转化方法(例如加氢处理)中的多用流体的组成和沸程的中间馏分料流。特别地，中间馏分料流有利地具有提高的与原料中的焦油(例如热解焦油)的相容性。由于提高的与焦油的相容性，当在加氢处理过程中使用该中间馏分料流作为多用流体时，在加氢处理反应器和辅助设备中的结垢明显较低，从而提高加氢处理运行时长。在各种方面中，中间馏分料流具有≥大约100、≥大约110、≥大约120、≥大约130、≥大约140、≥150或≥160的S_BN。

任选地，至少一部分中间馏分料流可随后再循环(即级间再循环)以用作第一加氢处理区中的多用流体。例如，≥大约20重量％、≥大约30重量％、≥大约40重量％、≥大约50重量％、≥大约60重量％、≥大约70重量％、≥大约80重量％的中间馏分料流可再循环以用作第一加氢处理区域或阶段中的多用流体。

观察到在某些运行条件下会需要补充多用流体，例如在启动该方法时(直至可由第一加氢处理产物作为中间馏分料流供应足够的多用流体)，或在较高反应器压力下运行时。

相应地，可任选加入补充多用流体，如溶剂、溶剂混合物、蒸汽裂化石脑油(SCN)、蒸汽裂化瓦斯油(SCGO)或包含芳族化合物的流体(即包含具有至少一个芳核的分子)以例如启动该方法。在某些方面中，补充多用流体包含基于补充多用流体的重量计≥50.0重量％，例如≥75.0重量％，如≥90.0重量％的芳族化合物和/或非芳族化合物。该补充多用流体可具有ASTM D86 10％蒸馏点≥60℃和90％蒸馏点≤350℃。任选地，多用流体(其可以是溶剂或溶剂混合物)具有ASTM D86 10％蒸馏点≥120℃、例如≥140℃，如≥150℃和/或ASTM D86 90％蒸馏点≤300℃。

任选地，该补充多用流体可包含基于多用流体的重量计≥90.0重量％的苯、乙基苯、三甲基苯、二甲苯、甲苯、萘、烷基萘(例如甲基萘)、四氢萘或烷基四氢萘(例如甲基四氢萘)的一种或多种，例如≥95.0重量％，如≥99.0重量％。通常希望该补充多用流体基本不含具有烯基官能的分子，特别是在使用在此类分子存在下具有焦炭形成倾向的加氢处理催化剂的方面中。在某些方面中，补充多用流体包含基于多用流体的重量计≤10.0重量％的具有含烯基官能的C₁-C₆侧链的环化合物。一种合适的补充多用流体是可作为Aromatic200、CAS号64742-94-5获自ExxonMobil Chemical Company(Houston Texas)的A200溶剂。

在加氢处理过程中使用的多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和焦油料流的相对量通常为基于组合多用流体和焦油料流的总重量计大约20.0重量％至大约95.0重量％的焦油料流和大约5.0重量％至大约80.0重量％的多用流体。例如在加氢处理过程中多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和焦油料流的相对量可为(i)大约20.0重量％至大约90.0重量％的焦油料流和大约10.0重量％至大约80.0重量％的多用流体，或(ii)大约40.0重量％至大约90.0重量％的焦油料流和大约10.0重量％至大约60.0重量％的多用流体。在一个实施方案中，多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体):焦油重量比可以≥0.01、例如在0.05至4.0的范围内，如在0.1至3.0、或0.3至1.1的范围内。至少一部分多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)可在第一加氢处理容器或第一加氢处理区域或阶段中与至少一部分焦油料流合并，但这不是必须的，并且在一个或多个实施方案中，至少一部分多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和至少一部分焦油料流作为单独料流供应并在进入加氢处理阶段(例如上游)之前合并成一个进料料流。例如，可在加氢处理阶段(例如第一加氢处理区)上游合并焦油料流和多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)以制造原料，该原料包含例如(i)大约20.0重量％至大约90.0重量％的焦油料流和大约10.0重量％至大约80.0重量％的多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)，或(ii)大约40.0重量％至大约90.0重量％的焦油料流和大约10.0重量％至大约60.0重量％的多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)，重量百分比基于原料重量计。

在一些实施方案中，多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和热解焦油的混合物具有比热解焦油的I_N大大约20个点的S_BN值。例如，在热解焦油具有I_N>80的情况下，多用流体和热解焦油的混合物具有至少≥100的S_BN。特别地，多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和热解焦油的混合物具有比热解焦油的I_N大大约30个点的S_BN值，或多用流体和热解焦油的混合物具有比热解焦油的I_N大大约40个点的S_BN值。

在一些实施方案中，多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和热解焦油的混合物具有SBN≥110。因此，已经发现，如果在合并后多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和焦油混合物具有S_BN≥110、≥120、≥130，在加氢处理不相容值(I_N)>80的热解焦油时反应器堵塞有益地减轻。另外，已经发现，如果在合并后多用流体(例如中间馏分料流、补充多用流体)和焦油混合物具有S_BN≥150、≥155或≥160，在加氢处理I_N>110的热解焦油时反应器堵塞有益地减轻。

