CN113122324A - 一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 - Google Patents
一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113122324A CN113122324A CN201911418140.XA CN201911418140A CN113122324A CN 113122324 A CN113122324 A CN 113122324A CN 201911418140 A CN201911418140 A CN 201911418140A CN 113122324 A CN113122324 A CN 113122324A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- catalyst
- hydrogenation
- reaction
- volume
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 119
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 117
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000002199 base oil Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 7
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 51
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 27
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 27
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- AFTDTIZUABOECB-UHFFFAOYSA-N [Co].[Mo] Chemical compound [Co].[Mo] AFTDTIZUABOECB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 claims description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 8
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims description 5
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- -1 VIB metal oxide Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HHVIBTZHLRERCL-UHFFFAOYSA-N sulfonyldimethane Chemical compound CS(C)(=O)=O HHVIBTZHLRERCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 3
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical compound [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 claims description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000881 depressing effect Effects 0.000 abstract 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 abstract 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 24
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 238000010555 transalkylation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010692 aromatic oil Substances 0.000 description 3
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N diphenyl Chemical group C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 description 3
- 229910017318 Mo—Ni Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 2
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229920005547 polycyclic aromatic hydrocarbon Polymers 0.000 description 2
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 2
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 1
- 229910017313 Mo—Co Inorganic materials 0.000 description 1
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000010735 electrical insulating oil Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005555 metalworking Methods 0.000 description 1
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 1
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000004383 yellowing Methods 0.000 description 1
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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including at least two different refining steps in the absence of hydrogen
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明公开了一种以催化油浆为原料生产特种油品的方法。催化油浆首先经过溶剂精制；抽余油与氢气混合后，依次与保护剂、加氢精制剂和加氢改质剂接触进行加氢反应；加氢改质流出物经分离，所得液相产物进入分馏塔；分馏所得的柴油馏分进入降凝反应区，加氢降凝反应区使用单段加氢裂化催化剂，在氢气存在下，进行加氢改质和异构反应；加氢降凝流出物进行加氢补充精制反应，加氢补充精制产物经分离得到大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油。本发明方法为附加值较低的催化油浆提供了一种提高其经济性的加工方法。
Description
技术领域
本发明涉及一种环烷基特种油品的生产方法，具体地说是一种催化油浆采用溶剂精制-加氢处理（加氢精制/加氢改质）/加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺生产大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油的方法。
背景技术
环烷基原油属稀缺资源，储量只占世界已探明石油储量的2.2%，被公认为生产电气绝缘油和橡胶油的优质资源。环烷基油具有溶解能力强、传热性好、粘度高以及低温性能好的特点，被推荐在三个主要领域应用：用做电气工业的变压器油、用于橡胶填充油以及金属加工油和润滑脂。
CN200810226047.4公开了一种变压器油基础油的生产方法。将绥中36-1常二线馏分油首先进行糠醛精制，得到精制油，然后加入脱氮剂进行脱氮，除去氮渣，然后加入白土，进行白土精制，最后得到变压器油基础油。但该方法收率低、连续性差，也存在氮渣和白土处理的环境问题。
CN201010222066.7公开了一种采用全氢法生产变压器油基础油和冷冻机油基础油的方法。以环烷基馏分油为原料，采用加氢处理-临氢降凝-加氢补充精制的一段串联加氢工艺生产变压器油基础油、冷冻机油基础油其它特种油品。该方法能耗低，产品质量好，但存在环烷基馏分油资源有限的问题。
目前，我国的环烷基原油资源主要集中在新疆克拉玛依、辽河欢喜岭以及渤海湾三大区块，用于生产变压器油基础油的原料为新疆克拉玛依原油和辽河欢喜岭原油。其中，利用新疆克拉玛依原油生产的环烷基变压器油基础油在国内外市场占有率较高，应用效果较好。而辽河欢喜岭原油随着产量降低和品质变差，已不能作为生产变压器油的稳定资源。随着我国环烷基特种油市场需求不断增长，供需矛盾更加突出，因此开拓其它合适的环烷基特种油生产原料，具有重大的现实意义。
我国炼油工业具有很大的催化裂化处理能力，汽油的70%、柴油的30%调和组分来自催化裂化装置，同时副产大量的催化油浆。催化油浆由于硫、氮含量高，金属含量高，以及芳烃占50%以上，限制了它的应用，除少量作为其它二次加工过程参炼原料，大多作为燃料油烧掉，不仅浪费了资源，同时造成环境污染。催化油浆具有芳烃含量高，经过加氢处理和加氢改质后，可以转变成环烷烃，可以生产大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种以催化油浆为原料，采用溶剂精制-加氢处理（加氢精制/加氢改质）/加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺生产变压器油基础油的方法。
本发明所述的催化油浆加氢生产特种油品的方法，包括如下内容：
（1）催化油浆首先经过轻度溶剂精制，脱除油浆中难以转化的残碳、胶质、沥青质、金属以及部分稠环芳烃；
（2）步骤（1）所得到抽余油与氢气混合后进入加氢处理反应区，依次与加氢保护催化剂、加氢精制催化剂和加氢改质催化剂接触，分别进行加氢精制和加氢改质反应；所述的加氢改质催化剂含有无定形硅铝和改性Y分子筛；
（3）步骤（2）所得加氢处理流出物进行气液分离，分离所得液相产物进入分馏塔进行分馏；
（4）步骤（3）分馏所得柴油馏分进入加氢降凝反应区，在氢气存在下，进行加氢改质和异构反应；加氢降凝反应区使用单段加氢裂化催化剂；
