CN110892046A - 用于生产第ii类和第iii类润滑剂的轮换操作 - Google Patents

用于生产第ii类和第iii类润滑剂的轮换操作 Download PDF

Info

Publication number
CN110892046A
CN110892046A CN201880047658.4A CN201880047658A CN110892046A CN 110892046 A CN110892046 A CN 110892046A CN 201880047658 A CN201880047658 A CN 201880047658A CN 110892046 A CN110892046 A CN 110892046A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrocracking
boiling range
reactor
catalyst
dewaxing
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
CN201880047658.4A
Other languages
English (en)
Inventor
G·P·施莱克尔
T-M·胡
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Technology and Engineering Co
Original Assignee
ExxonMobil Research and Engineering Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ExxonMobil Research and Engineering Co filed Critical ExxonMobil Research and Engineering Co
Publication of CN110892046A publication Critical patent/CN110892046A/zh
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
    • C10G11/04—Oxides
    • C10G11/05—Crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/003—Distillation of hydrocarbon oils distillation of lubricating oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1062—Lubricating oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/10—Lubricating oil

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

提供用于轮换加工原料以生产具有明显不同的粘度指数值的多个粘度等级的润滑剂基础油料的系统和方法。该系统和方法可涉及使用可在产生明显不同的粘度指数提升水平的条件下保持良好的芳族饱和活性的脱硫段加氢裂化催化剂。任选地，包括脱硫段加氢裂化催化剂的反应器可包括附加芳族饱和催化剂。该系统和方法可进一步涉及在第二脱硫段反应器中使用芳族饱和催化剂和脱蜡催化剂的组合，以可为在脱硫加氢裂化段中发生较低转化量的产物提供额外芳族饱和活性以使芳族饱和。该系统和方法也可增强对反应系统内的反应器的相对温度的控制。