通常，可用作多用流体的中间馏分料流在很大程度上包含多环化合物的混合物。环可以是芳族或非芳族的并可含有各种取代基和/或杂原子。例如，中间馏分料流可含有基于中间馏分料流的重量计≥10.0重量％、≥20.0重量％、≥30.0重量％、≥40.0重量％、≥45.0重量％、≥50.0重量％、≥55.0重量％或≥60.0重量％的芳族和/或非芳族环化合物。

中间馏分料流可具有根据ASTM D7500测得的大约120℃至大约480℃的沸点分布。附加地或替代性地，中间馏分料流可包含≥大约10重量％、≥大约20重量％、≥大约30重量％、≥大约40重量％、≥大约50重量％、≥大约60重量％、≥大约70重量％、≥大约80重量％、≥大约90重量％或≥大约95重量％，例如大约10重量％至大约95重量％、大约20重量％至大约95重量％、大约30重量％至大约95重量％、大约50重量％至大约95重量％、大约50重量％至大约95重量％、大约60重量％至大约95重量％、大约10重量％至大约60重量％、大约20重量％至大约60重量％、大约30重量％至大约60重量％或大约30重量％至大约50重量％的量的基于中间馏分料流的总重量计的芳族化合物(例如多环芳族化合物)。

附加地或替代性地，中间馏分料流可具有≤大约3000ppm、≤大约2500pmm、≤大约2000ppm、≤大约1500ppm、≤大约1000ppm或≤大约500ppm的基于中间馏分料流的总重量计的硫含量。例如，中间馏分料流可具有大约500ppm至大约3000ppm、大约500ppm至大约2500ppm、大约500ppm至大约2000ppm、大约500ppm至大约1500ppm、大约1000ppm至大约3000ppm、大约1000ppm至大约2000ppm、或大约1000ppm至大约1500ppm的基于中间馏分料流的总重量计的硫含量。

附加地或替代性地，中间馏分料流可具有≤大约10℃、≤大约0.0℃、≤大约-10℃、≤大约-20℃、≤大约-30℃≤大约-40℃、≤大约-50℃或≤大约-60℃的根据ASTM D97测得的倾点。优选地，中间馏分料流可具有≤大约-20℃，更优选≤大约-30℃，更优选≤大约-40℃的根据ASTM D97测得的倾点。附加地或替代性地，中间馏分料流可具有大约-60℃至大约10℃、大约-60℃至大约0.0℃、大约-60℃至大约-10℃或大约-60℃至大约-20℃的根据ASTM D97测得的倾点。此外，中间馏分料流可具有大约1.0cSt至大约12cSt、大约1.0cSt至大约10cSt、大约1.0cSt至大约8.0cSt、大约2.0cSt至大约8.0cSt、大约3.0cSt至大约7.0cSt或大约4.0cSt至大约6.0cSt的根据ASTM D445测得的在40℃下的粘度。附加地或替代性地，中间馏分料流可具有大约7至大约20的根据ASTM D4737测得的十六烷指数。

在一些实施方案中，中间馏分料流可具有名称为Multi-Stage Upgrading ofHydrocarbon Pyrolysis Tar Using Recycled Interstage Product bearing docketnumber 2017EM162的ExxonMobil Chemical Company的申请中描述的组成和性质，其全文经此引用并入本文。

D.催化剂

常规加氢处理催化剂可用于在所述至少两个本文所述的加氢处理区域或阶段中加氢处理本文所述的原料(例如热解焦油)。适用于所述至少两个加氢处理区域或阶段的加氢处理催化剂包括包含(i)一种或多种本体金属和/或(ii)在载体上的一种或多种金属的那些。金属可以是元素形式或化合物形式。在一个或多个实施方案中，加氢处理催化剂包括选自元素周期表的第5至10族的任一族的至少一种金属(列表为Periodic Chart of theElements,The Merck Index,Merck&Co.,Inc.,1996)。此类催化金属的实例包括但不限于钒、铬、钼、钨、锰、锝、铼、铁、钴、镍、钌、钯、铑、锇、铱、铂或其混合物。

在一个或多个实施方案中，该催化剂具有至少0.0001克或至少0.001克或至少0.01克的每克催化剂的第5至10族金属总量，其中克数在元素基础上计算。例如，该催化剂可包含0.0001克至0.6克、或0.001克至0.3克、或0.005克至0.1克、或0.01克至0.08克的第5至10族金属总量。在一个特定实施方案中，该催化剂进一步包含至少一种第15族元素。优选的第15族元素的一个实例是磷。当使用第15族元素时，该催化剂可包含0.000001克至0.1克、或0.00001克至0.06克、或0.00005克至0.03克、或0.0001克至0.001克的第15族元素总量，其中克数在元素基础上计算。

在一个实施方案中，该催化剂包含至少一种第6族金属。优选的第6族金属的实例包括铬、钼和钨。该催化剂可含有，每克催化剂，至少0.00001克或至少0.01克或至少0.02克的第6族金属总量，其中克数在元素基础上计算。例如，该催化剂可含有0.0001克至0.6克、或0.001克至0.3克、或0.005克至0.1克、或0.01克至0.08克的每克催化剂的第6族金属总量，克数在元素基础上计算。