（5）步骤（4）所得加氢降凝流出物进入加氢补充精制反应区，在氢气存在下，与加氢补充精制催化剂接触，进行加氢补充精制反应；
（6）加氢补充精制产物经分离、分馏得到大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油。
本发明方法中，步骤（1）所述催化油浆在进行溶剂精制之前通常需要先进行脱水和脱除机械杂质。
步骤（1）所述催化油浆溶剂精制后所得抽出油可以用作改性沥青、重质燃料油，或用作焦化原料。
步骤（1）中，催化油浆溶剂精制后所得抽余油，应当满足：残炭≯0.5wt%，胶质≯4.0wt%，沥青质≯200/µg.g-1，总金属≯10.0µg.g-1。
步骤（1）溶剂精制过程所用的溶剂选自糠醛、环丁砜、二甲砜、二甲基亚砜、N-甲基吡咯烷酮（NMP）中的至少一种。
步骤（1）中溶剂精制的工艺条件为：剂（溶剂）油（芳烃油）体积比1:5～6:1，优选1:1～3:1；温度10～90℃，优选30～70℃；抽提时间10～70min，优选20～50min。
步骤（2）中的催化油浆溶剂精制抽余油和氢气首先在加氢处理条件下经过加氢精制反应区和加氢改质反应区。加氢精制反应区和加氢改质反应区的体积比为0.5：1～2.0：1，优选的体积比为1.0：1～1.5：1，加氢改质反应区使用含有无定形硅铝和改性Y沸石的加氢改质催化剂。加氢改质后的油进入临氢降凝反应区降低凝点，然后进入加氢补充精制反应区进行深度芳烃饱和，最后经分离得到凝点、芳烃含量、溶解性和氧化安定性俱佳的耐黄变橡胶填充油基础油。
所述加氢精制的操作条件为：反应压力0.5～18.0MPa，优选6.0～10.0MPa；反应温度230～430℃，优选280℃～380℃；氢油体积比200～1500，优选600:1～800:1；体积空速0.5～10.0h-1，优选1.0h-1～3.0h-1。
所述加氢改质的操作条件为：反应压力0.5～18.0MPa，优选6.0～10.0MPa；反应温度230～430℃，优选350℃～410℃；氢油体积比200～1500，优选600:1～1000:1；体积空速0.5～10.0h-1，优选0.8 h-1～1.5h-1。
加氢处理反应区可以选择使用常规的加氢精制催化剂，其活性金属组分为第ⅥB族和第Ⅷ族金属，使用前催化剂应进行硫化，保证加氢活性金属在反应过程中处于硫化态。所述的第ⅥB族金属选自Mo和/或W，优选Mo，其含量以氧化物计最好为10wt%～25wt%；第Ⅷ族金属选自Co和/或Ni，优选Ni，其含量以氧化物计最好为3wt%～7wt%。其中，ⅥB/(ⅥB+Ⅷ)原子比为0.30～0.70，最好为0.45～0.50。
以催化剂重量为基准，加氢改质催化剂中含有：20wt％～60wt％无定形硅铝、5wt%～25wt%的改性Y沸石、10wt%～30wt%的第ⅥB族金属（以氧化物计）和4wt%～10wt%的第Ⅷ族金属（以氧化物计）。其中，所用的无定形硅铝的性质如下：含氧化硅10wt%～60wt%，比表面为400～650m2/g，孔容为1.0～1.8mL/g，红外酸度为0.34～0.50mmol/g，孔直径4-10nm的孔容占总孔容的85%～95%，>15nm的孔容占总孔容的5％以下；优选性质如下：含氧化硅10wt%～35wt%，比表面为530～650m2/g，孔容为1.2～1.5mL/g；其中的改性Y沸石具有如下性质：SiO2/Al2O3摩尔比为40～60，晶胞常数为2.425～2.440nm，相对结晶度为80～100%，红外酸度0.1～0.5mmol/g，其中250～550℃的中强酸分布集中，占总酸的60～70%，比表面积为600～900m2/g，孔容0.3～0.6mL/g，其中4～15nm的二次中孔的孔容占总孔容的40%～50%。加氢改质催化剂中还可以含有氧化铝、氧化锆、氧化钛等组分。加氢改质催化剂的比表面积为220～300m2/g，孔容为0.3～0.6mL/g，孔直径3～10nm的孔容占总孔容的75％～95％，优选为85％～95％，红外酸度在0.30～0.5mmol/g。
步骤（4）中，所述柴油馏分的初馏点一般为130～200℃，终馏点一般为300～380℃。柴油馏分的馏程优选为140～360℃。
所述加氢降凝反应区的操作条件为：反应压力5.0～20.0MPa，反应温度300～420℃，氢油体积比200～2000，体积空速0.1～3.0h-1，优选为反应压力5.0～10.0MPa，氢油体积比500～1200，体积空速0.2～2.0h-1，反应温度320～400℃。
步骤（4）所述的单段加氢裂化催化剂，以重量计含有：20wt％～60wt％无定形硅铝、5wt%～25wt%的改性Beta沸石、10wt%～40wt%的第ⅥB族金属（以氧化物计）和4wt%～15wt%的第Ⅷ族金属（以氧化物计）。其中，所用的无定形硅铝的性质如下：含氧化硅10wt%～70wt%，比表面为200～500m2/g，孔容为0.5～1.5mL/g，红外酸度为0.3～0.70mmol/g，孔直径4-10nm的孔容占总孔容的85%～95%，>15nm的孔容占总孔容的5％以下；优选性质如下：含氧化硅15wt%～60wt%，比表面为200～400m2/g，孔容为0.5～1.0mL/g。其中的改性Beta沸石具有如下性质：SiO2/Al2O3摩尔比为20～100，红外酸度0.1～0.5mmol/g，其中250～550℃的中强酸分布集中，占总酸的60～70%，比表面积为400～800m2/g，孔容0.3～0.6mL/g，其中4-15nm的二次中孔的孔容占总孔容的40%～50%。所述的单段加氢裂化催化剂中还可以含有氧化铝、氧化锆、氧化钛等组分。