Description

用于生产第II类和第III类润滑剂的轮换操作
技术领域
提供使用轮换操作(blocked operation)的加工组列(processing train)生产润滑油基础油料的系统和方法。所述系统和方法能由进料生产第II类和第III类的润滑剂基础油料。
背景技术
润滑剂基础油料是可由原油或原油级分生成的更高价值产品之一。生成所需质量的润滑剂基础油料的能力通常受合适原料的可得性限制。例如，用于润滑剂基础油料生产的大多数常规方法涉及用之前尚未在深度条件下加工的粗级分(如来自具有中至低初始硫含量水平的原油的直粗柴油(virgin gas oil)级分)开始。
润滑剂基础油料生产中的许多挑战与在满足多种类型的基础油料的目标规格的同时生成尽可能高收率的基础油料的竞争性需求有关。例如，可能希望由单一进料生产轻质中性和中质/重质中性等级的润滑剂基础油料。遗憾地，满足轻质中性润滑剂基础油料的产品规格所需的加工条件通常在苛刻度上明显高于满足中质中性(medium neutral)或重质中性基础油料的产品规格所需的加工条件。在较高苛刻度条件下加工进料可导致额外进料转化，以造成润滑剂收率的整体损失。
美国专利申请公开2011/0315596描述了烃的加氢裂化和脱蜡以形成石脑油、柴油和/或润滑剂基础油料沸程产物的综合方法。该综合方法包括在含硫(sour)条件下的脱蜡和任选加氢裂化、分离以形成第一柴油产物和塔底产物(bottoms product)和附加加氢裂化和脱蜡以形成第二柴油产物和任选润滑剂基础油产物。加氢裂化和脱蜡催化剂可包括贱金属或可包括Pd和/或Pt。加氢裂化催化剂的一个实例是USY且脱蜡催化剂的一个实例是ZSM-48。
美国专利8,932,454描述了制造和使用Y沸石加氢裂化催化剂的方法。Y沸石催化剂具有通过氮气解吸测得的大约
Figure BDA0002371073320000021
的在孔径分布中的小中孔峰(small mesoporouspeak)。
美国专利8,778,171描述了制造和使用Y沸石加氢裂化催化剂的方法。Y沸石催化剂含有具有0.5微米或更小的尺寸的Y沸石初级微晶的稳定化聚集体。
美国专利申请公开2013/0341243描述了对改进的馏出物(distillate)和改进的润滑油收率和性质具有选择性的加氢裂化法。两段式加氢裂化催化剂可用于进料的加氢裂化以形成适用于柴油燃料生产的转化部分和适用于生产润滑剂基础油料的未转化部分。两段式加氢裂化催化剂可对应于包含负载在USY上的Pd和/或Pt的第一段催化剂和包含负载在ZSM-48上的Pd和/或Pt的第二段催化剂。
概述
在各种方面中，提供使用轮换操作生产润滑剂沸程产物的方法。所述方法可包括将加氢加工过的(hydroprocessed)原料分级(fractionating)以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分。第一润滑剂沸程级分的343℃+部分可具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度。第二润滑剂沸程级分可任选具有大于第一润滑剂沸程级分的粘度指数的粘度指数。第一润滑剂沸程级分和第二润滑剂沸程级分可基于反应系统的轮换操作加工。例如，至少一部分第一润滑剂沸程级分可在第一反应器中在第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化以形成第一加氢裂化流出物。第一加氢裂化条件可包括第一加氢裂化入口温度和第一加氢裂化出口温度。第一加氢裂化条件可相当于10重量％至80重量％的所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率的条件。至少一部分第一加氢裂化流出物可在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡以形成第一脱蜡流出物。第二润滑剂沸程产物也可加氢裂化，但在第二加氢裂化条件下。第二加氢裂化条件可包括1重量％至25重量％的所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率，以及第二加氢裂化入口温度和第二加氢裂化出口温度。第一加氢裂化条件的相对于370℃的转化率可比第二加氢裂化条件的相对于370℃的转化率高至少10重量％。至少一部分第二加氢裂化流出物可在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡以形成第二脱蜡流出物。可将至少一部分第一脱蜡流出物分级以形成至少第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物。类似地，可将至少一部分第二脱蜡流出物分级以形成至少第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物。第二润滑剂沸程产物的粘度指数可比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少5。
在一些方面中，所述加氢加工过的原料可通过在加氢加工条件下将原料加氢加工(hydroprocessing)形成。任选地，代替将加氢加工过的原料分级，轮换加工(blockprocessing)也可用于原料的初始加氢加工。在这样的方面中，可将初始原料分级以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度。在这一类型的方面中，第一润滑剂沸程级分和第二润滑剂沸程级分可分开处理以形成用于后续加氢裂化和脱蜡的加氢加工过的润滑剂沸程级分。
在一些方面中，第二催化脱蜡条件可包括高于第二加氢裂化出口温度的第二脱蜡入口温度，而第一催化脱蜡条件可包括低于第一加氢裂化出口温度的第一脱蜡入口温度。可以促进对脱蜡入口温度的这种控制，例如通过在第二催化脱蜡条件的过程中将加热的含氢料流引入第二反应器。
在一些方面中，可如下促进进料的轮换加工：在所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第一润滑剂沸程级分、ii)进一步包括在所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第二润滑剂沸程级分、或iii)i)和ii)的组合。
在一些方面中，第一反应器可进一步包括芳族饱和催化剂(aromatic saturationcatalyst)和/或第二反应器可进一步包括芳族饱和催化剂。
在一些方面中，第一润滑剂沸程产物可具有至少125的粘度指数。附加地或替代性地，第二润滑剂沸程产物可具有至少80的粘度指数。附加地或替代性地，第二润滑剂沸程产物的粘度指数可比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少15。
在一些方面中，第一脱蜡条件可基本类似于第二脱蜡条件。在一些方面中，第一加氢裂化入口温度可比第二加氢裂化入口温度高至少10℃。
任选地，所述方法可进一步包括在第三反应器中在第一芳族饱和条件(aromaticsaturation conditions)下使至少一部分第一脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第一润滑剂沸程产物的第一饱和产物。在这样的方面中，第一润滑剂沸程产物可具有2.0重量％或更低的芳族化合物(aromatics)含量。任选地，所述方法还可进一步包括在第三反应器中在第二芳族饱和条件下使至少一部分第二脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第二润滑剂沸程产物的第二饱和产物。第二润滑剂沸程产物可具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量。第一芳族饱和条件可任选基本类似于第二芳族饱和条件。第二反应器可任选进一步包含第二芳族饱和催化剂，所述至少一部分第一加氢裂化流出物在暴露于脱蜡催化剂前接触至少一部分第二芳族饱和催化剂。
在各种方面中，提供一种多反应器反应系统。所述多反应器反应系统可包括包含第一气体入口、加氢裂化反应器入口和加氢裂化反应器出口的第一反应器。第一反应器还可包括包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的第8-10族贵金属的加氢裂化催化剂。所述系统可进一步包括包含第二气体入口、脱蜡反应器入口和脱蜡反应器出口的第二反应器。第二反应器可进一步包括脱蜡催化剂。脱蜡反应器入口可与加氢裂化反应器出口流体连通。所述系统可进一步包括包含芳族饱和入口、芳族饱和出口和第一芳族饱和催化剂的第三反应器。芳族饱和入口可与脱蜡反应器出口流体连通。所述系统可进一步包括具有进料加热器流路和氢气加热器流路的加热器。进料加热器流路可与加氢裂化反应器入口流体连通。氢气加热器流路可与第一气体入口和第二气体入口流体连通。任选地，至少一部分第二芳族饱和催化剂可相对于第二反应器中的流向位于脱蜡催化剂上游。任选地，所述系统可进一步包括第三反应器，其包括与氢气加热器流路流体连通的第三气体入口。
在一些方面中，加氢裂化反应器入口可对应于第一气体入口。在一些方面中，第二气体入口可与加热氢气流路选择性流体连通。
任选地，所述系统可进一步包括第一储罐和第二储罐。第一储罐和第二储罐可与进料加热器流路选择性流体连通。第一储罐可储存第一润滑剂沸程进料且第二储罐可储存第二润滑剂沸程进料。
在各种方面中，提供一种生产润滑剂沸程产物的方法。所述方法可包括在第一反应器中在第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化润滑剂沸程级分以形成第一加氢裂化流出物。第一加氢裂化条件可相当于润滑剂沸程级分的相对于370℃的第一转化量。至少一部分第一加氢裂化流出物可在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡以形成第一脱蜡流出物。第一脱蜡入口温度可比第一加氢裂化出口温度高至少3℃。然后可在进行润滑剂沸程级分的加氢裂化的同时修改加氢裂化条件。所述润滑剂沸程级分可在第一反应器中在修改的加氢裂化条件下加氢裂化以形成第二加氢裂化流出物。修改的加氢裂化条件可相当于润滑剂沸程级分的相对于370℃的第二转化量，其与相对于370℃的第一转化量相差5重量％或更低。至少一部分第二加氢裂化流出物可在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡以形成第二脱蜡流出物。第二脱蜡入口温度可比修改的加氢裂化出口温度低至少3℃。所得第一脱蜡流出物和第二脱蜡流出物可分级以形成(任选的)燃料沸程产物和润滑剂沸程产物。任选地，脱蜡流出物可在分级之前和/或之后加氢精制(hydrofinished)以形成润滑剂沸程产物。第二润滑剂沸程产物的粘度指数可与第一润滑剂沸程产物的粘度指数相差5或更低。
所述润滑剂沸程级分可相当于适用于形成任何方便类型的润滑剂级分的原料。例如，所述润滑剂沸程级分可相当于用于重质中性基础油料生产的进料，如具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的进料；或用于光亮油生产的进料，如具有至少371℃的T10蒸馏点和15cSt或更大的在100℃下的运动粘度的进料；或用于轻质中性基础油料生产的进料，如具有343℃+部分的进料，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度。
附图简述
图1示意性显示适用于加工原料以形成至少润滑剂沸程级分的配置的一个实例。
图2示意性显示适用于加工原料以形成至少润滑剂沸程级分的配置的另一实例。
图3示意性显示适用于加工原料的配置的另一实例。
图4示意性显示包括多个反应器和多个加热氢气管线的反应系统的一个实例。
详述
综述
本文中的详述和权利要求书内的所有数值是用“大约”或“大致”修饰的所示值，并将本领域普通技术人员预期的实验误差和变动考虑在内。
在各种方面中，提供用于轮换加工原料以生产具有明显不同的粘度指数值的多个粘度等级的润滑剂基础油料的系统和方法。该系统和方法可涉及使用可在产生明显不同的粘度指数提升(viscosity index uplift)水平的条件下保持良好的芳族饱和活性的脱硫段(sweet stage)加氢裂化催化剂。任选地，包括脱硫段加氢裂化催化剂的反应器可包括附加芳族饱和催化剂。该系统和方法可进一步涉及在第二脱硫段反应器中使用芳族饱和催化剂和脱蜡催化剂的组合，以可为在脱硫加氢裂化段中发生较低转化量的产物提供额外芳族饱和活性以使芳族化合物饱和。
本文所述的系统和方法可允许以轮换加工模式运行的单一反应系统用单一原料开始并生成具有至少25、或至少30、或至少40的粘度指数差异的轻质中性和重质中性产物，同时以使轻质中性和重质中性产物的芳族化合物含量都保持在2.0重量％或更低、或1.0重量％或更低。使用没有显著初始芳族饱和活性的传统脱硫段加氢裂化催化剂和/或传统脱硫段脱蜡反应器，在衍生自单一原料的轻质中性和重质中性产物中实现这种理想的性质组合(高VI差异、低芳族化合物含量)需要单独的加工组列(processing trains)。
可基于使用分开的热氢气线路将加热的氢气引入两个或更多个脱硫段反应器来进一步促进轮换加工。脱硫段通常可包括多个反应器，如加氢裂化反应器、脱蜡反应器和加氢精制(hydrofinishing)反应器。最好将各反应器的温度设定在不同水平以提供对加工条件的改进的控制。在各种方面中，可基于通入脱硫加氢加工段中的后续反应器的加热氢气线路的使用提供对加工条件的额外控制。代替主要在初始反应器中和/或通过在来自反应器的流出物上的热交换加入热，加热氢气线路的使用能够额外控制输入后续反应器段的输入流的温度。
作为一个实例，加热氢气线路的使用可允许脱硫段反应器组列(train)在加氢裂化(第一)反应器操作的出口温度高于脱蜡(第二)反应器的入口温度的轮换操作过程中用于加工一种进料(如用于轻质中性生产的进料)。通过在用于重质中性生产的进料的加工过程中使用加热氢气线路向第二反应器递送加热氢气，同一脱硫段反应器序列可在加氢裂化反应器出口温度低于脱蜡反应器入口温度下运行。在这样的重质中性生产过程中，加氢裂化反应器的出口温度可比脱蜡反应器的入口温度低至少10℃、或至少20℃、或至少30℃。这可允许单个脱硫段反应器序列用于轮换加工，同时降低或最小化由用于重质中性生产的进料的过度裂化造成的收率损失。
除促进轮换加工外，对反应器配置中的反应器的入口和出口温度的额外控制也可允许在单一进料的加工过程中切换反应器的相对温度分布。例如，在用于润滑剂生产的脱硫加工段中，可对进料的加氢裂化和脱蜡使用分开的反应器。如上所述，通常选择第一反应器的温度以提供反应系统中的最高温段的所需温度。通过增强对反应器温度的控制，可在进料加工过程中改变相当于“最热反应器”的反应器。作为一个实例，在重质中性进料的加工过程中，相对较低温度可能对加氢裂化段而言足够，因为重质中性所需的粘度指数提升量通常小。因此，加氢裂化反应器的出口温度可低于脱蜡所需的入口温度。但是，随着加工继续和催化剂老化，可能需要越来越高的温度以保持所需粘度指数提升水平。基于这种催化剂老化，可在进料加工过程中修改温度(和/或与加氢裂化相关的其它条件)以使所得润滑剂产物的性质保持在所需范围内。这可最终导致加氢裂化反应器的出口温度高于脱蜡反应器的入口温度。例如，可以修改加氢裂化条件的温度以在加工过程中的后期，润滑剂沸程产物的粘度指数与更早时刻的产物的粘度指数相差小于5、或小于3或可能甚至小于1。在一些方面中，也可能发生脱蜡催化剂的老化。修改脱蜡过程的温度(和/或其它条件)也可用于保持所得润滑剂产物的所需倾点。例如，可以修改脱蜡条件的温度以在加工过程中的后期，润滑剂沸程产物的倾点与更早时刻的产物的倾点相差小于10℃、或小于6℃、或小于3℃。
更通常，可在任何方便类型的润滑剂进料，包括用于生产轻质中性基础油料的进料(在100℃下1.5cSt至6.0cSt)、用于生产重质中性基础油料的进料(在100℃下6.0cSt至12cSt、或6.0cSt至15cSt、或6.0cSt至20cSt)、或用于生产光亮油的进料(15cSt或更大、或20cSt或更大、或25cSt或更大、或30cSt或更大，如高达50cSt或可能更高)的加工过程中改变反应器序列中的“最热”反应器。本文所述的加热氢气线路可促进反应器相对温度的这种类型的切换。在各种方面中，在加工运行中的初始点的加氢裂化反应器的出口温度可低于脱蜡反应器的入口温度、或低至少3℃、或低至少5℃、或低至少8℃、或低至少10℃。在加工运行中的后期，加氢裂化反应器的出口温度可高于脱蜡反应器的入口温度、或高至少3℃、或高至少5℃、或高至少8℃、或高至少10℃。
在用于润滑剂基础油料生产的原料的加工过程中，可以使用两段式反应系统。第一段可相当于含硫(sour)加工段以将原料中的硫含量、氮含量和/或其它杂原子的含量减少至所需水平。第一(含硫)加工段可以是加工整个原料的阶段。或者，如果需要，第一加工段可以轮换加工模式运行。如果第一(含硫)加工段以轮换加工模式运行，则可对原料进行分离以产生包含用于所需轻质中性产物的进料的第一级分和包含用于所需重质中性产物的进料的第二级分。要指出，在转化过程中，在第二级分的加工过程中可能制成一些附加轻质中性产物。任选地，可从重质中性产物中分离出至少一部分这种附加轻质中性产物并添加到轻质中性级分中。在另一些方面中，在用于重质中性生产的进料的转化过程中制成的任何轻质中性产物可与重质中性产物保留在一起。基于重质中性产物的明显更低粘度指数，分离一部分较低粘度指数产物以与更高粘度指数的轻质中性产物合并可能是不理想的。
当选择在第一段中用于加氢处理(hydrotreating)和/或加氢裂化(hydrocracking)的条件时，可以选择条件以实现两个目标。首先，可如上所述将进料的杂原子含量降至所需量。其次，可以选择第一段条件的苛刻度以提供所需进料转化量，如相对于370℃的转化量，以使第一段流出物的343℃+部分具有所需粘度指数。根据该方面，第一段流出物的343℃+部分可具有70–90的粘度指数。附加地或替代性地，在第一段流出物分级以形成用于第二段中的轮换操作的进料时，用于生产轻质中性级分的第二段进料的343℃+部分可具有65–90的粘度指数，而用于生产重质中性级分的第二段进料可具有70–90、或75–95的粘度指数。在各种方面中，用于重质中性生产的第二段进料的粘度指数可具有比用于轻质中性生产的相应进料高至少3、或高至少5、或高至少8，如最多高15或更多的粘度指数。在轮换的(blocked)第一段进料的任选方面中，用于轻质中性生产的进料和用于重质中性生产的进料可在第一段和第二段中分开加工。在这样的任选方面中，用于轻质中性生产的第一段进料的粘度指数和/或用于重质中性生产的第一段进料的粘度指数可为10至70(或可能更高，如10至90)。