在相关实施方案中，该催化剂包含至少一种第6族金属，并进一步包含至少一种选自第5族、第7族、第8族、第9族或第10族的金属。这样的催化剂可含有例如在0.1至20、1至10、或2至5的第6族金属与第5族金属的摩尔比下的金属组合，其中这些比率在元素基础上。或者，该催化剂可含有在0.1至20、1至10、或2至5的第6族金属与第7至10族金属总量的摩尔比下的金属组合，其中这些比率在元素基础上。

当该催化剂包含至少一种第6族金属和一种或多种第9或10族的金属，例如钼-钴和/或钨-镍时，这些金属可以例如以1至10、或2至5的第6族金属与第9和10族金属的摩尔比存在，其中该比率在元素基础上。当该催化剂包含至少一种第5族金属和至少一种第10族金属时，这些金属可以例如以1至10、或2至5的第5族金属与第10族金属的摩尔比存在，其中该比率在元素基础上。另外，该催化剂可进一步包含无机氧化物，例如作为粘结剂和/或载体。例如，该催化剂可包含(i)≥1.0重量％的一种或多种选自周期表的第6、8、9和10族的金属和(ii)≥1.0重量％的无机氧化物，重量百分比基于催化剂的重量计。

在一个或多个实施方案中，该催化剂(例如在第一和/或第二加氢处理区中)是具有或没有粘结剂的本体多金属加氢处理催化剂。在一个实施方案中，该催化剂是由两种第8族金属，优选Ni和Co和一种第6族金属，优选Mo构成的本体三金属催化剂。

本公开还包括在载体中并入(或在载体上沉积)一种或多种催化金属，例如一种或多种第5至10族和/或第15族的金属，以形成加氢处理催化剂。载体可以是多孔材料。例如，载体可包括一种或多种耐火氧化物、多孔碳基材料、沸石或其组合。合适的耐火氧化物包括例如氧化铝、二氧化硅、二氧化硅-氧化铝、氧化钛、氧化锆、氧化镁及其混合物。合适的多孔碳基材料包括活性炭和/或多孔石墨。沸石的实例包括例如Y-沸石、β沸石、丝光沸石、ZSM-5沸石和镁碱沸石。载体材料的附加实例包括γ氧化铝、θ氧化铝、δ氧化铝、α氧化铝或其组合。通过x-射线衍射测定，每克催化剂载体的γ氧化铝、δ氧化铝、α氧化铝或其组合的量可为0.0001克至0.99克、或0.001克至0.5克、或0.01克至0.1克、或最多0.1克。在一个特定实施方案中，(例如在第一和/或第二加氢处理区中的)加氢处理催化剂是负载型催化剂，且载体包含0.1克至0.99克、或0.5克至0.9克、或0.6克至0.8克的量的至少一种氧化铝、例如θ氧化铝，该量为每克载体的量。可以使用例如x-射线衍射测定氧化铝的量。在替代性实施方案中，载体可包含至少0.1克或至少0.3克或至少0.5克或至少0.8克θ氧化铝。

当使用载体时，可用所需金属浸渍载体以形成加氢处理催化剂。在用金属浸渍前，该载体可在400℃至1200℃、或450℃至1000℃、或600℃至900℃的温度下热处理。在某些实施方案中，可通过将第5至10族金属加入或并入载体的成型的热处理的混合物中形成加氢处理催化剂。这种类型的形成通常被称为将金属覆盖在载体材料上。任选地，在将载体与一种或多种催化金属合并后例如在150℃至750℃、或200℃至740℃、或400℃至730℃的温度下热处理该催化剂。任选地，该催化剂在热空气和/或富氧空气存在下在400℃和1000℃的温度下热处理以除去挥发物，以将至少一部分第5至10族金属转化成它们的相应金属氧化物。在另一些实施方案中，该催化剂可在氧气(例如空气)存在下在35℃至500℃、或100℃至400℃、或150℃至300℃的温度下热处理。热处理可进行1至3小时的时间以除去大部分挥发性组分而不将第5至10族金属转化成它们的金属氧化物形式。通过这样的方法制成的催化剂通常被称为“未煅烧催化剂”或“干燥的”。这样的催化剂可与硫化法结合制备，其中第5至10族金属基本分散在载体中。当该催化剂包含θ氧化铝载体和一种或多种第5至10族金属时，该催化剂通常在≥400℃的温度下热处理以形成加氢处理催化剂。通常，这样的热处理在≤1200℃的温度下进行。

在一个或多个实施方案中，加氢处理催化剂通常包含分散在高表面积载体上的过渡金属硫化物。典型的加氢精制催化剂的结构由3–15重量％第6族金属氧化物和2–8重量％第8族金属氧化物制成，且这些催化剂通常在使用前硫化。

该催化剂可以是成型形式，例如圆盘、丸粒、挤出物等的一种或多种，但这不是必须的。此类成型形式的非限制性实例包括具有圆柱对称的那些，直径为大约0.79mm至大约3.2mm(1/32^nd至1/8^th英寸)、大约1.3mm至大约2.5mm(1/20^th至1/10^th英寸)、或大约1.3mm至大约1.6mm(1/20^th至1/16^th英寸)。在本文中也设想了类似尺寸的非圆柱形状，例如三叶、四叶等。任选地，催化剂具有50-500N/cm、或60-400N/cm、或100-350N/cm、或200-300N/cm、或220-280N/cm的平板抗碎强度。