所述加氢补充精制反应区的反应条件为：反应压力5.0～20.0MPa，优选12.0～15.0MPa；反应温度200～350℃，优选290～320℃；氢油体积比500:1～1500:1，优选1000:1～1200:1；体积空速0.1～1.5h-1，优选0.8～1.0h-1。
加氢补充精制反应区使用常规的加氢补充精制催化剂，其活性金属组分为第ⅥB族和第Ⅷ族金属，使用前催化剂应进行预硫化，保证加氢活性金属在反应过程中处于硫化态。所述的第ⅥB族金属选自Mo和/或W，其含量以氧化物计为10～25%；第Ⅷ族金属选自Co和/或Ni，其含量以氧化物计为3～7%。
上述各催化剂可以按组成和性质采用常规方法制备，也可以选择组成和性质符合要求的商品催化剂。
本发明中，所述的加氢精制催化剂优选为两种催化剂的组合，即除了常规加氢精制催化剂以外，还可以包括含有钼-钴型加氢精制催化剂。即，沿原料流动方向，所述加氢精制催化剂床层内依次包括钼-镍型加氢精制催化剂和钼-钴型加氢精制催化剂。所述钼-镍型加氢精制催化剂和钼-钴型加氢精制催化剂的体积比为0.5：1～2.0：1，优选为1.0：1～1.5：1。
所述的钼-钴型加氢精制催化剂，活性金属组分为第ⅥB族和第Ⅷ族金属，使用前催化剂应进行硫化，保证加氢活性金属在反应过程中处于硫化态。第ⅥB族金属选自Mo，其含量以氧化物计最好为10wt%～25wt%；第Ⅷ族金属选自Co，其含量以氧化物计最好为3wt%～7wt%。其中，ⅥB/(ⅥB+Ⅷ)原子比为0.35～0.65，最好为0.45～0.50。钼-钴型加氢精制催化剂载体中含有无定形硅铝，无定形硅铝含量20～70%，优选35～50%。其中，所用的无定形硅铝的性质如下：含氧化硅20wt%～65wt%，比表面为450～700m2/g，孔容为1.1～1.9ml/g，红外酸度为0.35～0.55mmol/g，孔直径4-10nm的孔容占总孔容的80%～95%，>15nm的孔容占总孔容的5％以下；优选性质如下：含氧化硅15wt%～40wt%，比表面为500～680m2/g，孔容为1.3～1.6mL/g。具有烷基转移功能的钼-钴型加氢精制催化剂的性质如下：含氧化硅5wt%～45wt%，比表面为450～650m2/g，孔容为1.0～1.8ml/g，红外酸度为0.15～0.25mmol/g，孔直径4-10nm的孔容占总孔容的80%～95%，>15nm的孔容占总孔容的5％以下；优选性质如下：含氧化硅35wt%～45wt%，比表面为500～600m2/g，孔容为1.3～1.5mL/g。钼-钴型加氢精制催化剂中还可以含有氧化铝、氧化锆、氧化钛等组分。钼-钴型加氢精制催化剂中还可以含有氧化铝、氧化锆、氧化钛等组分。
步骤（6）中，所述大比重航空煤油和变压器油基础油的切割温度为260～300℃，优选270～290℃。所述变压器油基础油与冷冻机油基础油的切割温度为310～330℃。所述大比重航空煤油的20℃密度一般为0.84 g/cm3以上。
与现有技术相比，本发明方法具有如下优点：
1、针对催化裂化油浆中残碳、胶质、沥青质、金属以及机械杂质含量较高的特点，本发明中选择采用溶剂精制（抽提）工艺对其进行浅度抽提，降低其所含杂质的含量，使得抽余油满足加氢处理进料的要求，降低后续加氢反应的苛刻度，保证运转周期。之后对抽余油进行加氢精制，并通过含有改性Y分子筛的加氢改质催化剂进行改质，除了进一步降低原料的硫、氮杂质含量以外，还可以对其中含有的稠环（多环）芳烃进行饱和和部分开环反应，提高反应产物中环烷烃含量。
2、加氢降凝反应区采用含有Beta沸石单段加氢裂化催化剂，在适宜的反应条件下，将对凝点影响最大的直链烷烃异构成支链烷烃，同时对两环和少量三环芳烃进行饱和开环，变成带多侧链的单环或两环芳烃，再经过加氢补充精制后生成大量的带多侧链的环烷烃，可以得到具有环烷基特性的特种油品，为附加值较低的催化油浆提供了一种提高其经济性的加工功法。利用本发明方法可以替代稀缺的环烷基原油资源，生产出大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油。
3、本发明方法中，催化油浆硫、氮含量特别高，仅经过Mo-Ni型催化剂的加氢精制，尽管该类催化剂具有较好的脱氮性能和饱和性能，对于简单硫化物的脱除具有较好的效果，然而由于空间位阻的存在导致其对于原料中噻吩类化合物的脱除效果不够理想。本发明中，经过Mo-Ni型加氢精制催化剂后，再通过具有烷基转移功能的Mo-Co型加氢精制催化剂床层，在较高温度下，能够进行烷基转移反应，通过烷基转移使反应物上的硫原子更容易与催化剂表面接触，实现有空间位阻类硫化物有效脱除，并将噻吩类化合物转化为类似联苯结构；再通过加氢改质催化剂床层后，将联苯化合物中间的C-C键断开，生成具有单环或双环结构的芳烃。一方面能够降低了稠环（多环）芳烃的含量，另一方面提高单环或双环芳烃的含量，经加氢补充精制反应后，可以保证目的产品的环烷烃含量。因此，所采用加氢精制催化剂级配方案，能够提高所得产品的质量。在某种程度上，还能够减缓下游加氢降凝反应区和加氢补充精制反应区的操作苛刻度。
附图说明
图1为本发明方法的工艺流程示意图。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明的方法进行详细描述。