在第二段的轮换操作过程中，可以选择各进料的转化量以实现所需粘度指数提升量。对于用于轻质中性基础油料生产的进料，相对于370℃的转化量可为10重量％至80重量％、或40重量％至80重量％、或20重量％至60重量％、或40重量％至70重量％。这一转化量能够生产(在最终分级后)具有1.5cSt至6.0cSt、或2.0cSt至6.0cSt或更大、或2.0cSt至5.0cSt、或1.5cSt至4.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的轻质中性基础油料产物。轻质中性基础油料产物可具有120–140、或125–145、或130–150的粘度指数。对于用于重质中性基础油料生产的进料，相对于370℃的转化量可为1重量％至25重量％、或5重量％至25重量％、或1重量％至20重量％。这一转化量能够生产(在最终分级后)具有6.0cSt或更大、或6.5cSt或更大、或8.0cSt或更大，如高达16cSt或可能更高的在100℃下的运动粘度的重质中性基础油料产物。重质中性基础油料产物可具有80–100、或80–95、或85–100的粘度指数。在各种方面中，轻质中性基础油料产物的粘度指数可比相应的重质中性基础油料产物高至少5、或高至少15、或高至少25、或高至少35，如最多高50或更多。另外，用于轻质中性生产的进料的转化量可比用于重质中性生产的进料的转化量高至少10重量％、或高至少15重量％、或高至少20重量％。
为了实现转化量的所需差异，用于轻质中性生产的进料的加氢裂化的入口温度可比用于重质中性生产的进料的加氢裂化的入口温度高至少10℃、或高至少15℃、或高至少20℃，如最多高40℃或可能更多。任选地，由于加氢裂化入口温度的差异，可改变第二段内的反应器的相对温度。例如，用于生产轻质中性基础油料的加氢裂化入口温度通常高于脱蜡入口温度。但是，基于独立加热后续反应器的能力，用于生产重质中性基础油料的加氢裂化入口温度可任选比脱蜡入口温度冷。根据该方面，脱蜡入口温度可比加氢裂化出口温度高1℃或更多、或高10℃或更多、或高20℃或更多、或高30℃或更多，如最多高45℃(或可能更大差异)。
在第一段和第二段的轮换操作过程中选择用于加氢处理/或加氢裂化的条件时，可提供更大的灵活性。第一段中的转化量仍可足以将进料的杂原子含量降低到所需量，以使第二段可在脱硫条件下运行。但是，在第一段中可选择高于脱除杂原子的必要的转化量。只要第二段在脱硫条件下加工并实现目标粘度和粘度指数，第一和第二段的转化率的任何方便的平衡可用于轮换加工的各进料。例如，在一些方面中，可以方便地将用于重质中性生产的进料的第一段转化率降低到用于脱除杂原子的最低限度的值。这可允许在第二段中进行追加转化，以简化第二段中的各种反应器的温度的选择。类似地，在用于加工轻质中性生产的进料的第一段中进行追加转化可能有益于降低第二段中的转化要求。向第一段和/或第二段中的后续反应器提供加热氢气线路可实现选择第二段中的反应器的温度的灵活性，以可减少或最小化转化反应器的入口温度与其它反应器的入口温度之间的联系。
在第一段和第二段的轮换操作过程中，都可以选择各进料的转化量以实现所需粘度指数提升量。对于用于轻质中性基础油料生产的进料，经过含硫段和脱硫段的相对于370℃的总转化量可为40重量％至80重量％、或50重量％至80重量％、或40重量％至70重量％。这一转化量能够生产(在最终分级后)具有1.5cSt至6.0cSt、或2.0cSt至6.0cSt或更大、或2.0cSt至5.0cSt、或1.5cSt至4.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的轻质中性基础油料产物。轻质中性基础油料产物可具有120–140、或125–145、或130–150的粘度指数。对于用于重质中性基础油料生产的进料，经过含硫段和脱硫段的相对于370℃的总转化量可为20重量％至60重量％、或30重量％至50重量％、或20重量％至40重量％。这一转化量能够生产(在最终分级后)具有6.0cSt或更大、或6.5cSt或更大、或8.0cSt或更大，如高达16cSt或可能更高的在100℃下的运动粘度的重质中性基础油料产物。重质中性基础油料产物可具有80–100、或80–95、或85–100的粘度指数。在各种方面中，轻质中性基础油料产物的粘度指数可比相应的重质中性基础油料产物高至少5、或高至少15、或高至少25、或高至少35，如最多高50或更多。另外，用于轻质中性生产的进料经过含硫段和脱硫段的总转化量可比用于重质中性生产的进料的总转化量高至少10重量％、或高至少15重量％、或高至少20重量％。
传统上，尝试选择在润滑剂进料的轮换加工过程中的工艺条件时的一些困难会与在实现重质中性基础油料的一种或多种所需低温流动性质的同时实现轻质中性基础油料的所需粘度指数的竞争性目标相关。对于轻质中性基础油料生产，有益的是在相对较高温度下进行加氢裂化以提供提高的转化率和因此提高的粘度指数提升。基于加氢裂化反应器中的相对较高温度，加氢裂化的流出物可在能使脱蜡实现所需低温流动性质的温度。相反，用于重质中性基础油料生产的进料的粘度指数会通常几乎不需要额外的粘度指数提升以满足所需的产物粘度指数。因此，理想的是使用于重质中性生产的进料在相对较低温度下经过加氢裂化反应器，以降低或最小化在加氢裂化过程中可发生的收率损失。但是，这会造成加氢裂化反应器的较冷出口温度。这种较冷出口温度在脱蜡反应器中会不足以实现脱蜡反应器中的所需低温流动性质。
在常规反应系统配置中，控制反应系统的阶段的温度的主要方法可基于在进料进入该阶段的初始反应器之前使进料经过加热器。在这种类型的常规配置中，在第一反应器前的单个进料加热器的使用导致初始反应器如加氢裂化反应器的入口温度与第二反应器如脱蜡反应器的入口温度之间的联系。可使用常规冷却或骤冷料流提供加氢裂化入口温度与脱蜡入口温度之间的联系的一些修改。但是，这样的骤冷料流通常仅适用于流出物在进入下一反应器之前的冷却。在对用于重质中性生产的进料最好几乎不实施加氢裂化但需要足够高的温度实施脱蜡的情况下，常规解决方案是在比粘度指数提升所需的温度高的温度下进行加氢裂化。这导致一定的收率损失，但提供脱蜡必需的输入温度。可使用如本文所述的热氢气线路避免这种收率损失，因为热氢气线路的使用可实现加氢裂化反应器的入口温度与后续脱蜡反应器的入口温度之间的更大变化。
附加地或替代性地，在低转化量下运行第二段有可能导致第二段的加氢裂化反应器中的芳族饱和降低。为了使最终重质中性润滑剂产物中的芳族化合物保持在所需水平，可包括附加的芳族饱和催化剂床作为脱蜡反应器中的初始催化剂床(一个或多个)。这可为加氢裂化反应器的出口温度低于脱蜡反应器的目标入口温度的方面提供附加的芳族饱和活性。
当将进料在用于轮换操作的加氢加工之前分级和/或将来自第一段的加氢加工流出物分级以形成用于第二段的轮换操作的进料时，可以进行分级以产生用于轻质中性基础油料生产的进料和用于重质中性基础油料生产的进料。用于轻质中性基础油料生产的进料的343℃+部分可具有1.5cSt至6.5cSt、或2.0cSt至6.0cSt、或2.0cSt至5.0cSt、或1.5cSt至4.5cSt的在100℃下的运动粘度。要指出，用于轻质中性基础油料生产的进料可包括一些燃料沸程组分(343℃-)，因此用于轻质中性基础油料生产的第二段的整个进料的运动粘度可能低于上列范围。用于重质中性基础油料生产的进料可具有6.0cSt或更大、或6.5cSt或更大、或8.0cSt或更大，如高达16cSt或更高的在100℃下的运动粘度。要指出，用于重质中性基础油料生产的进料可相当于塔底级分，因此可具有在重质中性润滑剂基础油料的典型粘度以上的粘度。在各种方面中，用于重质中性基础油料生产的进料在100℃下的运动粘度可比用于轻质中性基础油料生产的进料在100℃下的运动粘度高至少2.0cSt、或高至少2.5cSt、或高至少3.0cSt，如最多高6.0cSt或可能更多。
作为加工的一个实例，初始原料可相当于用于润滑剂基础油料生产的典型或常规原料。第一加工段可实施初始量的加氢处理和/或加氢裂化。然后可使用第一分离段除去燃料沸程(和较低沸程)化合物。第一分离段也可用于将流出物的润滑剂沸程部分分离成用于轻质中性加工的进料和用于重质中性加工的进料。可以储存这些分开的进料，以允许加工系统的第二段的轮换操作。在第二段的轮换操作过程中，可将轻质中性进料或重质中性进料送入第一反应器并在加氢裂化条件下暴露于包括负载的贵金属如Pt和/或Pd的USY催化剂。USY催化剂可具有催化剂性质的理想组合，如24.30或更小(或24.24或更小)的晶胞尺寸、至少50(或至少80)的二氧化硅/氧化铝比和20或更小(或10或更小)的α值。用于重质中性进料的转化条件可在苛刻度上明显低于用于轻质中性进料的转化条件，因为所得重质中性产物需要较低粘度指数提升。然后可将加氢裂化流出物送入脱蜡反应器。脱蜡反应器可包括芳族饱和催化剂和脱蜡催化剂，至少一部分芳族饱和催化剂在脱蜡催化剂上游。在用于加工重质中性进料的轮换操作部分的过程中，该反应器的上游部分中的附加芳族饱和催化剂可助于降低重质中性进料的芳族化合物含量。然后可将脱蜡流出物送入加氢精制反应器以追加芳族化合物饱和。可对加氢精制前的脱蜡流出物或加氢精制流出物实施最终分离以从所需润滑剂基础油料产物中分离任何额外的燃料沸程材料和/或轻级分。
任选地，可使用再循环骤冷料流实现芳族化合物含量的进一步降低。在各种方面中，再循环骤冷料流的使用可允许USY加氢裂化反应器的流出物在没有中间分离的情况下进入脱蜡反应器，同时也实现各种温度的更好相对控制。例如，加氢裂化流出物在脱蜡反应器入口处的温度可比USY加氢裂化反应器的输入进料的温度低至少10℉(～5℃)、或低至少20℉(～10℃)，如最多低40℉(～20℃)或更多。附加地或替代性地，加氢裂化流出物在脱蜡反应器入口处的温度可比加氢裂化流出物在USY加氢裂化反应器出口处的温度低至少40℉(～20℃)、或至少50℉(～25℃)、或至少60℉(～30℃)、如最多80℉(～40℃)或更多。为了冷却加氢裂化流出物，可将20重量％至50重量％的脱蜡流出物再循环到脱蜡反应器的入口前的位置。提取用于再循环的脱蜡流出物的位置可以是在脱蜡反应器之后和在脱蜡流出物的分级之前的任何方便的位置。例如，如果脱蜡反应器包括加氢精制催化剂和/或如果脱蜡流出物在分级前送入单独的加氢精制反应器，则用于再循环料流的脱蜡流出物可相当于脱蜡和加氢精制流出物的再循环部分。在一些方面中，脱蜡反应器的重均床温度可比脱蜡反应器入口温度高15℃或更少、或高10℃或更少。
图1显示适用于原料的轮换加工以产生多个润滑剂基础油料产物的一般加工配置的一个实例。在图1中，可将加氢加工过的原料105引入分离段160，如分级塔。加氢加工过的原料105可相当于具有250wppm或更低、或100wppm或更低、或50wppm或更低的硫含量的“脱硫”原料。这样的加氢加工过的原料可相当于来自反应系统的第一段的加氢加工流出物(的至少一部分)。第一段可包括一个或多个加氢加工反应器。用于所述一个或多个加氢加工反应器的合适类型的催化剂的实例可包括加氢处理催化剂、加氢裂化催化剂和脱金属催化剂。由于第一段是含硫加工段，所述一个或多个加氢加工反应器中的催化剂通常可包括贱金属。加氢加工过的原料可通过分离段160分离形成各种产物。基于先前的加氢加工，加氢加工过的原料可包括燃料沸程化合物和/或轻级分(包括C4-化合物和/或污染气体如H2S)。加氢加工过的原料还可包括润滑剂沸程部分。除将润滑剂沸程部分与(相当大部分的)燃料沸程化合物分离外，分离段160还可将润滑剂沸程部分分离成第一润滑剂沸程级分162和第二润滑剂沸程级分167。第一润滑剂沸程级分162可储存在例如储罐170中，而第二润滑剂沸程级分167可储存在储罐174中。这可储存级分直至适当使用时间，以使反应系统的脱硫段可以轮换加工模式运行。
在轮换加工过程中，要输入加氢裂化反应器110的加氢加工过的进料175可相当于第一润滑剂沸程级分172(来自储罐170)或第二润滑剂沸程级分177(来自储罐174)。加氢加工过的进料175可在基于所得加氢裂化流出物115中的所需粘度指数提升程度选择的条件下送入加氢裂化反应器110。对于轻质中性进料，可以选择较高苛刻度条件，如具有足够转化率以使加氢裂化流出物的343℃+部分或371℃+部分具有120或更大、或125或更大、或130或更大，如高达145或可能更高的粘度指数的加氢裂化条件。对于重质中性进料，可以选择较低苛刻度条件，如具有产生粘度指数为100或更小、或95或更小、或90或更小，如低至80或可能更低的加氢裂化流出物的转化率的加氢裂化条件。加氢裂化流出物115可任选经过分离以除去较低沸点材料，或可将加氢裂化流出物115送入脱蜡反应器120。除脱蜡催化剂外，脱蜡反应器120还可包括在脱蜡催化剂上游的初始部分的芳族饱和催化剂。脱蜡反应器120可生成脱蜡流出物125。然后可将脱蜡流出物125送入加氢精制反应器140以追加芳族饱和。然后可将加氢精制流出物145分级150以将所需润滑剂产物157与加氢裂化流出物的其它部分，如轻级分和/或燃料部分151、较轻润滑剂产物级分152和/或较重部分(其可能已与重质中性级分共同加工)分离。任选地，脱蜡流出物125可在送入加氢精制反应器140前分级150。
在加氢裂化反应器110中，一个或多个催化剂床可任选含有与加氢裂化催化剂不同的催化剂。例如，加氢裂化反应器110中的初始催化剂床(或其一部分)和/或最终催化剂床(或其一部分)可包括芳族饱和催化剂以进一步降低进料的芳族化合物含量。类似地，脱蜡反应器120中的初始催化剂床(或其一部分)和/或最终催化剂床(或其一部分)可包括芳族饱和催化剂以进一步降低进料的芳族化合物含量。
图1中的配置显示与轮换操作相关的配置的细节。图2显示用于生产润滑剂基础油料的反应系统的脱硫加工段的另一配置。图2中所示的配置提供关于反应系统内的温度和流管理的一个实例的附加细节。要理解的是，图1和图2中所示的特征可分开或彼此结合使用。
在图2中，加氢加工过的进料175可在进入加氢裂化反应器110前送入进料加热器280。进料加热器280可以是适用于加热烃质进料的任何方便类型的加热器。在图2中所示的实例中，进料加热器280也可包括用于加热一部分含氢料流101的流路。进料加热器280可助于基于加氢加工过的进料175的加热和一部分含氢料流101的加热控制氢裂化反应器110和/或脱蜡反应器120的入口温度。在加热后，可将加热的加氢加工过的进料275送入加氢裂化反应器110。任选地，可在反应器110内的下游位置，如允许部分278不暴露于反应器110内的一个或多个催化剂床的位置，引入加热的加氢加工过的进料275的一部分278。关于含氢料流101，可将含氢料流的加热部分281作为进料的一部分或作为单独料流引入加氢裂化反应器110。类似地，可将含氢料流的加热部分282作为进料的一部分或作为单独料流引入脱蜡反应器120。在图2中所示的实例中，加热部分281在进入反应器110前与加热的加氢加工过的进料275混合，而加热部分282直接引入反应器120。要指出，可选择性使用含氢料流的加热部分281和加热部分282。例如，当在加氢裂化反应器110中需要较高温度时，如在用于生产高粘度指数轻质中性基础油料的加热的加氢加工过的进料275的加工过程中，可以使用加热部分281。在用于重质中性基础油料生产的相应进料的加工过程中，可省略加热部分281，并可取而代之地将未加热氢气211与加热的加氢加工过的进料275混合。另一选项是以所需比率使用加热部分281和未加热氢气211。对于脱蜡反应器120，可在加工以形成重质中性基础油料的过程中使用加热部分282，因为在用于重质中性生产的较低转化率加工过程中加氢裂化反应器110的温度会较低。因此，加氢裂化流出物115可在重质中性基础油料生产的过程中具有较低温度，而含氢料流的加热部分282可用于提高脱蜡反应器120的入口温度。如果不需要附加热(或如果需要较少的热)，可以单独或与加热部分282结合使用未加热氢气221。
除加热器280和通过加热器280加热的相关流外，要指出，也可在图2中的配置中的任何方便的位置包括热交换器(未显示)以进一步助于温度管理。
可使用冷却(或骤冷)料流223和冷氢气料流243提供进一步温度控制。冷却料流223和冷氢气料流243可分别允许控制在反应器120和140中的最终催化剂床前的温度。在图2中所示的实例中，反应器120可包括第一芳族饱和催化剂床、3个中间脱蜡催化剂床和最终芳族饱和催化剂床。冷却料流223可允许脱蜡反应器120中的进料在较低温度下暴露于最终芳族饱和催化剂。这可有益于移动进料中的芳族化合物的平衡值。类似地，冷氢气料流243可允许芳族饱和反应器140中的进料在较低温度下暴露于最终芳族饱和催化剂。
图3显示加工系统的第一段的一个实例。图3包括在加工系统的第一段中用于加工整个进料305或用于进料365的轮换(blocking)的流。为了无轮换地加工进料305，可将进料305引入加氢加工反应器390。在图3中，显示两个加氢加工反应器390和394，但要理解的是，可以使用任何方便数量的加氢加工反应器。加氢加工反应器可包括脱金属催化剂、加氢处理催化剂和/或加氢裂化催化剂。在图3中所示的实例中，可将来自反应器390的流出物392送入附加反应器394。这可相当于例如具有含有加氢处理催化剂的第一反应器390和含有(贱金属)加氢裂化催化剂的第二反应器394。任选地，可在反应器390和394之间进行分离(未显示)。在最终反应器，如图3中的反应器394后，来自最终反应器的流出物396可用作反应系统的第二段中的加氢加工过的进料。
如果运行反应系统的第一段以进行轮换加工，可首先将进料365引入分级器360以生成轻质中性进料级分362和重质中性进料级分367。这些进料级分可分别储存在储罐380和384中。轻质中性进料382或重质中性进料387可随后用作第一加氢加工反应器390的输入进料385。最终反应器流出物396可相当于可送入适当储罐(如储罐170或174)的流出物，或可将流出物直接送入反应系统中的第二段反应器。
图4示意性显示包括多个反应器的反应系统的另一实例，其可用作例如用于生产润滑剂基础油料的反应的脱硫段。图4中的配置提供可独立地加热反应系统内的多个反应器的反应系统的一个实例。这不同于常规反应系统，其中在加热反应系统时通常使用单一氢气入口和/或惰性气体入口。如果仅使用单一入口加热多反应器系统，多反应器系统中的所述多个反应器的入口温度可实质性地相关联。相反，图4中的配置可提供独立地选择多反应器系统中的所述多个反应器中的两个或更多个反应器的入口温度的额外灵活性。
在图4中，使来自氢气源405的氢气输入料流经阀406进入加热器410。在图4中所示的配置中，氢气输入料流405和进料401据显示在进入加热器之前合并以形成单个加热输出料流414。在另一些方面中，可以使用多个加热输出料流414，如含有加热氢气的第一加热输出料流和含有加热进料的第二加热输出料流。更通常，要理解的是，任何方便数量的输入和/或输出料流可与用于形成加热进料料流和加热氢气料流的一个或多个加热器410结合使用。要指出，阀406和402可分别用于控制何时使氢气405和进料401经过加热器410以形成加热输出料流414。例如，如图4中所示，如果阀406打开和阀402关闭，则加热输出料流414可相当于加热氢气料流。