多孔催化剂，包括具有常规孔隙特征的那些，在本发明的范围内。当使用多孔催化剂时，该催化剂可具有在常规加氢处理催化剂特有的范围内的孔隙结构、孔尺寸、孔隙体积、孔隙形状、孔隙表面积等，但本发明不限于此。由于原料(例如热解焦油)可由相当大的分子构成，具有大孔径的催化剂是优选的，尤其是在催化剂和进料最初会合的反应器位置。例如，该催化剂可具有有效加氢处理SCT分子的中值孔径，这样的催化剂具有在

至

或

至

或

至

的范围内的中值孔尺寸。此外，在载体中具有双峰孔隙系统的催化剂(具有

孔隙，

的进料器孔(feederpores))更有利。可以根据ASTM Method D4284-07汞孔隙率法测定孔径。

在一个特定实施方案中，(例如在第一和/或第二加氢处理区中的)加氢处理催化剂具有

至

的中值孔径。或者，加氢处理催化剂具有

至

或

至

或

至

的中值孔径。在另一实施方案中，加氢处理催化剂具有

至

的中值孔径。或者，加氢处理催化剂具有

至

或

至

的中值孔径。在再一替代方案中，使用具有更大中值孔径的加氢处理催化剂，例如具有

至

或

至

或

至

的中值孔径的那些。

通常，加氢处理催化剂具有不会大到显著降低催化剂活性或选择性的孔径分布。例如，加氢处理催化剂可具有其中至少60％的孔隙具有在中值孔径的

或

内的孔径的孔径分布。在某些实施方案中，该催化剂具有

至

或

至

的中值孔径，其中至少60％的孔隙具有在中值孔径的

或

内的孔径。

当使用多孔催化剂时，该催化剂可具有例如≥0.3cm³/g，如≥0.7cm³/g或≥0.9cm³/g的孔隙体积。在某些实施方案中，孔隙体积可为例如0.3cm³/g至0.99cm³/g、0.4cm³/g至0.8cm³/g、或0.5cm³/g至0.7cm³/g。

在某些实施方案中，相对较大的表面积是理想的。作为一个实例，加氢处理催化剂可具有≥60m²/g、或≥100m²/g、或≥120m²/g、或≥170m²/g、或≥220m²/g、或≥270m²/g的表面积；如在100m²/g至300m²/g、或120m²/g至270m²/g、或130m²/g至250m²/g、或170m²/g至220m²/g的范围内。

可以使用用于加氢处理区的常规加氢处理催化剂，但本发明不限于此。在某些实施方案中，该催化剂包括可获自Albemarle Catalysts Company LP,Houston TX的KF860和RT系列催化剂的一种或多种；可获自相同来源的

催化剂，如

20；可获自Criterion Catalysts and Technologies,Houston TX的

催化剂，如DC-2618、DN-2630、DC-2635和DN-3636的一种或多种；可获自相同来源的

催化剂，如DC-2532、DC-2534和DN-3531的一种或多种；可获自相同来源的FCC预处理催化剂，如DN3651和/或DN3551；和可获自Haldor Topsoe,Lyngby,Denmark的TK系列催化剂，如TK-565HyBRIM^TM、TK-611 HyBRIM^TM和TK-926的一种或多种。但是，本发明不限于仅这些催化剂。

使用指定加氢处理催化剂和指定多用流体加氢处理指定量的焦油料流和多用流体带来改进的催化剂寿命，例如允许加氢处理阶段运行至少3个月、或至少6个月、或至少1年而不更换加氢处理或接触区中的催化剂。催化剂寿命通常为不使用多用流体的情况>10倍之长，例如≥100倍之长，如≥1000倍之长。

在一个特定实施方案中，当该方法在加氢精制-裂化配置中运行时，第一加氢处理区域或阶段中的催化剂可以是包含负载在非晶Al₂O₃和/或SiO₂(ASA)上的Co、Fe、Ru、Ni、Mo、W、Pd和Pt的一种或多种的催化剂。用于加氢处理区(所述加氢处理可以是施加于原料焦油的第一处理)的示例性催化剂是Ni-Co-Mo/Al₂O₃型催化剂、或Pt-Pd/Al₂O_3-SiO₂、Ni-W/Al₂O₃、Ni-Mo/Al₂O₃、或负载在非酸性载体如炭黑或炭黑复合材料上的Fe、Fe-Mo、或负载在非酸性载体如TiO₂或Al₂O₃/TiO₂上的Mo。

第二加氢处理区域或阶段中的催化剂可以是主要包含沸石或负载在ASA和/或沸石上的Co、Mo、P、Ni、Pd的一种或多种的催化剂。用于第二加氢处理区的示例性催化剂是USY或VUSY沸石Y、Co-Mo/Al₂O₃、Ni-Co-Mo/Al₂O₃、Pd/ASA-沸石Y。用于各加氢处理区域或阶段的催化剂可独立于任何其它加氢处理区域或阶段中所用的催化剂选择；例如，RT-228催化剂可用于第一加氢处理区域或阶段，且RT-621催化剂可用于第二加氢处理区域或阶段。