如图1所示，经过脱水和脱除机械杂质的催化油浆1进入糠醛抽提塔2进行溶剂分离，得到抽余油3和抽出油4，所得抽出油4可以用作改性沥青、重质燃料油，或用作焦化原料。抽余油3与氢气5混合后加氢处理反应器6，依次与加氢保护催化剂、加氢精制催化剂和加氢改质催化剂接触，进行加氢反应。所得加氢处理流出物7进入分离系统8进行气液分离，分离系统8一般包括高压分离器和低压分离器。分离所得气相9作为循环氢返回加氢处理反应器6，分离出的液相10经汽提塔11脱除硫化氢和气体产品12后，汽提塔底液相13去分馏塔14，分别得到汽油调和组分（小于140℃馏分）15、柴油馏分（馏程一般为140～360℃）16和重馏分（大于360℃）17。其中，小于140℃馏分15可以做汽油调和组分，重馏分17可以作为橡胶填充油原料或环保型芳烃油原料。柴油馏分16进入加氢降凝反应区18，在氢气存在下，与单段加氢裂化催化剂接触，在适宜的条件下，将对倾点影响最大的大分子直链烷烃异构成倾点低的支链烷烃。加氢降凝反应产物19进入加氢补充精制反应区20，在氢气和加氢精制催化剂存在下，进行芳烃深度饱和反应，降低芳烃含量，保证产品的氧化安定性指标。然后加氢补充精制产物21经分离器22分离出气体23后，液相产物24进入分馏塔25分离出少量副产品26后，得到大比重航空煤油27、变压器油基础油28、冷冻机油基础油29。
下面结合实施例对本发明做进一步说明。
实施例中涉及的各种催化剂可以按性质选择商品催化剂，也可以按本领域知识制备。加氢处理过程的加氢保护剂可以选择的商业催化剂如抚顺石油化工研究院研制生产的FZC-100、FZC-102A、FZC-103等加氢保护剂；加氢精制催化剂可以选择的商业催化剂如抚顺石油化工研究院研制生产的FF-16、FF-26 、FHUDS-5、FHUDS-8等加氢精制催化剂；加氢改质催化剂可以选择的商业催化剂如抚顺石油化工研究院研制生产的FC-28加氢改质催化剂；加氢降凝催化剂可以选择的商业催化剂如抚顺石油化工研究院研制生产的FC-14单段加氢裂化催化剂；加氢补充精制过程可以选择的商业催化剂如抚顺石油化工研究院研制生产的FV-10、FV-20等商品加氢精制催化剂。
下面通过具体实施例说明本发明方法的具体内容和效果。
下面的实施列将对本发明提供的方法予以进一步的说明，但并不因此而限制本发明的范围。本发明处理的原料性质见表1。
表1 试验用原料性质
表2 加氢改质催化剂物化性质
实施例1
本实施例介绍了采用糠醛抽提-加氢处理（加氢精制/加氢改质）-加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺，处理表1中所列的原料。其中抽提溶剂为糠醛；加氢处理反应区装填加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36和加氢改质催化剂FC-28，加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36和加氢改质催化剂FC-28的装填体积比为1：2.5：2.5；加氢降凝反应区装填单段加氢裂化催化剂FC-14；加氢补充精制反应区装填加氢精制催化剂FV-10，加氢过程的工艺条件和产品性质见表4。
表3 催化剂的物化性质
实施例2
本实施例介绍了采用糠醛抽提-加氢处理（加氢精制/加氢改质）-加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺，处理表1中所列的原料。其中抽提溶剂为糠醛；加氢处理反应区装填加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36、加氢精制催化剂FHUDS-5和加氢改质催化剂FC-28，加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36、加氢精制催化剂FHUDS-5和加氢改质催化剂FC-28的装填体积比为1：1.25：1.25：2.5；加氢降凝反应区装填单段加氢裂化催化剂FC-14；加氢补充精制反应区装填加氢精制催化剂FV-10，加氢过程的工艺条件和产品性质见表4-7。
实施例3
本实施例介绍了采用糠醛抽提-加氢处理（加氢精制/加氢改质）-加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺，处理表1中所列的原料。其中抽提溶剂为糠醛；加氢处理反应区装填加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36、加氢精制催化剂FHUDS-5和加氢改质催化剂FC-28，加氢保护催化剂FZC-103、加氢精制催化剂FF-36、加氢精制催化剂FHUDS-5和加氢改质催化剂FC-28的装填体积比为1：1.5：1.0：2.5；加氢降凝反应区装填单段加氢裂化催化剂FC-14；加氢补充精制反应区装填加氢精制催化剂FV-10，加氢过程的工艺条件和产品性质见表4-7。
表4实施例工艺条件
表5 实施例产品性质（大比重航空煤油）
表6 实施例产品性质（变压器油）
表7 实施例产品性质（冷冻机油）
通过实施例1-3的产品性质可以看出，催化油浆通过溶剂精制-加氢处理（加氢精制/加氢改质）/加氢降凝-加氢补充精制两段法组合工艺，可以得到密度大、体积热值高，芳烃含量低，烟点高，低温性能良好的大比重航空煤油；低温流动性、电气性能（介质损耗指数低，击穿电压高）和氧化安定性俱佳的变压器油基础油；可以生产低温流动性、腐蚀性、与冷媒互溶性和氧化安定性俱佳的冷冻机油基础油，所得冷冻机油性能可以满足15号L-DRB/A冷冻机油基础油的性能参数指标；同时也丰富了催化油浆资源的深度利用，具有很大的经济效益和社会效益。
其中实施例2和实施例3加氢精制采用两种催化剂级配方案，可以在非常缓和的条件下尽可能地脱除硫氮，减少了加氢改质催化剂在双环以上芳烃加氢开环时脱除硫氮带来的氢解反应，液体收率和目的产品收率更高，加氢精制催化剂级配的方案优于单剂方案。其中实施例2的两种精制催化剂比例更加合理，反应条件更加缓和，产品性质相当的情况下，产品收率略高。