加热输出料流414中的加热氢气可用于各种用途。当需要时，可将来自加热输出料流414的加热氢气送入第一反应器420。另外，可任选将第二加热氢气料流431和第三加热氢气料流441分别引入第二反应器430和第三反应器440。可在任何方便的时间引入这些任选氢气料流。因此，可在进料加工前，如在催化剂活化过程中；在进料加工过程中(如为了促进对反应系统中的反应器中的温度的独立控制)；或在进料加工后(如用于催化剂再生)使用任选氢气线路。在图4中，反应器420、430和440可代表适用于在氢气和催化剂存在下加工进料的任何方便类型的反应器。反应器420、430和440中的催化剂可以相同或不同。任选地，至少一个反应器420、430和440可含有具有高硅质载体的贵金属催化剂。更通常，可存在任何方便数量的反应器，如多个反应器。
在用于加工进料的反应器的运行过程中，可由加热输出414将进料401和氢气405引入反应器420。反应器420中的加氢加工可产生加氢加工流出物425。任选地，至少一部分加氢加工流出物425可经过热交换器426和/或另一加热或冷却装置以调节加氢加工流出物425的温度。加氢加工流出物425在任选温度调节后可随后送入反应器430。反应器430中的加氢加工可产生第二加氢加工流出物435。任选地，至少一部分第二加氢加工流出物435可经过热交换器436和/或另一加热或冷却装置以调节第二加氢加工流出物435的温度。第二加氢加工流出物435在任选温度调节后可随后送入反应器440用于加工以形成第三加氢加工流出物445。在任选温度调节446后，第三加氢加工流出物445可进一步加工、分级、储存在桶中或以任何方便的方式处置/使用。
要指出，在图4中以加热氢气线路431和441为代表的附加加热氢气线路在反应系统内除催化剂活化外还能实现其它类型的加工。作为一个实例，假想系统可在反应器430和反应器440中都包括贵金属催化剂，如在反应器430中的贵金属脱蜡催化剂和在反应器440中的贵金属加氢精制催化剂。对于这样的反应系统，会不时发生工艺“异常(upsets)”，其中不合意的进料和/或未完全加工的进料可能能够进入下游反应器，如反应器430和440。当发生这样的工艺异常时，不合意的进料可能污染反应器中的催化剂床，并且这可能导致催化剂失活和/或中毒。为了恢复催化剂活性，可能希望使反应系统中的催化剂在升高的温度下暴露于清洁进料。但是，如果唯一可得的热源是初始段的进料的加热器，则当清洁进料经过反应器时，该进料会损失温度并在进料到达反应系统中的最终反应器时明显更冷。一个选项可以是提高进入初始反应器的清洁进料温度，但大约385℃以上的温度可能在催化剂存在下导致热裂化和焦化，这对最终反应器中的温度施加有效限制。提供独立的加热氢气线路可助于在再生或清洁周期的过程中实现更高温度而不必冒着在靠前的反应器中发生催化剂焦化的风险。
要指出，图1-4中所示的配置提供互相流体连通的工艺元件的各种实例(反应器、分级器、加热器等)。工艺元件可与另一工艺元件直接流体连通或间接流体连通。例如，在图2中，加氢裂化反应器110的出口据显示与脱蜡反应器120的入口直接流体连通。基于脱蜡反应器120的居中存在，加氢裂化反应器110的出口与加氢精制反应器140间接流体连通。要指出，在直接流体连通流路内可包括不改变流的组成的工艺元件，如热交换器。
在这一论述中，可能提到在轮换操作的不同阶段的过程中在基本类似的条件下运行反应器。例如，在反应系统的第二段的轮换操作过程中，用于轻质中性基础油料生产和重质中性基础油料生产的加氢裂化条件可能明显不同，而对于这两种类型的基础油料的生产，脱蜡反应器和加氢精制反应器的条件基本类似。在这一论述中，用于运行反应器的基本类似的条件被定义为其中温度、压力、LHSV和氢气处理气体率在多种进料类型的加工之间相差小于指定相对量的加工条件。用于反应器的基本类似的条件被定义为a)在轻质中性和重质中性加工之间相差10℃或更少的入口温度；b)在轻质中性和重质中性加工之间相差10℃或更少的出口温度；c)在轻质中性和重质中性加工之间相差小于最高压力的5％的入口压力；d)在轻质中性和重质中性加工之间相差0.12hr-1或更少的LHSV；和e)在轻质中性和重质中性加工之间相差小于最高处理气体率的10％的氢气处理气体率。要指出，关于氢气处理气体率(hydrogen treat gas rate)，仅基于氢气流的流量计算流量之间的差异。如果在处理气体中存在惰性物(如氮气)，只应考虑与氢气对应的流量百分比。
在这一论述中，石脑油沸程被定义为50℉(～10℃，大致相当于戊烷异构体的最低沸点)至315℉(157℃)。喷气燃料沸程被定义为315℉(157℃)至460℉(238℃)。柴油沸程被定义为460℉(238℃)至650℉(343℃)。馏出物燃料沸程(喷气燃料+柴油)被定义为315℉(157℃)至650℉(343℃)。燃料沸程被定义为～10℃至343℃。润滑剂沸程被定义为650℉(343℃)至1050℉(566℃)。任选地，当在一个或多个加氢加工段(例如加氢处理、加氢裂化、催化脱蜡、加氢精制)后通过分级形成润滑剂沸程部分时，润滑剂沸程部分可任选相当于塔底级分，以在润滑剂沸程部分中也可能包括较高沸程化合物。沸点低于石脑油沸程的化合物(C4-)可被称为轻级分。要指出，由于在烃类级分的分级(或其它基于沸点的分离)过程中的实际考虑，根据本文所述的方法形成的燃料级分可具有与上述值对应的T5和T95蒸馏点(或T10和T90蒸馏点)，而非具有与上述值对应的初沸点/终沸点。
在这一论述中，除非另行指明，提到液体流出物或液体产物是指在25℃和100kPa-a(～1atm)下为液体的流出物或产物。
在这一论述中，可提供用于进料或流出物的各种类型的加氢加工的条件。加氢加工的实例可包括但不限于加氢处理、脱金属、加氢裂化、催化脱蜡和加氢精制/芳族饱和的一种或多种。可以通过使用至少一个控制器(如多个控制器)控制一个或多个加氢加工条件来控制这样的加氢加工条件以具有条件(例如温度、压力、LHSV、处理气体率)的所需值。在一些方面中，对于给定类型的加氢加工，至少一个控制器可与每一类型的加氢加工条件相关联。在一些方面中，可通过相关控制器控制一个或多个加氢加工条件。可通过控制器控制的结构的实例可包括但不限于控制流量、压力或其组合的阀；控制温度的热交换器和/或加热器；和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相关阀。这样的控制器可任选包括控制器反馈回路，其至少包括处理器、用于检测控制变量(例如温度、压力、流量)的值的检测器、和用于控制被控变量的值的处理器输出(例如改变阀的位置、提高或降低加热器的工作周期(duty cycle)和/或温度)。任选地，用于给定类型的加氢加工的至少一种加氢加工条件可能没有相关控制器。
第I类基础油料或基础油被定义为具有少于90重量％饱和分子和/或至少0.03重量％硫含量的基础油。第I类基础油料还具有至少80但小于120的粘度指数(VI)。第II类基础油料或基础油含有至少90重量％饱和分子和少于0.03重量％硫。第II类基础油料也具有至少80但小于120的粘度指数。第III类基础油料或基础油含有至少90重量％饱和分子和少于0.03重量％硫，粘度指数为至少120。除上述正式定义外，一些第I类基础油料可能被称为第I+类基础油料，其相当于具有103至108的VI值的第I类基础油料。一些第II类基础油料可能被称为第II+类基础油料，其相当于具有至少113的VI的第II类基础油料。一些第III类基础油料可能被称为第III+类基础油料，其相当于具有至少140的VI值的第III类基础油料。
原料
可根据本发明加氢加工多种多样的石油和化学原料。合适的原料包括全原油和残油(whole and reduced petroleum crude)、常压油(atmospheric)、循环油、瓦斯油，包括减压瓦斯油和焦化瓦斯油，轻质至重质馏出物，包括粗直馏馏出物(raw virgindistillates)，加氢裂化产物、加氢处理油、疏松石蜡、费托蜡、抽余油(raffinates)、脱沥青油和这些材料的混合物。
如上所述，原料可任选包括脱沥青油。在一些方面中，脱沥青油可相当于低提升(low lift)脱沥青油，如通过将减压渣油沸程进料(T10蒸馏点510℃或更高)脱沥青以产生大约40重量％或更低、或35重量％或更低、或30重量％或更低，如低至20重量％或可能更低的脱沥青油收率而形成的脱沥青油。这可相当于例如通过减压渣油沸程进料的常规丙烷脱沥青形成的脱沥青油。在另一些方面中，脱沥青油可相当于高提升(high lift)脱沥青油，如通过将减压渣油沸程进料(T10蒸馏点510℃或更高)脱沥青以产生至少50重量％、或至少60重量％、或至少65重量％、或至少70重量％，如高达80重量％或可能更高的脱沥青油收率而形成的脱沥青油。这可相当于例如使用C4+溶剂或C5+溶剂脱沥青而形成的脱沥青油。Cn+溶剂被定义为包括至少50重量％含有“n”个或更多碳的烷烃的烃溶剂，或至少75重量％，如直到该溶剂基本完全由含有“n”个或更多碳的烷烃构成。丁烷是C4溶剂的一个实例。戊烷、己烷和庚烷是C5+溶剂的实例。要指出，烷烃可包括正烷烃和支化烷烃。
定义原料的一种方式基于该进料的沸程。用于规定沸程的一个选项是使用进料的初沸点和/或进料的终沸点。另一选项是基于在一个或多个温度下沸腾的进料量表征进料。例如，进料的“T5”沸点/蒸馏点被定义为5重量％的进料沸腾掉(boil off)的温度。类似地，“T95”沸点/蒸馏点是95重量％的进料沸腾的温度。可以使用合适的ASTM方法，如ASTMD2887测定沸点，包括分级重量(fractional weight)沸点。
典型进料包括例如具有至少600℉(～316℃)、或至少650℉(～343℃)、或至少700℉(371℃)、或至少750℉(～399℃)的初沸点和/或T5沸点和/或T10沸点的进料。附加地或替代性地，进料的终沸点和/或T95沸点和/或T90沸点可为1100℉(～593℃)或更低、或1050℉(～566℃)或更低、或1000℉(～538℃)或更低、或950℉(～510℃)或更低。特别地，进料可具有600℉(～316℃)至1100℉(93℃)的T5至T95沸程、或650℉(～343℃)至1050℉(～566℃)的T5至T95沸程、或650℉(～343℃)至1050℉(～566℃)的T10至T90沸程。任选地，如果加氢加工也用于形成燃料，有可能使用包括较低沸程部分的进料。这样的进料可具有至少350℉(～177℃)、或至少400℉(～204℃)、或至少450℉(～232℃)的初沸点和/或T5沸点和/或T10沸点。特别地，这样的进料可具有350℉(～177℃)至1100℉(～593℃)的T5至T95沸程、或450℉(～232℃)至1050℉(～566℃)的T5至T95沸程、或350℉(～177℃)至1050℉(～566℃)的T10至T90沸程。
在一些方面中，进料的芳族化合物含量可为至少20重量％、或至少30重量％、或至少40重量％、或至少50重量％、或至少60重量％。特别地，芳族化合物含量可为20重量％至90重量％、或40重量％至80重量％、或50重量％至80重量％。
在加氢加工包括加氢处理工艺和/或含硫加氢裂化工艺的方面中，进料可具有500wppm至20000wppm或更大、或500wppm至10000wppm、或500wppm至5000wppm的硫含量。附加地或替代性地，此类进料的氮含量可为20wppm至4000wppm、或50wppm至2000wppm。在一些方面中，进料可相当于“脱硫”进料，因此进料的硫含量为10wppm至500wppm和/或氮含量为1wppm至100wppm。
在一些实施方案中，至少一部分进料可相当于衍生自生物组分来源的进料。在这一论述中，生物组分原料是指衍生自生物原料组分(来自生物组分来源，如植物、动物、鱼和/或藻类)的烃原料。要指出，对本文而言，植物脂肪/油通常是指任何植物基材料，并可包括衍生自如麻风树属植物之类来源的脂肪/油。通常，生物组分来源可包括植物脂肪/油、动物脂肪/油、鱼油、热解油和藻类脂质/油以及此类材料的组分，在一些实施方案中具体可包括一种或多种类型的脂质化合物。脂质化合物通常是不溶于水但可溶于非极性(或脂肪)溶剂的生物化合物。此类溶剂的非限制性实例包括醇、醚、氯仿、乙酸烷基酯、苯及其组合。
第二段加氢裂化
在各种方面中，用于加工原料的第二段可包括使至少一部分原料在加氢裂化条件下暴露于加氢裂化催化剂。可在第二段中的多个反应器的第一反应器中暴露于加氢裂化催化剂，而第二段加氢裂化流出物随后在一个或多个附加反应器，如包括脱蜡催化剂的反应器和/或包括加氢精制催化剂的反应器中暴露于催化剂。
加氢裂化催化剂通常含有在酸性载体(如非晶二氧化硅氧化铝；裂化沸石如USY、沸石β或ZSM-5；或酸化氧化铝)上的硫化贱金属。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。用于加氢裂化催化剂的金属的非限制性实例包括镍、镍-钴-钼、钴-钼、镍-钨、镍-钼和/或镍-钼-钨。附加地或替代性地，也可使用含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/或钯的那些。可用于贵金属和非贵金属催化剂的载体材料可包含耐火氧化物材料，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、氧化锆或其组合，氧化铝、二氧化硅、氧化铝-二氧化硅最常见(并且在一个实施方案中优选)。
在加氢裂化催化剂包括第VIII族贵金属的方面中，如用于“脱硫”加氢裂化段中的加氢裂化，所述一种或多种第VIII族金属可以0.1重量％至5.0重量％、或0.1重量％至2.0重量％、或0.3重量％至2.0重量％、或0.1重量％至1.5重量％、或0.3重量％至1.5重量％的量存在。在加氢裂化催化剂包括贱金属的方面中，氧化物形式的所述至少一种第VIII族非贵金属可通常以2重量％至40重量％，优选4重量％至15重量％的量存在。氧化物形式的所述至少一种第VIB族金属可通常以2重量％至70重量％，优选对于负载型催化剂6重量％至40重量％或10重量％至30重量％的量存在。这些重量百分比基于催化剂的总重量计。在一些方面中，合适的加氢裂化催化剂可包括作为金属负载在加氢裂化催化剂上的镍/钼、镍/钨或镍/钼/钨。
在一些方面中，加氢裂化催化剂可包括选择性裂化支化烃和/或环状烃的大孔分子筛。沸石Y，如超稳沸石Y(USY)是选择性裂化支化烃和环状烃的沸石分子筛的一个实例。根据该方面，USY沸石中的二氧化硅/氧化铝比可为至少10，如至少15、或至少25、或至少50、或至少100。根据该方面，USY沸石的晶胞尺寸可为24.50埃或更小，如24.45埃或更小，或24.40埃或更小，或24.35埃或更小，如24.30埃(或更小)。在另一些方面中，在加氢裂化催化剂中可以使用各种其它类型的分子筛，如沸石β和ZSM-5。另一些类型的合适分子筛可包括具有10元环孔隙通道或12元环孔隙通道的分子筛。具有10元环孔隙通道或12元环孔隙通道的分子筛的实例包括具有选自MRE、MTT、EUO、AEL、AFO、SFF、STF、TON、OSI、ATO、GON、MTW、SFE、SSY或VET的沸石骨架结构的分子筛。
在一些方面中，用于加工原料的第二段可对应于使至少一部分原料暴露于具有理想的性质组合的USY催化剂。可在催化剂上添加负载的金属前测量性质。USY催化剂可具有
Figure BDA0002371073320000251
或更小、或
Figure BDA0002371073320000252
或更小、或
Figure BDA0002371073320000253
Figure BDA0002371073320000254
或更小的晶胞尺寸。附加地或替代性地，USY催化剂可具有至少50、或至少70、或至少90、或至少100、或至少110、或至少120、或至少125、和任选高达250或更大、或不超过1000的二氧化硅/氧化铝比。这种二氧化硅/氧化铝比水平可相当于该催化剂的“脱铝”形式。附加地或替代性地，USY催化剂可具有20或更小、或10或更小的α值。α值试验是催化剂的裂化活性的量度并描述在美国专利No.3,354,078和Journal of Catalysis,Vol.4,第527页(1965)；Vol.6,第278页(1966)；和Vol.61,第395页(1980)中，各自关于该描述经此引用并入本文。本文中使用的该试验的实验条件包括538℃的恒定温度和Journal of Catalysis,Vol.61,第395页中详细描述的可变流量。
USY加氢裂化催化剂还可包括粘结剂材料。合适的粘结剂材料包括选自金属氧化物、沸石、磷酸铝、聚合物、碳和粘土的材料。最优选地，粘结剂由至少一种金属氧化物构成，优选选自二氧化硅、氧化铝、二氧化硅-氧化铝、非晶铝硅酸盐、硼、二氧化钛和氧化锆。优选地，粘结剂选自二氧化硅、氧化铝和二氧化硅-氧化铝。在一个优选实施方案中，粘结剂由拟薄水铝石(pseudoboehmite)氧化铝构成。
催化剂可含有总最终加氢裂化催化剂的0至99重量％的粘结剂材料、或25至80重量％、或35至75重量％、或50至65重量％。在另一些优选实施方案中，加氢裂化催化剂可以是少于80重量％粘结剂材料、或少于75重量％、或少于65重量％、或少于50重量％。
含USY沸石的加氢裂化催化剂还可含有附加沸石或分子筛。在一些方面中，加氢裂化催化剂可进一步包含下列分子筛的至少一种：beta、ZSM-5、ZSM-11、ZSM-57、MCM-22、MCM-49、MCM-56、ITQ-7、ITQ-27、ZSM-48、丝光沸石、沸石L、镁碱沸石、ZSM-23MCM-68、SSZ-26/-33、SAPO-37、ZSM-12、ZSM-18和EMT八面沸石。在这样的方面中，加氢裂化催化剂可含有基于最终催化剂计至少10重量％，更优选至少25重量％，再更优选至少35重量％或甚至至少50重量％的量的EMY沸石，特别是在使用粘结剂时。
USY加氢裂化催化剂还可包括负载在催化剂上的至少一种氢化金属组分。这样的氢化金属组分的实例可包括选自IUPAC周期表的第8-10族的一种或多种贵金属。任选但优选地，加氢裂化催化剂可包括选自Pt、Pd、Rh和Ru(贵金属)或其组合的至少一种第8/9/10族金属。在一个方面中，加氢裂化催化剂可包含选自Pt、Pd或其组合的至少一种第8/9/10族金属。在一个方面中，加氢裂化催化剂可包含Pt。所述至少一种氢化金属可通过本领域中已知的任何技术并入催化剂中。用于将活性金属并入本文中的催化剂的优选技术是初湿含浸技术(incipient wetness technique)。
催化剂中的活性金属的量可为催化剂的至少0.1重量％、或至少0.15重量％、或至少0.2重量％、或至少0.25重量％、或至少0.3重量％、或催化剂的至少0.5重量％。对于第8/9/10族金属是Pt、Pd、Rh、Ru或其组合的实施方案，活性金属的量优选为0.1至5重量％，更优选0.2至4重量％，再更优选0.25至3.5重量％。
在第二段中(在硫含量为250wppm或更低、或100wppm或更低的“脱硫”条件下)的加氢裂化条件可包括200至450℃，优选270至400℃的温度、1.8至34.6MPag(～250至～5000psi)，优选4.8至20.8MPag的氢气分压、0.2至10hr-1，优选0.5至3.0hr-1的液时空速、和35.6至1781m3/m3(～200至～10,000SCF/B)，优选178至890.6m3/m3(～1000至～5000scf/B)的氢气循环率。附加地或替代性地，条件可包括600℉(～343℃)至815℉(～435℃)的温度、500psig至3000psig(～3.5MPag至～20.9MPag)的氢气分压和213m3/m3至1068m3/m3(～1200SCF/B至～6000SCF/B)的氢气处理气体率。
用于本文所述的方法的合适的沸石Y催化剂的实例可包括基于聚集Y沸石(或Meso-Y)和Extra Mesoporous Y("EMY")沸石的催化剂。聚集Y沸石(Meso-Y)的附加描述可见于美国专利8,778,171，其关于聚集Y沸石和制造含聚集Y沸石的催化剂的方法的描述经此引用并入本文。Extra Mesoporous Y沸石的附加描述可见于美国专利8,932,454，其关于EMY沸石和制造含EMY沸石的催化剂的方法的描述经此引用并入本文。
第一加氢加工段–加氢处理和/或加氢裂化
在各种方面中，第一加氢加工段可用于改进用于润滑剂基础油生产的原料的一种或多种品质。原料的改进的实例可包括但不限于降低进料的杂原子含量、对进料实施转化以提供粘度指数提升和/或对进料实施芳族饱和。
关于杂原子脱除，初始加氢加工段(加氢处理和/或加氢裂化)中的条件可足以将加氢加工流出物的硫含量降低到250wppm或更低、或200wppm或更低、或150wppm或更低、或100wppm或更低、或50wppm或更低、或25wppm或更低、或10wppm或更低。特别地，加氢加工流出物的硫含量可为1wppm至250wppm、或1wppm至50wppm、或1wppm至10wppm。附加地或替代性地，初始加氢加工段中的条件可足以将氮含量降低到100wppm或更低、或50wppm或更低、或25wppm或更低、或10wppm或更低。特别地，氮含量可为1wppm至100wppm、或1wppm至25wppm、或1wppm至10wppm。
在包括加氢处理作为初始加氢加工段的一部分的方面中，加氢处理催化剂可包含任何合适的加氢处理催化剂，例如包含至少一种第8-10族非贵金属(例如选自Ni、Co及其组合)和至少一种第6族金属(例如选自Mo、W及其组合)，任选包括合适的载体和/或填料(例如包含氧化铝、二氧化硅、二氧化钛、氧化锆或其组合)的催化剂。根据本发明的方面的加氢处理催化剂可以是本体催化剂或负载型催化剂。制造负载型催化剂的技术是本领域中公知的。制造本体金属催化剂粒子的技术是已知的并且先前描述在例如美国专利No.6,162,350中，其经此引用并入本文。本体金属催化剂粒子可通过所有金属催化剂前体在溶液中的方法或通过至少一种前体至少部分为固体形式、任选但优选地同时至少另一前体仅以溶液形式提供的方法制造。可以例如通过提供在溶液中还包括固体和/或沉淀金属(如以悬浮粒子的形式)的金属前体溶液实现至少部分以固体形式提供金属前体。例如，合适的加氢处理催化剂的一些实例尤其描述在美国专利Nos.6,156,695、6,162,350、6,299,760、6,582,590、6,712,955、6,783,663、6,863,803、6,929,738、7,229,548、7,288,182、7,410,924和7,544,632、美国专利申请公开Nos.2005/0277545、2006/0060502、2007/0084754和2008/0132407、和国际公开Nos.WO 04/007646、WO 2007/084437、WO 2007/084438、WO 2007/084439和WO2007/084471的一个或多个中。优选的金属催化剂包括在氧化铝上的钴/钼(1-10％Co作为氧化物、10-40％Mo作为氧化物)、镍/钼(1-10％Ni作为氧化物、10-40％Co作为氧化物)、或镍/钨(1-10％Ni作为氧化物、10-40％W作为氧化物)。
在各种方面中，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500psig(～3.4MPag)至3000psig(～20.8MPag)、或800psig(～5.5MPag)至2500psig(～17.2MPag)的压力；0.2-10h-1的液时空速(LHSV)；和200scf/B(35.6m3/m3)至10,000scf/B(1781m3/m3)、或500(89m3/m3)至10,000scf/B(1781m3/m3)的氢气处理率。
加氢处理催化剂通常是含有第6族金属和第8-10族非贵金属，即铁、钴和镍及其混合物的那些。这些金属或金属混合物通常作为氧化物或硫化物存在于耐火金属氧化物载体上。合适的金属氧化物载体包括低酸性氧化物，如二氧化硅、氧化铝或二氧化钛，优选氧化铝。在一些方面中，优选的氧化铝可相当于具有50至
Figure BDA0002371073320000281
或75至
Figure BDA0002371073320000282
的平均孔径；100至300m2/g、或150至250m2/g的表面积；和/或0.25至1.0cm3/g、或0.35至0.8cm3/g的孔隙体积的多孔氧化铝，如γ或η。载体优选没有用卤素如氟促进，因为这通常提高载体的酸度。
或者，加氢处理催化剂可以是本体金属催化剂，或负载型和本体金属催化剂的堆叠床的组合。本体金属是指该催化剂无负载，其中本体催化剂粒子包含基于本体催化剂粒子的总重量计30-100重量％的至少一种第8-10族非贵金属和至少一种第6族金属，作为金属氧化物计算，并且其中本体催化剂粒子具有至少10m2/g的表面积。本文所用的本体金属加氢处理催化剂还优选包含基于粒子总重量计50至100重量％，再更优选70至100重量％的至少一种第8-10族非贵金属和至少一种第6族金属，作为金属氧化物计算。第6族和第8-10族非贵金属的量容易通过TEM-EDX测定(be determined VIB TEM-EDX)。
包含一种第8-10族非贵金属和两种第6族金属的本体催化剂组合物是优选的。已经发现，在这种情况下，该本体催化剂粒子抗烧结。因此在使用过程中保持本体催化剂粒子的活性表面积。第6族与第8-10族非贵金属的摩尔比通常为10:1-1:10，优选3:1-1:3。在核-壳结构粒子的情况下，这些比率当然适用于壳中所含的金属。如果在本体催化剂粒子中含有多于一种第6族金属，则不同的第6族金属的比率通常不重要。当施加多于一种第8-10族非贵金属时，这同样适用。在钼和钨作为第6族金属存在的情况下，钼:钨比优选位于9:1-1:9的范围内。第8-10族非贵金属优选包含镍和/或钴。更优选第6族金属包含钼和钨的组合。优选使用镍/钼/钨和钴/钼/钨和镍/钴/钼/钨的组合。这些类型的沉淀物看起来抗烧结。因此，在使用过程中保持沉淀物的活性表面积。金属优选作为相应金属的氧化化合物存在，或如果催化剂组合物已硫化，作为相应金属的硫化化合物存在。
在一些任选方面中，本文所用的本体金属加氢处理催化剂具有至少50m2/g，更优选至少100m2/g的表面积。在这样的方面中，还希望该本体金属加氢处理催化剂的孔径分布与常规加氢处理催化剂之一大致相同。本体金属加氢处理催化剂可具有0.05-5ml/g、或0.1-4ml/g、或0.1-3ml/g、或0.1-2tag的通过氮气吸附测得的孔隙体积。优选不存在小于1nm的孔隙。该本体金属加氢处理催化剂可具有至少50nm或至少100nm的中值直径。该本体金属加氢处理催化剂可具有不大于5000μm或不大于3000μm的中值直径。在一个实施方案中，中值粒径在0.1-50μm的范围内，最优选在0.5-50μm的范围内。
在包括加氢裂化作为初始加氢加工段的一部分的方面中，初始段加氢裂化催化剂可包含任何合适或标准的加氢裂化催化剂，例如选自沸石β、沸石X、沸石Y、八面沸石、超稳Y(USY)、脱铝Y(Deal Y)、丝光沸石、ZSM-3、ZSM-4、ZSM-18、ZSM-20、ZSM-48及其组合的沸石基底，所述沸石基底可有利地负载一种或多种活性金属(例如(i)第8-10族贵金属，如铂和/或钯或(ii)第8-10族非贵金属，如镍、钴、铁及其组合，和第6族金属，如钼和/或钨)。在这一论述中，沸石材料被定义为包括具有公认沸石骨架结构，如International ZeoliteAssociation认可的骨架结构的材料。这样的沸石材料可相当于硅铝酸盐、硅铝磷酸盐、铝磷酸盐和/或可用于形成沸石骨架结构的原子的其它组合。除沸石材料外，其它类型的结晶酸性载体材料也可能合适。任选地，沸石材料和/或其它结晶酸性材料可与其它金属氧化物如氧化铝、二氧化钛和/或二氧化硅混合或粘结。
第一段中(或在含硫条件下)的加氢裂化工艺可在200℃至450℃的温度、250psig至5000psig(～1.8MPag至～34.6MPag)的氢气分压、0.2h-1至10h-1的液时空速和35.6m3/m3至1781m3/m3(～200SCF/B至～10,000SCF/B)的氢气处理气体率下进行。通常，在大多数情况下，该条件可包括300℃至450℃的温度、500psig至2000psig(～3.5MPag至～13.9MPag)的氢气分压、0.3h-1至2h-1的液时空速和213m3/m3至1068m3/m3(～1200SCF/B至～6000SCF/B)的氢气处理气体率。
任选地，可包括脱金属催化剂作为初始加工段的一部分。可以使用用于脱金属的常规催化剂和条件。在一些方面中，在加氢处理反应器中可包括初始脱金属催化剂床，以在加氢处理条件下进行脱金属。
附加第二段加工–脱蜡和加氢精制/芳族饱和
在第一段中加氢加工后，可以分离加氢加工流出物。在一些方面中，该分离可相当于主要致力于分离在杂原子脱除过程中生成的污染气体(H2S、NH3)的分离。在一些方面中，可分离出加氢加工流出物的附加较低沸点部分，如石脑油和/或柴油沸程部分。在这样的方面中，润滑剂沸程部分(任选包括柴油沸程部分和/或其它加氢加工塔底物)可通过催化脱蜡和/或加氢精制或芳族饱和进一步加工。
在各种方面中，可作为第二或后续加工段的一部分包括催化脱蜡。优选地，脱蜡催化剂是主要通过将烃原料异构化实施脱蜡的沸石(和/或沸石晶体)。该催化剂更优选是具有一维孔隙结构的沸石。合适的催化剂包括10元环孔隙沸石，如EU-1、ZSM-35(或镁碱沸石)、ZSM-11、ZSM-57、NU-87、SAPO-11和ZSM-22。优选的材料是EU-2、EU-11、ZBM-30、ZSM-48或ZSM-23。ZSM-48最优选。要指出，具有二氧化硅/氧化铝比为20:1至40:1的ZSM-23结构的沸石有时可被称为SSZ-32。与上述材料同构的其它沸石晶体包括Theta-1、NU-10、EU-13、KZ-1和NU-23。
在各种实施方案中，脱蜡催化剂可进一步包括金属氢化组分。该金属氢化组分通常是第6族和/或第8-10族金属。该金属氢化组分优选是第8-10族贵金属。该金属氢化组分优选是Pt、Pd或其混合物。在另一优选实施方案中，该金属氢化组分可以是第8-10族非贵金属与第6族金属的组合。合适的组合可包括Ni、Co或Fe与Mo或W的组合，优选Ni与Mo或W的组合。
金属氢化组分可以任何方便的方式添加到脱蜡催化剂中。用于添加金属氢化组分的一种技术是通过初湿含浸。例如，在将沸石和粘结剂合并后，可将合并的沸石和粘结剂挤出成催化剂粒子。这些催化剂粒子可随后暴露于含有合适的金属前体的溶液。或者，可通过离子交换将金属添加到催化剂中，其中在挤出前将金属前体添加到沸石(或沸石和粘结剂)的混合物中。
脱蜡催化剂中的金属量可为催化剂的至少0.1重量％、或至少0.15重量％、或至少0.2重量％、或至少0.25重量％、或至少0.3重量％、或催化剂的至少0.5重量％。该催化剂中的金属量可为催化剂的20重量％或更低、或10重量％或更低、或5重量％或更低、或2.5重量％或更低、或1重量％或更低。对于该金属是Pt、Pd、另一第8-10族贵金属或其组合的方面，金属量可为0.1至5重量％，优选0.1至2重量％、或0.25至1.8重量％、或0.4至1.5重量％。对于该金属是第8-10族非贵金属与第6族金属的组合的方面，金属总量可为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％。
优选地，脱蜡催化剂可以是具有低二氧化硅/氧化铝比的催化剂。例如，对于ZSM-48，沸石中的二氧化硅/氧化铝比可小于200:1、或小于110:1、或小于100:1、或小于90:1、或小于80:1。特别地，二氧化硅/氧化铝比可为30:1至200:1、或60:1至110:1、或70:1至100:1。
脱蜡催化剂还可包括粘结剂。在一些实施方案中，用于根据本发明的方法的脱蜡催化剂使用低表面积粘结剂配制，低表面积粘结剂代表具有100m2/g或更低、或80m2/g或更低或70m2/g或更低，如低至40m2/g或更低的表面积的粘结剂。
或者，可以选择粘结剂和沸石粒度以向催化剂提供所需的微孔表面积/总表面积比率。在根据本公开使用的脱蜡催化剂中，微孔表面积相当于来自脱蜡催化剂中的沸石的一维孔隙的表面积。总表面积相当于微孔表面积加上外表面积。催化剂中所用的任何粘结剂对微孔表面积没有贡献并且不显著增加该催化剂的总表面积。外表面积代表总催化剂表面积减去微孔表面积的余量(balance)。粘结剂和沸石都对外表面积的值作出贡献。优选地，脱蜡催化剂的微孔表面积/总表面积比率等于或大于25％。
沸石(或其它沸石材料)可以任何方便的方式与粘结剂合并。例如，可通过由沸石和粘结剂的粉末开始、与外加的水合并和研碎粉末以形成混合物、然后将该混合物挤出以产生所需尺寸的粘结型催化剂而制造粘结型催化剂。也可使用挤出助剂改变沸石和粘结剂混合物的挤出流动性质。该催化剂中的骨架氧化铝的量可为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％。
在再一实施方案中，也可使用由两种或更多种金属氧化物构成的粘结剂。在这样的实施方案中，低表面积粘结剂的重量百分比优选大于较高表面积粘结剂的重量百分比。
或者，如果用于形成混合金属氧化物粘结剂的两种金属氧化物都具有足够低的表面积，该粘结剂中的各金属氧化物的比例较不重要。当使用两种或更多种金属氧化物形成粘结剂时，可通过任何方便的方法将这两种金属氧化物并入催化剂中。例如，可在沸石粉末的形成过程中，如在喷雾干燥过程中将一种粘结剂与沸石混合。然后可在挤出前将喷雾干燥的沸石/粘结剂粉末与第二金属氧化物粘结剂混合。在一个方面中，脱蜡催化剂可以是自粘结的并且不含粘结剂。在催化脱蜡区中的工艺条件可包括200至450℃，优选270至400℃的温度、1.8至34.6mPa(～250至～5000psi)，优选4.8至20.8mPa的氢气分压、0.2至10hr-1，优选0.5至3.0hr-1的液时空速和35.6至1781m3/m3(～200至～10,000scf/B)，优选178至890.6m3/m3(～1000至～5000scf/B)的氢气循环率。
在各种方面中，还可提供加氢精制和/或芳族饱和工艺。加氢精制和/或芳族饱和可在脱蜡之前和/或在脱蜡之后进行。加氢精制和/或芳族饱和可在分级之前或之后进行。如果加氢精制和/或芳族饱和在分级之后进行，则可对分级产物的一个或多个部分实施加氢精制，如对一个或多个润滑剂基础油料部分实施。或者，可将来自最后一个加氢裂化或脱蜡工艺的全部流出物加氢精制和/或实施芳族饱和。
在一些情况下，加氢精制工艺和芳族饱和工艺可以是指使用相同催化剂实施的单一工艺。或者，可以提供一种类型的催化剂或催化剂体系以实施芳族饱和，同时第二种催化剂或催化剂体系可用于加氢精制。出于实用原因，加氢精制和/或芳族饱和工艺通常在与脱蜡或加氢裂化工艺分开的反应器中进行，例如以利于对加氢精制或芳族饱和工艺使用更低的温度。但是，在加氢裂化或脱蜡工艺后但在分级前的附加加氢精制反应器在概念上仍可被视为反应系统的第二段的一部分。
加氢精制和/或芳族饱和催化剂可包括含有第6族金属、第8-10族金属及其混合物的催化剂。在一个实施方案中，优选金属包括至少一种具有强氢化功能的金属硫化物。在另一实施方案中，加氢精制催化剂可包括第8-10族贵金属，如Pt、Pd或其组合。金属混合物也可作为本体金属催化剂存在，其中金属量为催化剂的大约30重量％或更高。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。用于芳族饱和的优选加氢精制催化剂包含在多孔载体上的至少一种具有相对较强氢化功能的金属。典型的载体材料包括非晶或结晶氧化物材料，如氧化铝、二氧化硅和二氧化硅-氧化铝。该载体材料也可改性，如通过卤化或特别是氟化。该催化剂的金属含量通常对非贵金属而言高达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催化剂类别或家族的结晶材料。M41S家族的催化剂是具有高二氧化硅含量的中孔材料。实例包括MCM-41、MCM-48和MCM-50。这一类别的优选成员是MCM-41。如果对芳族饱和和加氢精制使用分开的催化剂，可以基于对芳族饱和的活性和/或选择性选择芳族饱和催化剂，同时可以基于改进产品规格(如产品颜色)和减少多核芳族化合物的活性选择加氢精制催化剂。
加氢精制条件可包括125℃至425℃，优选180℃至280℃的温度、500psig(～3.4MPag)至3000psig(～20.7MPag)，优选1500psig(～10.3MPag)至2500psig(～17.2MPag)的总压力和0.1hr-1至5hr-1，优选0.5hr-1至1.5hr-1的液时空速(LHSV)。
可在第二或后续段后的一个或多个位置进行第二分级或分离。在一些方面中，可在第二段中的加氢裂化之后在脱硫条件下在USY催化剂存在下进行分级。第二段加氢裂化流出物的至少润滑剂沸程部分可随后送往脱蜡和/或加氢精制反应器以供进一步加工。在一些方面中，可在第二分级之前进行加氢裂化和脱蜡。在一些方面中，可在第二分级之前进行加氢裂化、脱蜡和芳族饱和。任选地，可在第二分级之前、在第二分级之后或在之前和之后都进行芳族饱和和/或加氢精制。
实施例1–轻质中性和重质中性的轮换加工
下面是预测性实施例。使用类似于图1至3中所示的配置的加工配置加工原料以形成轻质中性基础油料产物和重质中性基础油料产物。在第一(含硫)加工段中加工全范围进料。然后使用分级形成分别用于轻质中性基础油料生产和重质中性基础油料生产的加氢加工过的进料。在分级后，用于轻质中性基础油料生产的进料具有85的粘度指数且用于重质中性基础油料生产的进料具有90的粘度指数。然后使用轮换操作加工这些进料。轻质中性进料在第二段加氢裂化反应器中的转化率足以产生具有135的粘度指数和大约4.0cSt的粘度的轻质中性基础油料产物。轻质中性进料在第二段加氢裂化反应器中的转化量为相对于370℃大约60重量％。重质中性进料在第二段加氢裂化反应器中的转化率足以产生具有95的粘度指数和大约11cSt的粘度的重质中性基础油料产物。重质中性进料在第二段加氢裂化反应器中的转化量为相对于370℃大约10重量％。
实施例2–在重质中性加工过程中的反应器温度管理
下面是预测性实施例。可以使用类似于图2的加工配置进行用于重质中性原料生产(如作为用于生产多种润滑剂基础油料的加工配置的轮换操作的一部分的重质中性原料生产)的第二段加工。在这一实施例中，第一反应器段(在图2中显示为110)中的至少一个初始催化剂床相当于芳族饱和催化剂床。另外，第一反应器段中的至少一个后续催化剂床相当于加氢裂化催化剂床，如包括负载在USY沸石上的Pt的加氢裂化催化剂。因此，第一反应器段相当于加氢裂化段。在这一实施例中，第二反应器(在图2中显示为120)中的至少一个初始催化剂床相当于脱蜡催化剂床。因此，第二反应器段相当于脱蜡段。任选地，第二反应器中的至少一个后续催化剂床可相当于芳族饱和催化剂。要指出，在这一实施例中提到催化剂床被理解为包括其中床仅部分填充一种类型的催化剂和/或其中用于容纳催化剂的单个反应器床含有不同催化剂类型的多个层(或堆叠床)的配置。第三反应器(在图2中显示为140)可包括一个或多个芳族饱和催化剂床。
在这一实施例中，在重质中性进料的加工开始时，第一(加氢裂化)反应器所需的温度可能低。初始低温可部分归因于只需有限量的粘度指数提升就可满足重质中性生产的所需目标和/或部分归因于反应器中的催化剂的相对较高活性。作为一个实例，第一反应器入口的运行开始温度(start of run temperature)可为560℉(293℃)。基于反应器中的反应，第一反应器出口的运行开始温度可为585℉(307℃)。这一温度可低于进行脱蜡以实现最终重质中性产物的低温流动性质的所需目标的所需温度。例如，第二反应器入口的运行开始温度可为600℉(316℃)。
在一段时间后，重质中性进料的加工可导致各种反应器中的催化剂的失活。这种老化可归因于焦炭形成和/或加氢加工催化剂由于在加氢加工条件下暴露于进料而发生活性降低的任何其它典型原因。为补偿催化剂老化，可以提高第一反应器的温度以仍实现所需粘度指数提升量，同时可提高第二反应器的温度以实现低温流动性质的所需改进量。由于脱蜡催化剂通常比加氢裂化催化剂老化得慢，第一反应器所需的温度提高量可高于第二反应器所需的量。因此，到加工运行结束时，第一反应器的入口温度可为575℃。在这一较高温度下，可发生更多反应，以致第一反应器入口和第一反应器出口的温度之间的差异更大。第一反应器出口的运行结束温度可为640℉(338℃)。任选地，这种较大差异的一部分也可对应于在初始芳族饱和催化剂床和后续加氢裂化催化剂床之间除去骤冷料流。相反，脱蜡催化剂的催化剂老化量可导致更适度的温度提高，以致在运行结束时第二反应器的反应器入口温度可为630℉(332℃)。
基于第一反应器出口温度和第二反应器入口温度之间的差异的比较，第一和第二反应器之间的温度分布在加工运行开始和加工运行结束之间反转。在加工运行开始时，第一反应器出口温度比第二反应器入口温度低9℃。在加工运行结束时，第一反应器出口温度比第二反应器入口温度高6℃。可以使用加热氢气线路281和/或282以利于实现这些所需温度差。例如，在加工运行开始时，可向第二反应器输送附加的加热氢气以提供实现脱蜡所需的运行开始温度所需的附加温度。附加地或替代性地，可以使用热交换器提供这种升温。随时间经过，可减少经加热氢气线路282输送的加热氢气的量，直至在加工运行过程中的某一时刻，脱蜡反应器的入口温度落到低于加氢裂化反应器的出口温度。随着加工运行继续，可任选使用加热氢气线路281为第一(加氢裂化)反应器提供附加的热。附加地或替代性地，可使用进料的附加加热实现抵消催化剂老化所需的第一反应器的升温。
也可发生有序反应器温度(order reactor temperatures)的类似转换，例如在用于光亮油生产的进料的第二段加工过程中。在这一附加实施例中，可以使用上述相同类型的催化剂体系。加氢裂化反应器入口/加氢裂化反应器出口的运行开始温度可为560℉(293℃)/585℉(307℃)，这类似于用于重质中性加工实施例的相应温度。部分由于最终产物所需的较高粘度指数提升量，加氢裂化反应器入口/出口的运行结束温度可为610℉(321℃)/700℉(371℃)。对于脱蜡，运行开始入口温度可为650℉(343℃)，而运行结束入口温度可为690℉(366℃)。因此，对于这一实施例，在运行开始时加氢裂化反应器的出口比脱蜡入口冷大于30℃，而在运行结束时加氢裂化反应器的出口比脱蜡入口热5℃。
附加实施方案
实施方案1.一种使用轮换操作生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：将加氢加工过的原料分级以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分，第一润滑剂沸程级分的343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二润滑剂沸程级分任选具有大于第一润滑剂沸程级分的粘度指数的粘度指数；在第一反应器中在包含第一加氢裂化入口温度和第一加氢裂化出口温度的第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第一润滑剂沸程级分以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢裂化条件包含10重量％至80重量％的所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率；在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物；在第一反应器中在第二加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第二润滑剂沸程级分以形成第二加氢裂化流出物，第二加氢裂化条件包含1重量％至25重量％的所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率，第二加氢裂化条件包含第二加氢裂化入口温度和第二加氢裂化出口温度，第一加氢裂化条件的相对于370℃的转化率比第二加氢裂化条件的相对于370℃的转化率高至少10重量％(或高至少20重量％、或高至少30重量％)；在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物；分级至少一部分第一脱蜡流出物以形成至少第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和分级至少一部分第二脱蜡流出物以形成至少第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物，第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少5(或至少15、或至少25)。
实施方案2.实施方案1的方法，其进一步包含在加氢加工条件下加氢加工原料以形成加氢加工过的原料。
实施方案3.一种使用轮换操作生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：分级原料以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二润滑剂沸程级分任选具有大于第一润滑剂沸程级分的粘度指数的粘度指数；在第一加氢加工条件下加氢加工至少一部分第一润滑剂沸程级分以形成第一加氢加工流出物；在第一反应器中在第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第一加氢加工流出物以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢加工条件和第一加氢裂化条件包含相对于370℃40重量％至80重量％的第一润滑剂沸程级分的总转化率；在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物；在第二加氢加工条件下加氢加工至少一部分第二润滑剂沸程级分以形成第二加氢加工流出物；在第一反应器中在第二加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第二加氢加工流出物以形成第二加氢裂化流出物，第二加氢加工条件和第二加氢裂化条件包含相对于370℃20重量％至60重量％的第二润滑剂沸程级分的总转化率；在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物；分级至少一部分第一脱蜡流出物以形成至少第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和分级至少一部分第二脱蜡流出物以形成至少第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物，第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少5(或至少15、或至少25)。
实施方案4.上述实施方案任一项的方法，其中第二催化脱蜡条件包含高于第二加氢裂化出口温度(或高至少5℃、或高至少10℃、或至少20℃、或至少30℃)的第二脱蜡入口温度，或其中第一催化脱蜡条件包含低于第一加氢裂化出口温度(或低至少5℃、或低至少10℃、或低至少20℃)的第一脱蜡入口温度，或其组合。
实施方案5.上述实施方案任一项的方法，其中第二催化脱蜡条件包含将加热的含氢料流引入第二反应器。
实施方案6.上述实施方案任一项的方法，其中加氢加工过的原料、第一润滑剂沸程级分和第二沸程级分的一种或多种包含100wppm或更少的硫；或其中所述加氢裂化催化剂包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的贵金属；或其中所述加氢裂化催化剂包含具有
Figure BDA0002371073320000391
或更小的晶胞尺寸、至少50的二氧化硅/氧化铝比和20或更小的α值的USY沸石；或其组合。
实施方案7.上述实施方案任一项的方法，其中加氢加工过的原料的分级进一步包括形成燃料沸程级分。
实施方案8.上述实施方案任一项的方法，i)进一步包括在所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第一润滑剂沸程级分，ii)进一步包括在所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第二润滑剂沸程级分，或iii)i)和ii)的组合。
实施方案9.上述实施方案任一项的方法，其中第一反应器进一步包含芳族饱和催化剂，其中第二反应器进一步包含芳族饱和催化剂、或其组合。
实施方案10.上述实施方案任一项的方法，其中第一润滑剂沸程产物包含至少125(或至少130或至少135)的粘度指数；或其中第二润滑剂沸程产物包含至少80(或至少85或至少90)的粘度指数；或其中第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少15(或至少25)；或其组合。
实施方案11.上述实施方案任一项的方法，其中第一脱蜡条件基本类似于第二脱蜡条件；或其中第一加氢裂化入口温度比第二加氢裂化入口温度高至少10℃(或至少15℃或至少20℃)；或其组合。
实施方案12.上述实施方案任一项的方法，其进一步包括：在第三反应器中在第一芳族饱和条件下使至少一部分第一脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第一润滑剂沸程产物的第一饱和产物，第一润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量；和在第三反应器中在第二芳族饱和条件下使至少一部分第二脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第二润滑剂沸程产物的第二饱和产物，第二润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量，第一芳族饱和条件任选基本类似于第二芳族饱和条件，第二反应器任选进一步包含第二芳族饱和催化剂，所述至少一部分第一加氢裂化流出物在暴露于脱蜡催化剂前接触至少一部分第二芳族饱和催化剂。
实施方案13.一种多反应器反应系统，其包含：第一反应器，其包含第一气体入口、加氢裂化反应器入口、加氢裂化反应器出口和包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的第8-10族贵金属的加氢裂化催化剂；第二反应器，其包含第二气体入口、脱蜡反应器入口、脱蜡反应器出口和脱蜡催化剂，脱蜡反应器入口与加氢裂化反应器出口流体连通；第三反应器，其包含芳族饱和入口、芳族饱和出口和第一芳族饱和催化剂，芳族饱和入口与脱蜡反应器出口流体连通；和加热器，其包含进料加热器流路和氢气加热器流路，进料加热器流路与加氢裂化反应器入口流体连通，氢气加热器流路与第一气体入口和第二气体入口流体连通，其中任选地，至少一部分第二芳族饱和催化剂相对于第二反应器中的流向位于脱蜡催化剂上游。
实施方案14.实施方案13的系统，其中第三反应器进一步包含与氢气加热器流路流体连通的第三气体入口，或其中加氢裂化反应器入口包含第一气体入口，或其中第二气体入口与加热氢气流路选择性流体连通，或其组合。
实施方案15.实施方案13或14的系统，所述系统进一步包含第一储罐和第二储罐，第一储罐和第二储罐与进料加热器流路选择性流体连通，第一储罐包含含有343℃+部分的第一润滑剂沸程进料，第一润滑剂沸程进料的343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二储罐包含具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程进料，第二润滑剂沸程进料任选具有大于第一润滑剂沸程进料的粘度指数的粘度指数。
实施方案16.一种生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：在第一反应器中在包含第一加氢裂化入口温度和第一加氢裂化出口温度的第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化润滑剂沸程级分以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢裂化条件包含所述至少一部分润滑剂沸程级分的相对于370℃的第一转化量；在第二反应器中在包含第一脱蜡入口温度的第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物，第一脱蜡入口温度比第一加氢裂化出口温度高至少3℃(或至少5℃、或至少8℃、或至少10℃)；在进行润滑剂沸程级分的加氢裂化的同时修改加氢裂化条件；在第一反应器中在包含修改的加氢裂化入口温度和修改的加氢裂化出口温度的修改的加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化所述润滑剂沸程级分以形成第二加氢裂化流出物，修改的加氢裂化条件包含所述至少一部分润滑剂沸程级分的相对于370℃的第二转化量，相对于370℃的第二转化量与相对于370℃的第一转化量相差5重量％或更低；在第二反应器中在包含第二脱蜡入口温度的第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物，第二脱蜡入口温度比修改的加氢裂化出口温度低至少3℃(或至少5℃、或至少8℃、或至少10℃)；分级至少一部分第一脱蜡流出物以至少形成第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和分级至少一部分第二脱蜡流出物以至少形成第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物，第二润滑剂沸程产物的粘度指数与第一润滑剂沸程产物的粘度指数相差5或更低(或3或更低、或1或更低)。
实施方案17.实施方案16的方法，其中所述润滑剂沸程级分具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度；或其中所述润滑剂沸程级分具有至少371℃的T10蒸馏点和15cSt或更大的在100℃下的运动粘度；或其中所述润滑剂沸程级分包含343℃+部分，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度。
实施方案18.实施方案16或17的方法，其中第一催化脱蜡条件包含将加热的含氢料流引入第二反应器。
实施方案19.实施方案16至18任一项的方法，其进一步包括在分级之前和/或在分级之后加氢精制所述至少一部分第一脱蜡流出物，所述加氢精制包括在第三反应器中在第一芳族饱和条件下使至少一部分第一脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第一润滑剂沸程产物的第一饱和产物，第一润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量。
实施方案20.实施方案16至19任一项的方法，其进一步包括在进行在加氢裂化条件的修改过程中制成的加氢裂化流出物的脱蜡的同时修改脱蜡条件，第二脱蜡条件包含修改的脱蜡条件，第二脱蜡入口温度包含修改的脱蜡入口温度。
实施方案21.实施方案16至20任一项的方法，其进一步包括i)在进行所述至少一部分第一加氢裂化流出物的脱蜡的同时，ii)在进行所述至少一部分第二加氢裂化流出物的脱蜡的同时，修改脱蜡条件，或iii)i)和ii)的组合。
实施方案22.实施方案16至21任一项的方法，其中加氢加工过的原料和润滑剂沸程级分的至少一种包含100wppm或更少的硫；或其中所述加氢裂化催化剂包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的贵金属；或其中所述加氢裂化催化剂包含具有
Figure BDA0002371073320000421
或更小的晶胞尺寸、至少50的二氧化硅/氧化铝比和20或更小的α值的USY沸石；或其组合。
当在本文中列举数值下限和数值上限时，考虑的是从任何下限到任何上限的范围。尽管已特别描述了本发明的示例性实施方案，要理解的是，本领域技术人员容易看出并且容易作出各种其它修改而不背离本发明的精神和范围。因此，所附权利要求书的范围无意受本文所述的实施例和描述限制，而是权利要求书被解释为涵盖本发明中存在的所有具有专利新颖性的特征，包括被本发明所属领域的技术人员视为其等同物的所有特征。
上文已参照许多实施方案和具体实施例描述了本发明。本领域技术人员根据上文的详述可想到许多变动。所有这样的明显变动在所附权利要求书的完整预期范围内。

Claims (22)

1.一种使用轮换操作生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：
将加氢加工过的原料分级以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分，第一润滑剂沸程级分的343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二润滑剂沸程级分任选具有大于第一润滑剂沸程级分的粘度指数的粘度指数；
在第一反应器中在包含第一加氢裂化入口温度和第一加氢裂化出口温度的第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第一润滑剂沸程级分以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢裂化条件包含10重量％至80重量％的所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率；
在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物；
在第一反应器中在第二加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第二润滑剂沸程级分以形成第二加氢裂化流出物，第二加氢裂化条件包含1重量％至25重量％的所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的相对于370℃的转化率，第二加氢裂化条件包含第二加氢裂化入口温度和第二加氢裂化出口温度，第一加氢裂化条件的相对于370℃的转化率比第二加氢裂化条件的相对于370℃的转化率高至少10重量％(或高至少20重量％、或高至少30重量％)；在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物；
分级至少一部分第一脱蜡流出物以至少形成第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和
分级至少一部分第二脱蜡流出物以至少形成第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物，第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少5(或至少15、或至少25)。
2.权利要求1的方法，其进一步包括在加氢加工条件下加氢加工原料以形成加氢加工过的原料。
3.一种使用轮换操作生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：
将原料分级以至少形成包含343℃+部分的第一润滑剂沸程级分和具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程级分，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二润滑剂沸程级分任选具有大于第一润滑剂沸程级分的粘度指数的粘度指数；
在第一加氢加工条件下加氢加工至少一部分第一润滑剂沸程级分以形成第一加氢加工流出物；
在第一反应器中在第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第一加氢加工流出物以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢加工条件和第一加氢裂化条件包含相对于370℃40重量％至80重量％的第一润滑剂沸程级分的总转化率；
在第二反应器中在第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物；
在第二加氢加工条件下加氢加工至少一部分第二润滑剂沸程级分以形成第二加氢加工流出物；
在第一反应器中在第二加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化至少一部分第二加氢加工流出物以形成第二加氢裂化流出物，第二加氢加工条件和第二加氢裂化条件包含相对于370℃20重量％至60重量％的第二润滑剂沸程级分的总转化率；
在第二反应器中在第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物；
分级至少一部分第一脱蜡流出物以至少形成第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和
分级至少一部分第二脱蜡流出物以形成至少第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物、第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少5(或至少15、或至少25)。
4.上述权利要求任一项的方法，其中第二催化脱蜡条件包含高于第二加氢裂化出口温度(或高至少5℃、或高至少10℃、或至少20℃、或至少30℃)的第二脱蜡入口温度，或其中第一催化脱蜡条件包含低于第一加氢裂化出口温度(或低至少5℃、或低至少10℃、或低至少20℃)的第一脱蜡入口温度，或其组合。
5.上述权利要求任一项的方法，其中第二催化脱蜡条件包含将加热的含氢料流引入第二反应器。
6.上述权利要求任一项的方法，其中加氢加工过的原料、第一润滑剂沸程级分和第二沸程级分的一种或多种包含100wppm或更少的硫；或其中所述加氢裂化催化剂包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的贵金属；或其中所述加氢裂化催化剂包含具有
Figure FDA0002371073310000031
或更小的晶胞尺寸、至少50的二氧化硅/氧化铝比和20或更小的α值的USY沸石；或其组合。
7.上述权利要求任一项的方法，其中加氢加工过的原料的分级进一步包括形成燃料沸程级分。
8.上述权利要求任一项的方法，i)进一步包括在所述至少一部分第一润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第一润滑剂沸程级分，ii)进一步包括在所述至少一部分第二润滑剂沸程级分的加氢裂化前储存所述至少一部分第二润滑剂沸程级分，或iii)i)和ii)的组合。
9.上述权利要求任一项的方法，其中第一反应器进一步包含芳族饱和催化剂、其中第二反应器进一步包含芳族饱和催化剂、或其组合。
10.上述权利要求任一项的方法，其中第一润滑剂沸程产物包含至少125(或至少130或至少135)的粘度指数；或其中第二润滑剂沸程产物包含至少80(或至少85或至少90)的粘度指数；或其中第二润滑剂沸程产物的粘度指数比第一润滑剂沸程产物的粘度指数低至少15(或至少25)；或其组合。
11.上述权利要求任一项的方法，其中第一脱蜡条件基本类似于第二脱蜡条件；或其中第一加氢裂化入口温度比第二加氢裂化入口温度高至少10℃(或至少15℃或至少20℃)；或其组合。
12.上述权利要求任一项的方法，其进一步包括：
在第三反应器中在第一芳族饱和条件下使至少一部分第一脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第一润滑剂沸程产物的第一饱和产物，第一润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量；和
在第三反应器中在第二芳族饱和条件下使至少一部分第二脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第二润滑剂沸程产物的第二饱和产物，第二润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量，第一芳族饱和条件任选基本类似于第二芳族饱和条件，第二反应器任选进一步包含第二芳族饱和催化剂，所述至少一部分第一加氢裂化流出物在暴露于脱蜡催化剂前接触至少一部分第二芳族饱和催化剂。
13.一种多反应器反应系统，其包含：
第一反应器，其包含第一气体入口、加氢裂化反应器入口、加氢裂化反应器出口和包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的第8-10族贵金属的加氢裂化催化剂；
第二反应器，其包含第二气体入口、脱蜡反应器入口、脱蜡反应器出口和脱蜡催化剂，脱蜡反应器入口与加氢裂化反应器出口流体连通；
第三反应器，其包含芳族饱和入口、芳族饱和出口和第一芳族饱和催化剂，芳族饱和入口与脱蜡反应器出口流体连通；和
加热器，其包含进料加热器流路和氢气加热器流路，进料加热器流路与加氢裂化反应器入口流体连通，氢气加热器流路与第一气体入口和第二气体入口流体连通，其中任选地，至少一部分第二芳族饱和催化剂相对于第二反应器中的流向位于脱蜡催化剂上游。
14.权利要求13的系统，其中第三反应器进一步包含与氢气加热器流路流体连通的第三气体入口，或其中加氢裂化反应器入口包含第一气体入口，或其中第二气体入口与加热氢气流路选择性流体连通，或其组合。
15.权利要求13或14的系统，所述系统进一步包含第一储罐和第二储罐，第一储罐和第二储罐与进料加热器流路选择性流体连通，第一储罐包含含有343℃+部分的第一润滑剂沸程进料，第一润滑剂沸程进料的343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度，第二储罐包含具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度的第二润滑剂沸程进料，第二润滑剂沸程进料任选具有大于第一润滑剂沸程进料的粘度指数的粘度指数。
16.一种生产润滑剂沸程产物的方法，其包括：
在第一反应器中在包含第一加氢裂化入口温度和第一加氢裂化出口温度的第一加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化润滑剂沸程级分以形成第一加氢裂化流出物，第一加氢裂化条件包含所述至少一部分润滑剂沸程级分的相对于370℃的第一转化量；
在第二反应器中在包含第一脱蜡入口温度的第一催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第一加氢裂化流出物以形成第一脱蜡流出物，第一脱蜡入口温度比第一加氢裂化出口温度高至少3℃(或至少5℃、或至少8℃、或至少10℃)；
在进行润滑剂沸程级分的加氢裂化的同时修改加氢裂化条件；在第一反应器中在包含修改的加氢裂化入口温度和修改的加氢裂化出口温度的修改的加氢裂化条件下在加氢裂化催化剂存在下加氢裂化所述润滑剂沸程级分以形成第二加氢裂化流出物，修改的加氢裂化条件包含所述至少一部分润滑剂沸程级分的相对于370℃的第二转化量，相对于370℃的第二转化量与相对于370℃的第一转化量相差5重量％或更低；
在第二反应器中在包含第二脱蜡入口温度的第二催化脱蜡条件下脱蜡至少一部分第二加氢裂化流出物以形成第二脱蜡流出物，第二脱蜡入口温度比修改的加氢裂化出口温度低至少3℃(或至少5℃、或至少8℃、或至少10℃)；分级至少一部分第一脱蜡流出物以至少形成第一燃料沸程产物和第一润滑剂沸程产物；和
分级至少一部分第二脱蜡流出物以至少形成第二燃料沸程产物和第二润滑剂沸程产物，第二润滑剂沸程产物的粘度指数与第一润滑剂沸程产物的粘度指数相差5或更低(或3或更低、或1或更低)。
17.权利要求16的方法，其中所述润滑剂沸程级分具有至少343℃的T10蒸馏点和6.0cSt或更大的在100℃下的运动粘度；或其中所述润滑剂沸程级分具有至少371℃的T10蒸馏点和15cSt或更大的在100℃下的运动粘度；或其中所述润滑剂沸程级分包含343℃+部分，所述343℃+部分具有1.5cSt至6.0cSt的在100℃下的运动粘度。
18.权利要求16或17的方法，其中第一催化脱蜡条件包含将加热的含氢料流引入第二反应器。
19.权利要求16至18任一项的方法，其进一步包括在分级之前和/或在分级之后加氢精制所述至少一部分第一脱蜡流出物，所述加氢精制包括在第三反应器中在第一芳族饱和条件下使至少一部分第一脱蜡流出物暴露于芳族饱和催化剂以形成包含第一润滑剂沸程产物的第一饱和产物，第一润滑剂沸程产物具有2.0重量％或更低的芳族化合物含量。
20.权利要求16至19任一项的方法，其进一步包括在进行在加氢裂化条件的修改过程中制成的加氢裂化流出物的脱蜡的同时修改脱蜡条件，第二脱蜡条件包含修改的脱蜡条件，第二脱蜡入口温度包含修改的脱蜡入口温度。
21.权利要求16至20任一项的方法，其进一步包括i)在进行所述至少一部分第一加氢裂化流出物的脱蜡的同时，ii)在进行所述至少一部分第二加氢裂化流出物的脱蜡的同时，修改脱蜡条件，或iii)i)和ii)的组合。
22.权利要求16至21任一项的方法，其中加氢加工过的原料和润滑剂沸程级分的至少一种包含100wppm或更少的硫；或其中所述加氢裂化催化剂包含负载在加氢裂化催化剂上的0.1重量％至5.0重量％的贵金属；或其中所述加氢裂化催化剂包含具有
Figure FDA0002371073310000061
或更小的晶胞尺寸、至少50的二氧化硅/氧化铝比和20或更小的α值的USY沸石；或其组合。
CN201880047658.4A 2017-08-03 2018-07-18 用于生产第ii类和第iii类润滑剂的轮换操作 Withdrawn CN110892046A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201762540658P 2017-08-03 2017-08-03
US62/540,658 2017-08-03
PCT/US2018/042671 WO2019027677A1 (en) 2017-08-03 2018-07-18 BLOCKED OPERATION FOR THE PRODUCTION OF GROUP II AND GROUP III LUBRICANTS

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110892046A true CN110892046A (zh) 2020-03-17

Family

ID=63104112

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880047658.4A Withdrawn CN110892046A (zh) 2017-08-03 2018-07-18 用于生产第ii类和第iii类润滑剂的轮换操作

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20190040326A1 (zh)
EP (1) EP3662037A1 (zh)
JP (1) JP2020529492A (zh)
CN (1) CN110892046A (zh)
CA (1) CA3069465A1 (zh)
SG (1) SG11201912425YA (zh)
WO (1) WO2019027677A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114437777A (zh) * 2020-10-19 2022-05-06 中国石油化工股份有限公司 一种生产润滑油基础油的方法
RU2790393C1 (ru) * 2022-07-04 2023-02-17 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" Сырьевая композиция для одновременного производства основ гидравлических масел, трансформаторных масел и углеводородной основы для буровых растворов

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3354078A (en) 1965-02-04 1967-11-21 Mobil Oil Corp Catalytic conversion with a crystalline aluminosilicate activated with a metallic halide
US6863803B1 (en) 1997-07-15 2005-03-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of low sulfur/low nitrogen hydrocrackates
US6929738B1 (en) 1997-07-15 2005-08-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Two stage process for hydrodesulfurizing distillates using bulk multimetallic catalyst
US6783663B1 (en) 1997-07-15 2004-08-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreating using bulk multimetallic catalysts
US7229548B2 (en) 1997-07-15 2007-06-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for upgrading naphtha
US6156695A (en) 1997-07-15 2000-12-05 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybdotungstate hydrotreating catalysts
US6712955B1 (en) 1997-07-15 2004-03-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Slurry hydroprocessing using bulk multimetallic catalysts
US6162350A (en) 1997-07-15 2000-12-19 Exxon Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901)
US7288182B1 (en) 1997-07-15 2007-10-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts
US6582590B1 (en) 1997-07-15 2003-06-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage hydroprocessing using bulk multimetallic catalyst
US6299760B1 (en) 1999-08-12 2001-10-09 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybodtungstate hydrotreating catalysts (law444)
US7410924B2 (en) 2002-07-16 2008-08-12 Consejo Superior De Investigaciones Cientificas Hydrocracking catalyst comprising a microporous crystalline solid material
ES2200702B1 (es) 2002-07-16 2005-05-01 Univesidad Politecnica De Valencia Catalizador conteniendo un material solido cristalino microporoso y proceso para mejorar la calidad de fracciones diesel utilizando dicho catalizador.
US7709412B2 (en) 2004-04-22 2010-05-04 Exxonmobil Research & Engineering Company Bulk metal hydrotreating catalyst used in the production of low sulfur diesel fuels
US7591942B2 (en) 2004-09-22 2009-09-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk bi-metallic catalysts made from precursors containing an organic agent
US7648941B2 (en) 2004-09-22 2010-01-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk bimetallic catalysts, method of making bulk bimetallic catalysts and hydroprocessing using bulk bimetallic catalysts
US7544632B2 (en) 2004-09-22 2009-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk Ni-Mo-W catalysts made from precursors containing an organic agent
US8637423B2 (en) 2006-01-17 2014-01-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Selective catalysts having high temperature alumina supports for naphtha hydrodesulfurization
CN101370581A (zh) 2006-01-17 2009-02-18 埃克森美孚研究工程公司 用于石脑油加氢脱硫的选择性催化剂
CN101374932B (zh) 2006-01-17 2013-05-29 埃克森美孚研究工程公司 用于石脑油加氢脱硫的包括二氧化硅载体的选择性催化剂
CA2637345C (en) 2006-01-17 2014-07-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Selective catalysts for naphtha hydrodesulfurization
US7951746B2 (en) 2006-10-11 2011-05-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Bulk group VIII/group VIB metal catalysts and method of preparing same
US8932454B2 (en) 2008-09-18 2015-01-13 Exxonmobile Research And Engineering Co. Mesoporous Y hydrocracking catalyst and associated hydrocracking processes
US8992764B2 (en) 2010-06-29 2015-03-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated hydrocracking and dewaxing of hydrocarbons
US8557106B2 (en) 2010-09-30 2013-10-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocracking process selective for improved distillate and improved lube yield and properties
US8778171B2 (en) 2011-07-27 2014-07-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocracking catalysts containing stabilized aggregates of small crystallites of zeolite Y associated hydrocarbon conversion processes
CA2842164C (en) * 2011-07-20 2018-04-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Production of lubricating oil basestocks
US9902913B2 (en) * 2014-03-28 2018-02-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Basestock production from feeds containing solvent extracts

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114437777A (zh) * 2020-10-19 2022-05-06 中国石油化工股份有限公司 一种生产润滑油基础油的方法
CN114437777B (zh) * 2020-10-19 2023-07-28 中国石油化工股份有限公司 一种生产润滑油基础油的方法
RU2790393C1 (ru) * 2022-07-04 2023-02-17 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" Сырьевая композиция для одновременного производства основ гидравлических масел, трансформаторных масел и углеводородной основы для буровых растворов

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019027677A1 (en) 2019-02-07
CA3069465A1 (en) 2019-02-07
SG11201912425YA (en) 2020-02-27
JP2020529492A (ja) 2020-10-08
EP3662037A1 (en) 2020-06-10
US20190040326A1 (en) 2019-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2002249845B2 (en) Integrated lubricant upgrading process
AU724363B2 (en) Layered catalyst system for lube oil hydroconversion
US10457877B2 (en) Lubricant basestock production with enhanced aromatic saturation
US6569312B1 (en) Integrated lubricant upgrading process
EP0863963A1 (en) Integrated lubricant upgrading process
AU2002249845A1 (en) Integrated lubricant upgrading process
AU2002211653B2 (en) Integrated lubricant upgrading process
AU2002211653A1 (en) Integrated lubricant upgrading process
US20180105761A1 (en) Lubricant basestock production with enhanced aromatic saturation
US20070062847A1 (en) Integrated lubricant upgrading process using once-through, hydrogen-containing treat gas
CN110892046A (zh) 用于生产第ii类和第iii类润滑剂的轮换操作
US10011787B2 (en) Production of lubricant base stocks with controlled aromatic contents
US20240093100A1 (en) Dewaxing Catalysts And Processes Using The Same
US20200148962A1 (en) High pressure hydrofinishing for lubricant base oil production

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WW01 Invention patent application withdrawn after publication

Application publication date: 20200317

WW01 Invention patent application withdrawn after publication