在一些方面中，如果进料的S和N含量太高并且在加氢处理区中使用某些催化剂(例如沸石)，则需要包含便宜易得的催化剂，如Co-Mo/Al₂O₃，接着除去H₂S和NH₃的保护床。但是，当在第二反应器中使用沸石催化剂时，保护床不是必要的，因为在第一反应器中已降低硫和氮水平。如果需要，对第一加氢处理区域或阶段和第二加氢处理区域或阶段的产物都仍可施加用于NH₃和H₂S分离的步骤。

在另一特定实施方案中，当以裂化-加氢精制方式运行时，第一加氢处理区域或阶段中的催化剂可以是主要包含沸石或负载在ASA和/或沸石上的Co、Mo、P、Ni、Pd的一种或多种的催化剂，且第二加氢处理区中的催化剂可以是包含负载在非晶Al₂O₃和/或SiO₂(ASA)上的Ni、Mo、W、Pd和Pt的一种或多种的催化剂。在这一配置中，用于第一加氢处理区域或阶段的示例性催化剂是USY或VUSY沸石Y、Co-Mo/Al₂O₃、Ni-Co-Mo/Al₂O₃、Pd/ASA-沸石Y且用于第二加氢处理区域或阶段的示例性催化剂是Ni-Co-Mo/Al₂O₃型催化剂、或Pt-Pd/Al₂O_3-SiO₂、Ni-W/Al₂O₃、Ni-Mo/Al₂O₃、或负载在非酸性载体如炭黑或炭黑复合材料上的Fe、Fe-Mo、或负载在非酸性载体如TiO₂或Al₂O₃/TiO₂上的Mo。第二加氢处理区域或阶段中的催化剂可以是包含负载在非晶Al₂O₃和/或SiO₂(ASA)上的Co、Fe、Ru、Ni、Mo、W、Pd和Pt的一种或多种的催化剂。用于加氢处理区(所述加氢处理可以是施加于原料焦油的第一处理)的示例性催化剂是Ni-Co-Mo/Al₂O₃型催化剂、或Pt-Pd/Al₂O_3-SiO₂、Ni-W/Al₂O₃、Ni-Mo/Al₂O₃、或负载在非酸性载体如炭黑或炭黑复合材料上的Fe、Fe-Mo、或负载在非酸性载体如TiO₂或Al₂O₃/TiO₂上的Mo。

用于各加氢处理区的催化剂可独立于任何其它加氢处理区域或阶段中所用的催化剂选择；例如，RT-621催化剂可用于第一加氢处理区域或阶段，且RT-228催化剂可用于第二加氢处理区域或阶段。

V.进一步实施方案

实施方案1.第一加氢处理产物，其包含≥大约50重量％或≥大约80重量％的量的芳族化合物；≤大约5.0重量％的量的链烷烃；大约0.10重量％至<0.50重量％的量的硫；和任选地，大约2.0重量％至10重量％的量的沥青质；其中第一加氢处理产物具有：根据ASTMD6352测得的大约145℃至大约760℃的沸点分布；根据ASTM D7346测得的≤大约0.0℃或≤-10℃的倾点和根据ASTM D7042测得的20mm²/s至200mm²/s的在50℃下的运动粘度。

实施方案2.实施方案1的第一加氢处理产物，其中第一加氢处理产物包含下列一种或多种：(a)≥1.0重量％的1.0环类化合物；(b)≥10重量％的1.5环类化合物；(c)≥20重量％的2.0环类化合物；(d)≥15重量％的2.5环类化合物；和(e)≥5.0重量％的3.0环类化合物；基于第一加氢处理产物的重量计。

实施方案3.实施方案1或2的第一加氢处理产物，其具有下列一种或多种：(i)≥大约100的美国矿务局关联指数(BMCI)；(ii)≥大约130的溶解度值(S_n)；和(iii)≥大约35MJ/kg的能量含量。

实施方案4.第二加氢处理产物，其包含：≥大约50重量％或≥大约80重量％的量的芳族化合物；≤大约5.0重量％的量的链烷烃；≤0.30重量％的量的硫；和任选地，大约2.0重量％至10重量％的量的沥青质；其中第二加氢处理产物具有：根据ASTM D6352测得的大约140℃至大约760℃的沸点分布；根据ASTM D5949测得的≤大约0.0℃的倾点和根据ASTM D7042测得的100mm²/s至800mm²/s的在50℃下的运动粘度。

实施方案5.实施方案4的第二加氢处理产物，其中第二加氢处理产物包含下列一种或多种：(a)≥1.0重量％的1.0环类化合物；(b)≥5.0重量％的1.5环类化合物；(c)≥5.0重量％的2.0环类化合物；(d)≥10重量％的2.5环类化合物；(e)≥10重量％的3.0环类化合物；和(f)10重量％的3.5环类化合物；基于第二加氢处理产物的重量计。

实施方案6.实施方案4或5的第二加氢处理产物，其具有下列一种或多种：(i)≥大约100的美国矿务局关联指数(BMCI)；(ii)≥大约150的溶解度值(S_n)；和(iii)≥大约35MJ/kg的能量含量。