Claims (19)
1.催化油浆加氢生产特种油品的方法，包括如下内容：
（1）催化油浆首先经过轻度溶剂精制，脱除油浆中难以转化的残碳、胶质、沥青质、金属以及部分稠环芳烃；
（2）步骤（1）所得到抽余油与氢气混合后进入加氢处理反应区，依次与加氢保护催化剂、加氢精制催化剂和加氢改质催化剂接触，分别进行加氢精制和加氢改质反应；所述的加氢改质催化剂含有无定形硅铝和改性Y分子筛；
（3）步骤（2）所得加氢处理流出物进行气液分离，分离所得液相产物进入分馏塔进行分馏；
（4）步骤（3）分馏所得柴油馏分进入加氢降凝反应区，在氢气存在下，进行加氢改质和异构反应；加氢降凝反应区使用单段加氢裂化催化剂；
（5）步骤（4）所得加氢降凝流出物进入加氢补充精制反应区，在氢气存在下，与加氢补充精制催化剂接触，进行加氢补充精制反应；
（6）加氢补充精制产物经分离、分馏得到大比重航空煤油、变压器油基础油、冷冻机油基础油。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述催化油浆在进行溶剂精制之前先进行脱水和脱除机械杂质。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（1）中得到抽余油满足以下指标：残炭≯0.5wt%，胶质≯4.0wt%，沥青质≯200/µg.g-1，总金属≯10.0µg.g-1。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（1）溶剂精制过程所用的溶剂选自糠醛、环丁砜、二甲砜、二甲基亚砜、N-甲基吡咯烷酮中的至少一种。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤（1）中溶剂精制的工艺条件为：剂油体积比1:5～6:1，温度10～90℃，抽提时间10～70min。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，加氢精制催化剂和加氢改质催化剂的体积比为0.5：1～2.0：1。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，加氢精制的操作条件为：反应压力0.5～18.0MPa，优选6.0～10.0MPa；反应温度230～430℃，优选280℃～380℃；氢油体积比200～1500，优选600:1～800:1；体积空速0.5～10.0h-1，优选1.0h-1～3.0h-1；所述加氢改质的操作条件为：反应压力0.5～18.0MPa，优选6.0～10.0MPa；反应温度230～430℃，优选350℃～410℃；氢油体积比200～1500，优选600:1～1000:1；体积空速0.5～10.0h-1，优选0.8 h-1～1.5h-1。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，以催化剂重量为基准，加氢改质催化剂中含有20wt％～60wt％的无定形硅铝、5wt%～25wt%的改性Y沸石、10wt%～30wt%的第ⅥB族金属氧化物和4wt%～10wt%的第Ⅷ族金属氧化物。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述加氢改质催化剂的比表面积为220～300m2/g，孔容为0.3～0.6mL/g，孔直径3-10nm的孔容占总孔容的75％～95％，红外酸度在0.30～0.5mmol/g。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述柴油馏分的初馏点为130～200℃，终馏点为300～380℃。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述加氢降凝反应区的操作条件为：反应压力5.0～20.0MPa，反应温度300～420℃，氢油体积比200～2000，体积空速0.1～3.0h-1，优选为反应压力5.0～10.0MPa，氢油体积比500～1200，体积空速0.2～2.0h-1，反应温度320～400℃。
12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的单段加氢裂化催化剂以重量计含有：20wt％～60wt％无定形硅铝、5wt%～25wt%的改性Beta沸石、10wt%～40wt%的第ⅥB族金属氧化物计和4wt%～15wt%的第Ⅷ族金属氧化物。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述的改性Beta沸石具有如下性质：SiO2/Al2O3摩尔比为20～100，红外酸度0.1～0.5mmol/g，其中250～550℃的中强酸分布集中，占总酸的60～70%，比表面积为400～800m2/g，孔容0.3～0.6mL/g，其中4-15nm的二次中孔的孔容占总孔容的40%～50%。
14.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述加氢补充精制反应区的反应条件为：反应压力5.0～20.0MPa，优选12.0～15.0MPa；反应温度200～350℃，优选290～320℃；氢油体积比500:1～1500:1，优选1000:1～1200:1；体积空速0.1～1.5h-1，优选0.8～1.0h-1。