实施方案7.一种燃料掺合物，其包含：实施方案1至3任一项的第一加氢处理产物和/或实施方案4至6任一项的第二加氢处理产物；和燃料料流。

实施方案8.实施方案7的燃料掺合物，其中所述燃料料流选自低硫柴油、超低硫柴油、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢精制直馏柴油、加氢精制直馏瓦斯油、加氢精制直馏煤油、加氢精制循环油、加氢精制热裂化柴油、加氢精制热裂化瓦斯油、加氢精制热裂化煤油、加氢精制焦化柴油、加氢精制焦化瓦斯油、加氢精制焦化煤油、加氢裂化柴油、加氢裂化瓦斯油、加氢裂化煤油、天然气合成柴油、天然气合成煤油、加氢精制植物油、脂肪酸甲酯、非加氢精制直馏柴油、非加氢精制直馏煤油、非加氢精制直馏瓦斯油、衍生自低硫原油板岩的馏分油、天然气合成蜡、天然气合成烃、非加氢精制循环油、非加氢精制流化催化裂化油浆、非加氢精制热解瓦斯油、非加氢精制裂化轻瓦斯油、非加氢精制裂化重瓦斯油、非加氢精制热解轻瓦斯油、非加氢精制热解重瓦斯油、非加氢精制热裂化渣油、非加氢精制热裂化重馏分油、非加氢精制焦化重馏分油、非加氢精制减压瓦斯油、非加氢精制焦化柴油、非加氢精制焦化瓦斯油、非加氢精制焦化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化柴油、非加氢精制热裂化瓦斯油、第1类疏松石蜡、润滑油芳族提取物、脱沥青油、常压塔塔底油、减压塔塔底油、蒸汽裂解焦油、衍生自低硫原油板岩的渣油材料、超低硫燃料油(ULSFO)、低硫燃料油(LSFO)、常规硫燃料油(RSFO)、船用燃料油、加氢精制渣油材料、加氢精制流化催化裂化油浆及其组合。

实施方案9.实施方案7或8的燃料掺合物，其中第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物以大约40重量％至大约70重量％的量存在，且燃料料流以大约30重量％至大约60重量％的量存在。

实施方案10.实施方案7至9任一项的燃料掺合物，其中所述燃料掺合物包含<大约0.50重量％的量的硫并具有：根据ASTM D5950测得的≤大约-5.0℃的倾点；根据ASTMD7042测得的10mm²/s至180mm²/s的在50℃下的运动粘度；和≥大约35MJ/kg的能量含量。

实施方案11.一种降低瓦斯油的倾点的方法，其包括将实施方案1至3任一项的第一加氢处理产物和/或实施方案4至6任一项的第二加氢处理产物与瓦斯油(例如不合格船用瓦斯油、合格船用瓦斯油或加氢精制瓦斯油)掺合以形成具有比瓦斯油的倾点低的倾点的掺合瓦斯油。

实施方案12.实施方案11的方法，其中掺合前的瓦斯油的倾点为≥0.0℃并且在掺合后，掺合瓦斯油的倾点为≤大约-5.0℃和/或其中所述掺合瓦斯油具有比掺合前的瓦斯油的倾点低至少5℃的倾点。

实施方案13.实施方案11或12的方法，其中所述掺合瓦斯油包含<大约0.50重量％或<大约0.30重量％的量的硫并具有：根据ASTM D7042测得的10mm²/s至180mm²/s的在50℃下的运动粘度；和≥大约35MJ/kg的能量含量。

实施例

通用方法

A.二维气相色谱法

所用2D GC(GCxGC)系统是配置有入口、柱和检测器的Agilent 7890气相色谱仪(Agilent Technology,Wilmington,DE)。使用具有16小瓶托盘自动取样器(sixteen-vialtray autosampler)的分流/无分流入口系统。二维毛细管柱系统使用弱极性第一柱(BPX-5，30米，0.25mm I.D.，1.0μm膜)和中极性第二柱(BPX-50，3米，0.10mm I.D.，0.10μm膜)。这两个毛细管柱都获自SGE Inc.Austin,TX.。将ZX1，环形单射流热调制组装件(ZOEXCorp.Lincoln,NE)(其是冷氮气冷却的(液氮热交换的)“捕集-释放(trap-release)”热调制器)安装在这两个柱之间。将GCxGC的输出物分流成两个料流，一个连向火焰电离检测器(FID)，另一个经传输线路连向MS的离子源。MS是JMS-T100GCV 4G(JEOL,Tokyo,Japan)飞行时间质谱仪(TOFMS)系统(质量分辨率8000(FWHM)和5ppm的质量精度规格)，配有电子电离(EI)或场电离(FI)源。可通过使用探针在5分钟内实现EI模式和FI模式之间的切换以在没有排出离子源的情况下交换。最大取样率为最多50Hz，这足以满足保持GCxGC分辨率所需的取样率。

在2.0Ml/分钟氦气恒流模式中在300℃下以50:1分流比经分流/无分流(S/S)注射器注入0.20微升样品。将炉编程为以3℃/分钟从45℃至315℃，总运行时间90分钟。热射流保持在炉温以上120℃，然后恒定在390℃。将MS传输线路和离子源分别设定在350℃和150℃。调制期为10秒。FID检测器的取样率为100Hz且质谱仪(EI和FI模式)的取样率为25Hz。Agilent Chemstation提供FID的GCxGC控制和数据采集。JEOL Mass Center软件用于MS控制数据采集。使用从GC远程控制端口到MS外部同步端口的通信电缆进行GCxGC和MS之间的同步化。在采集数据后，加工FID、EIMS和FIMS信号以用于定性和定量分析，并加工EIMS和FIMS数据。

实施例1–第一加氢处理产物

实施例1a:第一加氢处理产物I

测定第一加氢处理产物I的组成和性质细节并显示在下表1中。

表1—第一加氢处理产物I

*测量沸点最多1050℉的第一加氢处理产物I的部分的2D GC

实施例1b:第一加氢处理产物II

测定第一加氢处理产物II的组成和性质细节并显示在下表2中。

表2—第一加氢处理产物II

测定沸点大于510℃(950℉)的第一加氢处理产物II中的芳环分布并显示在图1中，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。使用15T Solarix傅里叶变换离子回旋共振质谱法(FT-ICR-MS)测定沸点大于510℃(950℉)的第一加氢处理产物II中的芳环分布。使用大气压光子电离(APPI)，其使用氪灯电离气相中分子，然后经各种电子透镜传导到ICR cell以供检测。校准数据产生精确质量，这又提供整个质谱中的各分配质量的独特化学计量式。基于该独特式，计算通过它们的氢缺失和环排列的同系物，假设排除芳环(with theexclusive assumption of aromatic rings)。

实施例1c:第一加氢处理产物III

测定第一加氢处理产物III的组成和性质细节并显示在下表3中。

表3—第一加氢处理产物III

实施例2–第二加氢处理产物

实施例2a:第二加氢处理产物IV

测定第二加氢处理产物IV的组成和性质细节并显示在下表4中。

表4—第二加氢处理产物IV

*测量沸点最多1050℉的第二加氢处理产物IV的部分的2D GC

图2显示沸程大于600℉的第二加氢处理产物IV中的芳环分布，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。按上文对图1所述测定第二加氢处理产物IV中的芳环分布。

实施例2b:第二加氢处理产物V

测定第二加氢处理产物V的组成和性质细节并显示在下表5中。

表5—第二加氢处理产物V

*测量沸点最多1050℉的第二加氢处理产物V的部分的2D GC

图3显示沸程大于600℉的第二加氢处理产物V中的芳环分布，其中x轴代表芳环数且y轴代表质量％。按上文对图1所述测定第二加氢处理产物V中的芳环分布。

实施例2c:第二加氢处理产物VI

测定第二加氢处理产物VI的组成和性质细节并显示在下表6中。

表6—第二加氢处理产物VI

实施例3–燃料掺合物

实施例3a:燃料掺合物A

通过将60重量％第二加氢处理产物V与40重量％加氢精制瓦斯油掺合制备燃料掺合物A。测定该加氢精制瓦斯油的组成和性质细节并显示在下表7中。

表7—加氢精制瓦斯油

来自表7的正链烷烃和异链烷烃的分布vs碳数提供在下表8中。

表8

测定燃料掺合物A的组成和性质细节并显示在下表9中。

表9—燃料掺合物A

实施例3b:燃料掺合物B

通过将50重量％第二加氢处理产物V与50重量％船用瓦斯油掺合制备燃料掺合物B。测定该船用瓦斯油的组成和性质细节并显示在下表10中。

表10—船用瓦斯油

来自表11的正链烷烃和异链烷烃的分布vs碳数提供在下表11中。

表11

测定燃料掺合物B的组成和性质细节并显示在下表12中。

表12—燃料掺合物B

实施例3c:燃料掺合物C

通过将60重量％第一加氢处理产物III？与40重量％实施例3a中所述的加氢精制瓦斯油掺合制备燃料掺合物C。测定燃料掺合物C的组成和性质细节并显示在下表13中。

表13—燃料掺合物C

实施例4–塔顶料流(轻馏分料流)和中间馏分料流

测定来自第一加氢处理产物的塔顶料流(或轻馏分料流)和中间馏分料流的组成和性质细节并显示在下表14中。

表14—塔顶料流(轻馏分料流)和中间馏分料流

Claims

1.第一加氢处理产物，其包含：

≥大约50重量％或≥大约80重量％的量的芳族化合物；

≤大约5.0重量％的量的链烷烃；

大约0.10重量％至<0.50重量％的量的硫；和任选地，

大约2.0重量％至10重量％的量的沥青质；

其中第一加氢处理产物具有：

根据ASTM D6352测得的大约145℃至大约760℃的沸点分布；

根据ASTM D7346测得的≤大约0.0℃或≤-10℃的倾点；和

根据ASTM D7042测得的20mm²/s至200mm²/s的在50℃下的运动粘度。

2.权利要求1的第一加氢处理产物，其中第一加氢处理产物包含下列一种或多种：

(a)≥1.0重量％的1.0环类化合物；

(b)≥10重量％的1.5环类化合物；

(c)≥20重量％的2.0环类化合物；

(d)≥15重量％的2.5环类化合物；和

(e)≥5.0重量％的3.0环类化合物；

基于第一加氢处理产物的重量计。

3.权利要求1或2的第一加氢处理产物，其具有下列一种或多种：

(i)≥大约100的美国矿务局关联指数(BMCI)；

(ii)≥大约130的溶解度值(S_n)；和

(iii)≥大约35MJ/kg的能量含量.