15.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的加氢精制催化剂为两种催化剂的组合，沿原料流动方向，所述加氢精制催化剂床层内依次包括钼-镍型加氢精制催化剂和钼-钴型加氢精制催化剂；所述钼-镍型加氢精制催化剂和钼-钴型加氢精制催化剂的体积比为0.5：1～2.0：1。
16.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的钼-钴型加氢精制催化剂中， Mo含量以氧化物计为10wt%～25wt%； Co含量以氧化物计为3wt%～7wt%。
17.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，所述钼-钴型加氢精制催化剂载体中含有无定形硅铝；钼-钴型加氢精制催化剂性质如下：含氧化硅5wt%～45wt%，比表面为450～650m2/g，孔容为1.0～1.8ml/g，红外酸度为0.15～0.25mmol/g，孔直径4-10nm的孔容占总孔容的80%～95%，>15nm的孔容占总孔容的5％以下。
18.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述大比重航空煤油和变压器油基础油的切割温度为260～300℃，所述变压器油基础油与冷冻机油基础油的切割温度为310～330℃。
19.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述大比重航空煤油的20℃密度为0.84g/cm3以上。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911418140.XA CN113122324B (zh) | 2019-12-31 | 2019-12-31 | 一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911418140.XA CN113122324B (zh) | 2019-12-31 | 2019-12-31 | 一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113122324A true CN113122324A (zh) | 2021-07-16 |
| CN113122324B CN113122324B (zh) | 2022-11-11 |
Family
ID=76769179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911418140.XA Active CN113122324B (zh) | 2019-12-31 | 2019-12-31 | 一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113122324B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115806836A (zh) * | 2021-09-14 | 2023-03-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化的方法和系统 |
| CN116064114A (zh) * | 2021-10-31 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产环烷基橡胶填充油的加氢方法 |
| CN116064105A (zh) * | 2021-10-30 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢生产高粘度指数润滑油基础油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102311784A (zh) * | 2010-07-07 | 2012-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环保芳烃油的生产方法 |
| CN103059904A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-04-24 | 山东菏泽德泰化工有限公司 | 一种从油浆中生产橡胶软化剂的方法 |
| CN103789019A (zh) * | 2012-11-05 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 中低温煤焦油加氢生产变压器油基础油的方法 |
| CN104593067A (zh) * | 2013-11-04 | 2015-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化油浆生产白色橡胶填充油基础油方法 |
| CN109722301A (zh) * | 2017-10-27 | 2019-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 生产变压器油的加氢方法 |
-
2019
- 2019-12-31 CN CN201911418140.XA patent/CN113122324B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102311784A (zh) * | 2010-07-07 | 2012-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环保芳烃油的生产方法 |