4.第二加氢处理产物，其包含：

≥大约50重量％或≥大约80重量％的量的芳族化合物；

≤大约5.0重量％的量的链烷烃；

≤0.30重量％的量的硫；和任选地，

大约2.0重量％至10重量％的量的沥青质；

其中第二加氢处理产物具有：

根据ASTM D6352测得的大约140℃至大约760℃的沸点分布；

根据ASTM D5949测得的≤大约0.0℃的倾点；和

根据ASTM D7042测得的100mm²/s至800mm²/s的在50℃下的运动粘度。

5.权利要求4的第二加氢处理产物，其中第二加氢处理产物包含下列一种或多种：

(a)≥1.0重量％的1.0环类化合物；

(b)≥5.0重量％的1.5环类化合物；

(c)≥5.0重量％的2.0环类化合物；

(d)≥10重量％的2.5环类化合物；

(e)≥10重量％的3.0环类化合物；和

(f)10重量％的3.5环类化合物；

基于第二加氢处理产物的重量计。

6.权利要求4或5的第二加氢处理产物，其具有下列一种或多种：

(i)≥大约100的美国矿务局关联指数(BMCI)；

(ii)≥大约150的溶解度值(S_n)；和

(iii)≥大约35MJ/kg的能量含量。

7.一种燃料掺合物，其包含：

权利要求1至3任一项的第一加氢处理产物和/或权利要求4至6任一项的第二加氢处理产物；和

燃料料流。

8.权利要求7的燃料掺合物，其中所述燃料料流选自低硫柴油、超低硫柴油、低硫瓦斯油、超低硫瓦斯油、低硫煤油、超低硫煤油、加氢精制直馏柴油、加氢精制直馏瓦斯油、加氢精制直馏煤油、加氢精制循环油、加氢精制热裂化柴油、加氢精制热裂化瓦斯油、加氢精制热裂化煤油、加氢精制焦化柴油、加氢精制焦化瓦斯油、加氢精制焦化煤油、加氢裂化柴油、加氢裂化瓦斯油、加氢裂化煤油、天然气合成柴油、天然气合成煤油、加氢精制植物油、脂肪酸甲酯、非加氢精制直馏柴油、非加氢精制直馏煤油、非加氢精制直馏瓦斯油、衍生自低硫原油板岩的馏分油、天然气合成蜡、天然气合成烃、非加氢精制循环油、非加氢精制流化催化裂化油浆、非加氢精制热解瓦斯油、非加氢精制裂化轻瓦斯油、非加氢精制裂化重瓦斯油、非加氢精制热解轻瓦斯油、非加氢精制热解重瓦斯油、非加氢精制热裂化渣油、非加氢精制热裂化重馏分油、非加氢精制焦化重馏分油、非加氢精制减压瓦斯油、非加氢精制焦化柴油、非加氢精制焦化瓦斯油、非加氢精制焦化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化减压瓦斯油、非加氢精制热裂化柴油、非加氢精制热裂化瓦斯油、第1类疏松石蜡、润滑油芳族提取物、脱沥青油、常压塔塔底油、减压塔塔底油、蒸汽裂化焦油、衍生自低硫原油板岩的渣油材料、超低硫燃料油(ULSFO)、低硫燃料油(LSFO)、常规硫燃料油(RSFO)、船用燃料油、加氢精制渣油材料、加氢精制流化催化裂化油浆及其组合。

9.权利要求7或8的燃料掺合物，其中第一加氢处理产物和/或第二加氢处理产物以大约40重量％至大约70重量％的量存在，且燃料料流以大约30重量％至大约60重量％的量存在。

10.权利要求7至9任一项的燃料掺合物，其中所述燃料掺合物包含<大约0.50重量％的量的硫并具有：

根据ASTM D5950测得的≤大约-5.0℃的倾点；

根据ASTM D7042测得的10mm²/s至180mm²/s的在50℃下的运动粘度；和

≥大约35MJ/kg的能量含量。

11.一种降低瓦斯油的倾点的方法，其包括将权利要求1至3任一项的第一加氢处理产物和/或权利要求4至6任一项的第二加氢处理产物与瓦斯油(例如不合格船用瓦斯油、合格船用瓦斯油或加氢精制瓦斯油)掺合以形成具有比该瓦斯油的倾点低的倾点的掺合瓦斯油。

12.权利要求11的方法，其中掺合前的瓦斯油的倾点为≥0.0℃并且在掺合后，掺合瓦斯油的倾点为≤大约-5.0℃和/或其中所述掺合瓦斯油具有比掺合前的瓦斯油的倾点低至少5℃的倾点。

13.权利要求11或12的方法，其中所述掺合瓦斯油包含<大约0.50重量％或<大约0.30重量％的量的硫并具有：

≥大约35MJ/kg的能量含量。