| CN103789019A (zh) * | 2012-11-05 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 中低温煤焦油加氢生产变压器油基础油的方法 |
| CN103059904A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-04-24 | 山东菏泽德泰化工有限公司 | 一种从油浆中生产橡胶软化剂的方法 |
| CN104593067A (zh) * | 2013-11-04 | 2015-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化油浆生产白色橡胶填充油基础油方法 |
| CN109722301A (zh) * | 2017-10-27 | 2019-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 生产变压器油的加氢方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115806836A (zh) * | 2021-09-14 | 2023-03-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化的方法和系统 |
| CN115806836B (zh) * | 2021-09-14 | 2024-06-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化的方法和系统 |
| CN116064105A (zh) * | 2021-10-30 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢生产高粘度指数润滑油基础油的方法 |
| CN116064114A (zh) * | 2021-10-31 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产环烷基橡胶填充油的加氢方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113122324B (zh) | 2022-11-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113122324B (zh) | 一种催化油浆加氢生产特种油品的方法 | |
| CN110938464B (zh) | 一种由瓦斯油生产低碳芳烃及烯烃的集成工艺方法 | |
| CN101781577B (zh) | 利用混合煤焦油生产轻质燃料油的方法 | |
| CN106906001B (zh) | 高惰质组含量的煤与重质油共处理的方法 | |
| CN103789019B (zh) | 中低温煤焦油加氢生产变压器油基础油的方法 | |
| CN114410347B (zh) | 一种环烷基馏分油中压加氢制低芳变压器油的方法 | |
| CN110540871B (zh) | 一种环烷基油的加工方法 | |
| KR101566581B1 (ko) | 중간 유분의 용매 추출을 통한 친환경 경유 및 납센계 기유의 병산 방법 | |
| CN108977224B (zh) | 变压器油基础油及其制备方法 | |
| CN113122325B (zh) | 一种催化裂化油浆生产橡胶填充油的方法 | |
| CN105296002A (zh) | 煤焦油清洁提酚后加氢生产燃料油品的方法及系统 | |
| CN110964562A (zh) | 不同碳氢料的上流式加氢反应过程组合方法 | |
| CN103789032B (zh) | 中低温煤焦油加氢生产冷冻机油基础油的方法 | |
| CN113122320B (zh) | 一种环保型橡胶填充油的生产方法 | |
| CN110607192B (zh) | 同时生产低含油蜡和中、高黏度指数基础油的方法 | |
| CN110964560A (zh) | 劣质烃加氢热裂化反应段与后置加氢精制反应段组合方法 | |
| CN111154505B (zh) | 一种煤焦油加氢处理工艺 | |
| WO2005044959A1 (ja) | 無鉛ガソリン組成物及びその製造方法 | |
| CN110540873B (zh) | 一种环烷基油的处理方法 | |
| CN111154506B (zh) | 一种煤焦油加氢生产白油的方法 | |
| CN111154507B (zh) | 一种煤焦油加氢生产白油及燃料油的方法 | |
| JP4371937B2 (ja) | 接触分解ガソリン基材の製造方法およびそれを用いた無鉛ガソリン組成物 | |
| CN113122327B (zh) | 一种重油转化组合工艺及系统 | |
| CN110804456B (zh) | 一种油煤共炼的方法及其系统 | |
| RU2374300C1 (ru) | Способ получения топлива для реактивных двигателей |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20231123 Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd. Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |