CN116867880A - 用于制造光亮油料基础油产品的工艺 - Google Patents

用于制造光亮油料基础油产品的工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN116867880A
CN116867880A CN202280015985.8A CN202280015985A CN116867880A CN 116867880 A CN116867880 A CN 116867880A CN 202280015985 A CN202280015985 A CN 202280015985A CN 116867880 A CN116867880 A CN 116867880A
Authority
CN
China
Prior art keywords
less
base oil
feedstock
product
content
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.)
Pending
Application number
CN202280015985.8A
Other languages
English (en)
Inventor
H·特雷维诺
张明慧
雷光韬
T·R·法雷尔
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.)
Chevron USA Inc
Original Assignee
Chevron USA Inc
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 Chevron USA Inc filed Critical Chevron USA Inc
Publication of CN116867880A publication Critical patent/CN116867880A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
    • C10G45/46—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used
    • C10G45/48—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • C10G45/60—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins characterised by the catalyst used
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/302—Viscosity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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

Abstract

一种用于经由加氢处理由基础油进料流制造光亮油料基础油的改进的方法，所述基础油进料流包含常压渣油原料和任选地基础油原料。所述方法总体涉及使包含常压渣油的基础油进料流经历加氢裂化和脱蜡步骤，以及任选地进行加氢精制以产生基础油产品，所述基础油产品包括在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料等级基础油产品。本发明可用于制造诸如光亮油料的重质等级基础油产品，以及II类和/或III/III+类基础油。

Description

用于制造光亮油料基础油产品的工艺
相关申请的交叉引用
本申请要求2021年1月26日提交的美国临时申请序列号63/141,962的优先权权益，所述申请的公开内容整体并入本文。
发明领域
本发明涉及一种用于通过将常压渣油原料与基础油原料组合以形成组合进料流并经由加氢处理由其形成光亮油料基础油产品来制造光亮油料基础油产品的工艺。
发明背景
诸如粘度指数(VI)为120或更大的那些(II类和III类)的高品质润滑基础油通常可由诸如真空瓦斯油(VGO)的高沸点真空馏出物通过以下方式来生产：进行加氢裂化以提高VI，之后进行催化脱蜡以降低倾点和浊点，并且之后进行加氢精制以使芳烃饱和并提高稳定性。在加氢裂化中，高沸点分子被裂化为低沸点分子，这提高了VI，但也降低了粘度和产率。为了以高产率制造高VI和高粘度等级基础油，加氢裂化器进料必须含有一定量的高沸点分子。典型地，由于温度和压力的实际限制，VGO在真空塔中从常压渣油(AR)中回收极高沸点分子的能力有限。将较高沸点分子进料到加氢裂化器的一种可能的方式是直接进料AR，但这种方法通常是不可能或不可行的，因为AR通常含有对加氢裂化器催化剂极其有害的材料，包括例如镍、钒、微碳残渣(MCR)和沥青质。这些材料将加氢裂化器催化剂的寿命缩短到不可接受的程度，从而使得此类进料的使用变得不切实际。
将难处理的全原油和其他中间进料用于制造基础油的一种方法是首先在溶剂脱沥青(SDA)单元中处理进料，诸如AR或真空渣油(VR)。这种处理通常是必要的，以分离大部分不期望的材料，同时生产具有可接受的加氢裂化器进料品质的脱沥青油(DAO)。然而，此类SDA单元的非常高的资本要求和高操作成本以及全过程方法使其成为不可取的替代品。已经实现试图最小化或消除对溶剂脱沥青步骤的需求的其他方法，但在成本或其他工艺改进方面并未提供明显的好处。
III类基础油和成品机油的生产通常需要使用昂贵且供应有限的粘度指数改进剂，诸如聚α烯烃，或其他昂贵的处理技术，诸如使用气液化(GTL)原料或例如，通过矿物油的多重加氢裂化处理来进行。III类基础油的生产通常还需要高品质原料和高转化率的处理，以牺牲产品产率来满足VI目标。然而，尽管工业界不断努力，但相对便宜和合适的原料以及制造此类产品的简化工艺仍有待开发和商业化。
超重质的较高等级的基础油典型地无法使用常规可用的原油来经济地制造，这部分是因为此类原料通常不含有足够量的可用于生产此类重质等级的分子物质。用于制造重质中性(HN)基础油的典型的真空瓦斯油(VGO)进料馏分的终点仅为1050°F至1100°F，其中基础油产品受限于在11至12cSt范围(在100℃下测量)内的粘度。制造较重等级的基础油所需的分子在这些通常可用的进料馏分中并不大量存在。处理此类进料以生产较重馏分会引入过量的杂原子(诸如氮)和芳烃，并且需要大量预处理和高苛刻度的转化。由此产生的低产率会使得使用通常可用的进料的这种工艺不经济。因此，利用适合于生产较重等级的基础油的进料(例如，具有较高纯度、较低芳烃含量和在感兴趣的高沸点范围内具有较高VI的进料)的工艺作为生产重质基础油产品的来源是期望的。
对于较重等级的光亮油料基础油来说，前述考虑因素也是值得关注的。光亮油料是非常高粘度的基础油，其正常沸点(NBP)为1000°F或更高并且在100°F下的粘度在约22(或更高)至约30cSt的范围内。此类光亮油料基础油的分子组成通常超出了用于生产如600N的中性油和其他产品的典型VGO油料的范围。光亮油料通常由真空渣油(VR)或常压渣油(AR)原料制成。由于VR和AR两者都含有相当大浓度的不适合于基础油的分子，如沥青质、微碳残渣(MCR)和含氮分子，此外还含有如含镍和含钒分子的催化剂毒物，因此典型地必须对此类原料进行预处理来使品质升级。典型地，此类VR和AR在使用丙烷溶剂的溶剂脱沥青单元(PDA)中进行充分预处理，以在基础油加氢裂化器(HCR)中实现可接受的产率和催化剂寿命。HCR之后对脱沥青油(DAO)进行处理并使其裂化，以提高粘度指数(VI)并且产生含蜡光亮油料。然后将含蜡光亮油料脱蜡以降低倾点和浊点，之后进行加氢精制以去除痕量杂质。
尽管在由不同且具有挑战性的进料生产基础油方面取得了进展，但仍存在对利用不同原料并提高有价值的包括光亮油料基础油的较重等级基础油产品的产率的改进工艺的持续需求。
发明内容
本发明涉及一种用于通过加氢处理基础油进料流来制造光亮油料基础油产品的工艺。虽然不必限于此，但本发明的目的之一是提供一种用于生产光亮油料的不需要对原料进行溶剂脱沥青的工艺。另一个目的是提供提高的光亮油料基础油产率。
一般而言，根据本发明的第一工艺包括通过以下方式来制造光亮油料基础油：提供任选地与常规基础油原料组合的常压渣油原料作为基础油进料流；在加氢裂化条件下使所述基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；在加氢异构化条件下使所述液体馏分与加氢脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物。一般而言，所述常压渣油原料具有大于约25°API的API重力、小于约2ppm的镍和钒含量、小于约1重量％的MCR以及小于约500ppm的沥青质含量。所述工艺产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。在一些方面，与使用不包含常压渣油原料组分的原料相比，所述工艺还可提供一种或多种基础油产品的有益的产率改进。
本发明还涉及一种通过将常压渣油原料添加到常规基础油工艺中的基础油原料来改良基础油工艺以产生光亮油料基础油的方法，所述常规基础油工艺包括使基础油进料流经历加氢裂化和脱蜡步骤以形成包含轻质产物和重质产物的脱蜡产物。因此，改良的光亮油料基础油工艺包括：将常压渣油原料与基础油原料组合以形成基础油进料流；在加氢裂化条件下使所述基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为至少气体馏分和液体馏分；在加氢异构化条件下使所述液体馏分与加氢脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物。一般而言，所述常压渣油原料具有大于约25°API的API重力、小于约2ppm的镍和钒含量、小于约1重量％的MCR以及小于约500ppm的沥青质含量。所述改良的工艺产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品，并且与使用不包含常压渣油原料组分的原料相比，还可提供一种或多种基础油产品的有益的产率改进。
本发明还涉及一种用于制造光亮油料基础油的工艺，所述光亮油料基础油在100℃下的粘度为至少约22cSt：将包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流分离为前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油，以形成中等真空瓦斯油MVGO馏分和重质真空瓦斯油HVGO；在加氢裂化条件下使HVGO馏分与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；对所述液体馏分进行加氢脱蜡以产生脱蜡产物；以及任选地，对所述脱蜡产物进行加氢精制以产生加氢精制的脱蜡产物。一般而言，所述常压渣油原料具有大于约25°API的API重力、小于约2ppm的镍和钒含量、小于约1重量％的MCR以及小于约500ppm的沥青质含量。与使用不包含常压渣油原料组分的原料相比，所述工艺产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
本发明还提供了一种用于由中等真空瓦斯油MVGO馏分制造基础油产品的工艺：在加氢裂化条件下使所述MVGO馏分与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物在脱蜡之后的粘度指数为120或更大。
附图说明
本发明的范围不受随附本公开的任何代表性附图的限制，并且应理解为由本申请的权利要求限定。
图1是制造基础油产品的现有技术工艺的总体框图示意图。
图2a是根据本发明的使用常压渣油(AR)或真空瓦斯油(VGO)和AR的共混物(VGO/AR)制造基础油产品的工艺的实施方案的总体框图示意图。
图2b是根据本发明的使用来自常压渣油的中等真空瓦斯油(MV GO)馏分制造III/III+类基础油产品，以及使用来自常压渣油的重质真空瓦斯油(HVGO)残余馏分或VGO与HVGO的共混物(VGO/HVGO)制造重质基础油产品的工艺的实施方案的总体框图示意图。
具体实施方式
尽管本文提供了一个或多个方面的说明性实施方案，但所公开的工艺可使用任何数量的技术来实现。本公开不限于本文示出的说明性或特定实施方案、附图和技术(包括本文示出和描述的任何示例性设计和实施方案)，并且可在所附权利要求的范围及其等效物的全部范围内进行修改。
除非另有指示，否则以下术语、术语和定义适用于本公开。如果在本公开中使用术语，但在本文没有具体定义，则可应用来自IUPAC化学术语汇编，第2版(1997)的定义，前提条件是定义不与本文应用的任何其他公开内容或定义冲突，或没有使应用该定义的任何权利要求变得不明确或不可行。如果通过引用并入本文的任何文件所提供的任何定义或用法与本文提供的定义或用法冲突，则应理解为本文提供的定义或用法适用。
“API基础油类别"是满足表1所示的不同标准的基础油的分类：
表1：基础油原料性质(4cSt@100℃粘度原料，无添加剂)
"API重力"是指石油原料或产品相对于水的重力，如通过ASTM D4052-11或ASTMD1298所确定，典型地使用可商购获得的石油分析设备进行。
“ISO-VG"是指针对工业应用推荐的粘度分级，如由IS03448：1992所定义。
“粘度指数”(VI)表示润滑剂的温度依赖性，如通过ASTM D2270-10(E2011)所确定，典型地使用可商购获得的石油分析设备进行。
“微碳残渣"(MCRT)表示所形成的碳残渣的量，如通过ASTM D4530所确定，典型地使用可商购获得的石油分析设备进行。
“芳烃萃取”是用于生产溶剂中性基础油的工艺的一部分。在芳烃萃取期间，真空瓦斯油、脱沥青油或其混合物在溶剂萃取单元中使用溶剂来萃取。在溶剂蒸发之后，芳烃萃取产生含蜡的萃余液和芳烃萃取物。
“常压渣油”或“常压渣油”(AR)是原油在常压下蒸馏的产物，其中挥发性物质已经在蒸馏期间被去除。AR馏分典型地在650°F直至680°F的切割点下获取。
“真空瓦斯油”(VGO)是原油真空蒸馏的副产物，其可被送到加氢处理单元或芳烃萃取处以升级为基础油。VGO通常包括在0.101MPa下沸程分布在343℃(649°F)与538℃(1000°F)之间的烃。如本文所用，术语“中等真空瓦斯油”(缩写为"MVGO")是指真空瓦斯油或其一部分，包括例如其中MVGO是前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油或其一部分。术语“重质真空瓦斯油”(缩写为“HVGO”)是指重质真空瓦斯油或其一部分，包括例如源自VGO的馏分。在一些情况下，HVGO可源自VGO原料，其中已经从VGO原料分离出MVGO馏分部分，从而留下剩余物作为HVGO部分。例如，重质真空瓦斯油(HVGO)可为从VGO原料获得的剩余物，其中MVGO部分已经被去除，MVGO部分的前端切割点为约700°F或更高并且后端切割点为约900°F或更低。
“脱沥青油"(DAO)通常是指来自真空蒸馏单元的在溶剂脱沥青工艺中已经脱沥青的渣油。炼油厂中的溶剂脱沥青描述于J.Speight，Synthetic Fuels Handbook，ISBN007149023X，2008，第64页、第85-85页和第121页中。
当与油原料结合使用时，“处理”、“经处理的”、“升级(upgrade、upgrading)”和“经升级的(upgraded)”描述了正在或已经经受加氢处理的原料，或所得的材料或粗产物，它们实现了原料分子量的降低、原料沸点范围的降低、沥青质浓度的降低、烃自由基浓度的降低和/或杂质(诸如硫、氮、氧、卤化物和金属)量的降低。
“溶剂脱蜡"是通过在低温下使石蜡结晶并通过过滤分离来脱蜡的工艺。溶剂脱蜡产生脱蜡油和粗蜡。可对脱蜡油进一步进行加氢精制以产生基础油。
“加氢处理”是指在较高的温度和压力下使含碳原料与氢气和催化剂接触，以达到去除不期望的杂质和/或将原料转化为期望产物的目的的工艺。加氢处理工艺的实例包括加氢裂化、氢化处理、催化脱蜡和加氢精制。
“加氢裂化”是指加氢和脱氢伴随烃的裂化/片段化，例如，将较重的烃转化为较轻的烃，或将芳烃和/或环烷烃(环烷属烃)转化为非环状支化链烷烃的工艺。
“氢化处理”是指将含硫和/或含氮的烃进料转化为具有降低的硫和/或氮含量的烃产物(典型地与加氢裂化结合)并且(相应地)产生硫化氢和/或氨气作为副产物的工艺。
“催化脱蜡”或加氢异构化是指通过在存在氢气的情况下并在催化剂上将正链烷烃异构化为其更支化的对应物的工艺。
“加氢精制”是指意图通过去除痕量芳烃、烯烃、发色体和溶剂来改进加氢精制产物的氧化稳定性、UV稳定性和外观的工艺。如本公开所用，术语UV稳定性是指在暴露于UV光和氧气时被测试的烃的稳定性。当形成可见的沉淀物，通常看起来像是Hoc或浑浊，或在暴露于紫外光和空气之后产生较暗的颜色时，表明不稳定性。加氢精制的一般描述可见于美国专利号3，852,207和4,673,487。
术语“氢(Hydrogen或hydrogen)”是指氢本身，和/或提供氢源的一种或多种化合物。
“切割点"是指在实沸点(TBP)曲线上达到预定分离程度时的温度。
“TBP"是指含烃进料或产物的沸点，如通过ASTM D2887-13进行模拟蒸馏(SimDist)所确定。
“含烃”、“烃”和类似术语是指仅含有碳和氢原子的化合物。其他标识符可用于指示在烃中存在特定基团(如果有的话)(例如，卤化烃指示存在代替烃中等同数量的氢原子的一个或多个卤素原子)。
“IIB族"或"IIB族金属"是指呈元素、化合物或离子形式中的任一种的锌(Zn)、镉(Cd)、汞(Hg)及其组合。
“IVA族”或"IVA族金属”是指呈元素、化合物或离子形式中的任一种的锗(Ge)、锡(Sn)或铅(Pb)及其组合。
“V族金属”是指呈元素、化合物或离子形式的钒(V)、铌(Nb)、钽(Ta)及其组合。
“VIB族"或"VIB族金属”是指呈元素、化合物或离子形式中的任一种的铬(Cr)、钼(Mo)、钨(W)及其组合。
“VIII族"或“VIII族金属"是指呈元素、化合物或离子形式中的任一种的铁(Fe)、钴(Co)、镍(Ni)、钌(Ru)、铼(Rh)、铑(Ro)、钯(Pd)、锇(Os)、铱(Ir)、铂(Pt)及其组合。
术语“载体"(特别是如在术语“催化剂载体"中所用)是指典型地为具有高表面积的固体的常规材料，催化剂材料附着于其上。载体材料可为惰性的或参与催化反应，并且可为多孔的或无孔的。典型的催化剂载体包括各种碳、氧化铝、二氧化硅和二氧化硅-氧化铝，例如无定形二氧化硅铝酸盐、沸石、氧化铝-氧化硼、二氧化硅-氧化铝-氧化镁、二氧化硅-氧化铝-二氧化钛和通过向前述材料中添加其他沸石和其他复合氧化物而获得的材料。
“分子筛”是指在骨架结构内具有分子尺寸的均匀的孔的材料，使得根据分子筛的类型，只有某些分子可进入分子筛的孔结构，而其他分子被排除在外，这例如是由于分子大小和/或反应性。沸石、结晶磷酸铝和结晶硅磷酸铝是分子筛的代表性实例。
W220和W600是指含蜡的中等和重质II类基础油产品等级，其中W220：是指在100℃下标称粘度为约6cSt的含蜡中等基础油产品，而W600：是指在100℃下标称粘度为约12cSt的含蜡重质基础油产品。在脱蜡之后，II类基础油的典型测试数据如下：
在本公开中，虽然组合物和方法或工艺往往以“包含”各种组分或步骤的形式描述，但除非另有说明，否则组合物和方法也可“基本上由各种组分或步骤组成”或“由各种组分或步骤组成”。
术语“一个”、“一种”和“该/所述”意图包括多个替代物，例如至少一个/种。例如，除非另有指明，否则“过渡金属"或“碱金属"的公开意在涵盖一种过渡金属或碱金属，或多于一种过渡金属或碱金属的混合物或组合。
本文的详细描述和权利要求中的所有数值均由“约为”或“近似”所指示的值来修饰，并且考虑本领域普通技术人员所预期的实验误差和变化。
在一方面，本发明是一种用于制造光亮油料基础油的工艺，所述光亮油料基础油在100℃下的粘度为至少约22cSt，所述工艺包括：在加氢裂化条件下使包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；在加氢异构化条件下使液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及任选地，在加氢精制条件下使脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；其中所述工艺产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
基础油原料通常满足以下性质条件中的一者或多者：
API重力在15-40或15-30或15-25的范围内，或至少15，或至少17，任选地小于常压渣油原料；
VI在30-90或40-90或50-90或50-80的范围内，任选地小于常压渣油原料的VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt或3-25cSt或3-20cSt的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt；
在70℃下的粘度在5-50cSt或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或5-20cSt或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在0.01-0.3重量％或0.01-0.2重量％或0.02-0.15重量％，或小于0.3重量％，或小于0.2重量％的范围内；
蜡含量在5-90重量％或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或10-25重量％的范围内，或至少5重量％或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地小于常压渣油原料的蜡含量；
氮含量小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；
硫含量小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；和/或
1050+°F含量小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于常压渣油原料的1050+°F含量。
在一些方面，基础油原料具有以下各者：氮含量，其小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；或硫含量，其小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；或1050+°F含量，其小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于常压渣油原料的1050+°F含量，或其组合。
合适的基础油原料可来自任何原油原料或其馏分，包括加氢处理的中间流或其他进料。一般来说，基础油原料含有在基础油范围内沸腾的材料。原料可包括来自各种来源的常压和真空渣油，包括全原油和石蜡基原油。
常压渣油(AR)原料通常满足以下性质条件中的一者或多者：
API重力在20-60或20-45或25-45的范围内，或至少20，或至少22，或任选地大于所述基础油原料的API；
VI在50-200，或70-190，或90-180的范围内，或至少80，或任选地大于所述基础油原料的VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt，或3-25cSt，或3-20cSt，或3-10cSt的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt，或小于10cSt；
在70℃下的粘度在5-50cSt或5-30cSt，或5-20cSt，或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在约0.01-0.3重量％或约0.01-0.2重量％或约0.02-0.15重量％，或小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；
蜡含量在5-90重量％，或5-80重量％，或5-70重量％，或5-60重量％，或5-50重量％，或5-40重量％，或5-30重量％，或10-25重量％的范围内，或至少5重量％，或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地大于所述基础油原料的蜡含量；
氮含量小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm，或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm；
硫含量小于8000ppm，或小于6000ppm，或小于4000ppm，或小于3000ppm，或小于2000ppm，或小于1000ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或在100-8000ppm，或100-6000ppm，或100-4000ppm，或100-2000ppm，或100-1000ppm，或100-500ppm，或100-200ppm的范围内；和/或
1050+°F含量在2-50重量％，2-40重量％，或4-50重量％，或4-40重量％，或8-50重量％，或8-40重量％的范围内，或至多50重量％，或至多40重量％，或至多30重量％，或至多20重量％，或至多10重量％，任选地大于基础油原料的1050+°F含量。
在一些方面，具有本文所述的性质特性的AR原料可有利地源自轻质致密油(LTO，例如，典型地API＞45的页岩油)。合适的原料可为二叠纪盆地原料和别处原料，包括EagleFord、Avalon、Magellan、Buckeye等。
常压渣油(AR)原料通常不同于常规AR原料。例如，AR原料典型地在前述原料性质中的一个或多个方面不同于常规AR原料，其中用于本发明的AR原料通常具有较低的性质值和范围。在更特定的情况下，与常规AR相比，AR原料具有更低的热C7沥青质含量、氮含量和/或硫含量、1050+°F含量、金属含量(例如，镍、钒和/或铁)，或其组合。
在一些情况下，常压渣油原料具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；以及氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm，或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm。常压渣油原料还可具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm；以及金属含量，为：小于约5ppm的镍、或小于约3ppm的钒、或小于约4ppm的铁，或其组合。更进一步地，AR原料还可满足以下条件：常压渣油原料满足以下条件：在100℃下的粘度小于10cSt，或在3-10cSt的范围内；热C7沥青质含量小于约0.1重量％，或在约0.01-0.1重量％的范围内；MCRT小于2重量％；氮含量小于800ppm；硫含量小于3000ppm；镍含量小于5ppm；钒含量小于3ppm；并且铁含量小于4ppm。
基础油原料和常压渣油原料都可具有在任何提及的宽范围和窄范围以及此类范围的组合内的任何前述性质。
基础油进料流通常包含5-95重量％的常压渣油原料和95-5重量％的基础油原料，或10-90重量％的常压渣油原料和90-10重量％的基础油原料，或10-80重量％的常压渣油原料和90-20重量％的基础油原料，或10-60重量％的常压渣油原料和90-40重量％的基础油原料，或10-50重量％的常压渣油原料和50-90重量％的基础油原料，或10-40重量％的常压渣油原料和90-60重量％的基础油原料，或10-30重量％的常压渣油原料和90-70重量％的基础油原料，或30-60重量％的常压渣油原料和70-40重量％的基础油原料，或40-60重量％的常压渣油原料和60-40重量％的基础油原料。
在某些实施方案中，基础油进料流不含有添加的全原油原料，和/或不含有真空渣油原料，和/或不含有脱沥青油原料组分，和/或仅含有常压渣油原料和基础油原料。虽然基础油原料和AR原料的一些特定的性质特性可具有相似或重叠的性质值或值范围，但基础油原料和AR原料并不相同，因为典型地，一个或多个性质特性会显著不同。例如，在一些情况下，常压渣油原料和基础油原料在其相应的氮含量、硫含量、1050+°F含量、或其组合方面会有所不同。
虽然不限于直馏工艺，但所述工艺不需要包括将液体原料作为基础油进料流的一部分或作为常压渣油原料和基础油原料中的任一者或两者进行再循环。然而，在某些实施方案中，可使用一个或多个中间流的再循环。
基础油原料可包含真空瓦斯油，或基本上由真空瓦斯油组成，或由真空瓦斯油组成，包括完整的未分割原料和分割原料。真空瓦斯油可为从被分割为轻质馏分和重质馏分的真空瓦斯油获得的重质真空瓦斯油，其中重质馏分的切割点温度范围为约950°F至1050°F。VGO同样可为源自各种原料的共混物，并且可包括不同量的所定义的沸点范围组分。例如，源自特定原料的VGO的一种组分可具有较高的1050+°F含量，而其他VGO组分给VGO带来了较低的1050+°F含量。
脱蜡产物和/或加氢精制的脱蜡产物典型地是作为轻质基础油产品和重质基础油产品而获得。轻质基础油产品在100℃下的标称粘度通常在约3-9cSt，或4-8cSt或5-7cSt的范围内和/或重质基础油产品在100℃下的标称粘度通常在13-24cSt或13-21cSt或13-18cSt的范围内。脱蜡产物可被进一步分离为至少一种在100℃下标称粘度为约6cSt的轻质产物，和/或至少一种在100℃下标称粘度为13cSt或更大，或在100℃下为13-16.5cSt，或在100℃下为约13-23cSt的重质产物，或其组合。
与润滑油进料流中不包含常压渣油原料的相同工艺相比，与所述工艺相关联的优点之一是重质基础油产品相对于轻质基础油产品的产率可提高至少约0.5液体体积％(L体积％)，或至少约1L体积％，或至少约2L体积％，或至少约5L体积％。在一些实施方案中，与基础油进料流中不包含常压渣油原料的相同工艺相比，重质基础油产品的产率可提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％，或至少约2L体积％，或至少约5L体积％，或至少约10L体积％，或至少约20L体积％。与基础油进料流中不包含常压渣油原料的相同工艺相比，总含蜡产率也可提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％，或至少约2L体积％，或至少约5L体积％。
在另一方面，本发明涉及一种用于改良常规或现有的基础油工艺以生产光亮油料基础油产品的方法，所述光亮油料基础油产品在100℃下的粘度为至少约22cSt。特别地，包括使基础油进料流经历加氢裂化和脱蜡步骤以形成包含较轻产物和较重产物的脱蜡产物的基础油工艺可根据本发明通过以下方式来进行改良：使包含常压渣油原料的基础油原料经历基础油工艺的加氢裂化和脱蜡步骤以产生脱蜡产物。可任选地在加氢精制条件下使脱蜡产物进一步与加氢精制催化剂接触以产生包含光亮油料产物的加氢精制的脱蜡产物。
本发明还涉及一种用于由基础油进料流或其馏分制造光亮油料基础油的工艺，所述光亮油料基础油在100℃下的粘度为至少约22cSt，所述工艺包括：提供包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流；将所述基础油进料流分离为前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油，以形成中等真空瓦斯油MVGO馏分和重质真空瓦斯油HVGO馏分；在加氢裂化条件下使所述HVGO馏分与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；对所述液体馏分进行脱蜡以产生脱蜡产物；以及任选地，对所述脱蜡产物进行加氢精制以产生加氢精制的脱蜡产物，使得所述工艺产生至少一种在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
与使用常规VGO原料相比，使用在本文中被称为中等真空瓦斯油(MVGO)的前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油在MVGO的III类或III+类4cSt 100℃粘度下提供提高的含蜡产品产率，这比不包括MVGO作为基础油原料的相同工艺高至少约0.51体积％，或11体积％，或21体积％，或31体积％，或51体积％。
本发明还涉及一种结合两个工艺方面的工艺，即，其中使用某一原料来获取窄切割点MVGO馏分，并且将相同或不同的原料用于常压渣油馏分。用于由基础油原料或其馏分制造包括光亮油料的基础油的组合工艺包括：从基础油原料或其馏分提供常压渣油馏分；将所述基础油原料或其馏分和/或基础油常压渣油馏分分离为前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或低的窄真空瓦斯油切割点馏分，以形成MVGO馏分和残余HVGO馏分；使用所述HVGO馏分作为第一工艺中的常压渣油原料以制备脱蜡产物和/或加氢精制的脱蜡产物；和/或使用所述MVGO馏分作为第二工艺中的基础油原料以制备在脱蜡之后粘度指数为120或更大的脱蜡产物和/或加氢精制的脱蜡产物，同时还产生至少一种在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
在某些实施方案中，基础油原料可包含致密油，尤其是轻质致密油，或其馏分。窄真空瓦斯油切割点馏分也可源自常压渣油馏分，包括源自轻质致密油的常压渣油馏分。
有利地，将AR原料分馏为MVGO馏分和HVGO馏分提供了生产III/III+类基础油产品，同时仍然允许HVGO馏分与常规VGO基础油原料一起使用来生产重质等级基础油产品(尤其是在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品)的能力。例如，可生产的III/III+类产品包括在100℃下粘度为约4cSt(例如，在100℃下为3-5cSt)的基础油产品。在一些实施方案中，使用MVGO生产III/III+类基础油产品导致此类产品的产率更高。
图2a中示意性地示出了根据本发明的实施方案的方法或工艺的图示，其中使用了常规基础油氢化处理、加氢裂化、加氢脱蜡和加氢精制工艺步骤、条件以及催化剂。与图1示意性所示的现有技术基础油工艺相比，图2a示出了VGO和常压渣油(AR)的进料共混物的使用，其中常规工艺典型地使用VGO基础油原料。图2b还示出了AR原料用以形成中等真空瓦斯油馏分(MVGO)和重质VGO馏分(HVGO)的使用，其中MVGO馏分进料流用于生产III/III+类基础油产品，而HVGO馏分进料流与常规VGO基础油原料组合来生产重质基础油产品，例如包括光亮油料基础油产品的产品。
在所述工艺和方法以及相关联的工艺条件下适合用作加氢裂化催化剂、脱蜡催化剂和加氢精制催化剂的催化剂描述于许多公布中，包括例如美国专利公布号3,852,207；3,929,616；6,156,695；6,162,350；6,274,530；6,299,760；6,566,296；6,620,313；6,635,599；6,652,738；6,758,963；6,783,663；6,860,987；7,179,366；7,229,548；7,232,515；7,288,182；7,544,285；7,615,196；7,803,735；7,807,599；7,816,298；7,838,696；7,910,761；7,931,799；7,964,524；7,964,525；7,964,526；8,058,203；10,196,575；WO 2017/044210；等。合适的催化剂通常包括负载型催化剂，即，这些催化剂包括如本文所描述和如本领域所已知的一种或多种载体。本工艺中通常不需要使用非负载型或本体催化剂，例如，如US 2015/136646中可能描述的混合金属硫化物催化剂。
适合于加氢裂化的催化剂例如包括具有加氢-脱氢活性的材料，以及活性裂化组分载体。此类催化剂在许多专利和参考文献中都进行了很好的描述。示例性裂化组分载体包括二氧化硅-氧化铝、二氧化硅-氧化锆复合物、经酸处理的粘土、结晶铝硅酸盐沸石分子筛(诸如沸石A、八面沸石、沸石X和沸石Y)及其组合。催化剂的加氢-脱氢组分优选地包括选自第VIII族金属的金属及其化合物和选自第VIB族金属的金属及其化合物。优选的第VIII族组分包括钴和镍，尤其是其氧化物和硫化物。优选的第VIB族组分是钼和钨的氧化物和硫化物。适合用于加氢裂化工艺步骤的加氢裂化催化剂的实例为镍-钨-二氧化硅-氧化铝、镍-钼-二氧化硅-氧化铝和钴-钼-二氧化硅-氧化铝的组合。此类催化剂在其加氢和裂化的活性方面以及在其长期使用期间维持高活性的能力方面可各不相同，这取决于它们的组成和制备。
典型的加氢裂化反应条件包括：例如温度，其为450°F至900°F(232℃至482℃)，例如650°F至850°F(343℃至454℃)；压力，其为500psig至5000psig(3.5MPa至34.5MPa表压)，例如1500psig至3500psig(10.4MPa至24.2MPa表压)；以液时空速(LHSV)表示的液体反应物进料速率，其为0.1hr-1至15hr-1(v/v、)，例如0.25hr-1至2.5hr-1；液体基础油(润滑)原料的以H2/烃比表示的氢气进料速率，其为500SCF/bbl至5000SCF/bbl(89至890m3 H2/m3原料)和/或氢气分压，其大于200psig，诸如500至3000psig；以及氢气再循环率，其大于500SCF/B，诸如在1000与7000SCF/B之间。
加氢脱蜡主要用于通过从基础油中去除蜡来降低基础油的倾点和/或降低基础油的浊点。典型地，脱蜡使用催化工艺来处理蜡，通常在脱蜡之前对脱蜡器进料进行升级以提高粘度指数，降低芳烃和杂原子含量，并且减少脱蜡器进料中低沸点组分的量。一些脱蜡催化剂通过将蜡质分子裂化为较低分子量分子来完成蜡转化反应。其他脱蜡工艺可将烃进料中所含的蜡转入蜡异构化工艺，以产生倾点低于非异构化分子对应物的异构化分子。如本文所用，异构化涵盖在催化加氢异构化条件下在蜡分子的异构化中使用氢气的加氢异构化工艺。
脱蜡通常包括通过加氢异构化处理脱蜡器原料以至少转化正链烷烃并且形成包含异链烷烃的异构化产物。用于脱蜡步骤的合适的异构化催化剂可包括但不限于载体上的Pt和/或Pd。合适的载体包括但不限于：沸石CIT-1、IM-5、SSZ-20、SSZ-23、SSZ-24、SSZ-25、SSZ-26、SSZ-31、SSZ-32、SSZ-32、SSZ-33、SSZ-35、SSZ-36、SSZ-37、SSZ-41、SSZ-42、SSZ-43、SSZ-44、SSZ-46、SSZ-47、SSZ-48、SSZ-51、SSZ-56、SSZ-57、SSZ-58、SSZ-59、SSZ-60、SSZ-61、SSZ-63、SSZ-64、SSZ-65、SSZ-67、SSZ-68、SSZ-69、SSZ-70、SSZ-71、SSZ-74、SSZ-75、SSZ-76、SSZ-78、SSZ-81、SSZ-82、SSZ-83、SSZ-86、SSZ-91、SSZ-95、SUZ-4、TNU-9、ZSM-S、ZSM-12、ZSM-22、ZSM-23、ZSM-35、ZSM-48、EMT型沸石、FAU型沸石、FER型沸石、MEL型沸石、MFI型沸石、MTT型沸石、MTW型沸石、MWW型沸石、MRE型沸石、TON型沸石、基于结晶磷酸铝的其他分子筛材料，诸如SM-3、SM-7、SAPO-11、SAPO-31、SAPO-41、MAPO-ll和MAPO-31。异构化还可涉及负载在酸性载体材料(诸如β或沸石Y分子筛、二氧化硅、氧化铝、二氧化硅-氧化铝及其组合)上的Pt和/或Pd催化剂。合适的异构化催化剂在专利文献中进行了很好的描述，参见例如美国专利号4,859,312；5,158,665；以及5,300,210。
加氢脱蜡条件通常取决于所使用的进料、所使用的催化剂、催化剂预处理、期望的产率和期望的基础油性质。典型的条件包括：500°F至775°F(260℃至413℃)的温度；15psig至3000psig的压力(0.10MPa至20.68MPa表压)；0.25hr-1至20hr-1的LHSV；以及2000SCF/bbl至30，000SCF/bbl的氢气与进料比(356至5340m3 H2/m3进料)。一般来说，将氢气从产物中分离并且再循环到异构化区。合适的脱蜡条件和工艺描述于例如以下各者中：美国专利号5,135,638；5,282,958；以及7,282,134。
可对含蜡产品W220和W600脱蜡以形成可能适合(或更适合)用作润滑基础油或用于润滑剂制剂中的220N和600N中性产品。例如，脱蜡产物可与现有的润滑基础油混合或掺合，以便产生新的基础油或改良现有基础油的性质，例如，以满足如220N和600N的特定基础油等级的特定目标条件，诸如粘度或Noack目标条件。异构化和共混可用于调节基础油的倾点和浊点并且将其维持在合适的值。正链烷烃也可在经历催化异构化之前与其他基础油组分共混，包括将正链烷烃与异构化产物共混。可在脱蜡步骤中产生的润滑基础油可在分离步骤中进行处理以去除液体产物。润滑基础油可通过蒸馏，使用常压蒸馏和任选地真空蒸馏来进一步处理以产生润滑基础油。
典型的氢化处理条件在广泛的范围内变化。一般而言，总LHSV为约0.25hr-1至10hr-1(v/v)，或替代地约0.5hr-1至1.5hr-1。总压力为200psig至3000psig，或替代地范围为约500psia至约2500psia。以H2/烃比表示的氢气进料速率典型地为500SCF/Bb1至5000SCF/bbl(89至890m3H2/m3原料)，并且经常是在1000与3500SCF/Bbl之间。反应器中的反应温度的范围典型地将为约300°F至约750°F(约150℃至约400℃)，或替代地范围为450°F至725°F(230℃至385℃)。
实际上，可使用包括氢化处理(HDT、HDM、DEMET等)、加氢裂化(HCR)、加氢脱蜡(HDW)和加氢精制(HFN)催化剂的分层催化剂体系，以使用单个或多反应器系统来产生中间和/或成品基础油。典型配置包括两个反应器，其中第一反应器包括提供DEMET、HDT预处理、HCR和/或HDW活性的分层催化剂。执行类似功能的不同催化剂(例如，不同水平的加氢裂化活性)也可例如在单个反应器内的不同层中或在单独的反应器中使用。
为了避免疑义，本申请涉及以下编号段落中描述的主题：
1.一种用于制造光亮油料基础油的方法，所述方法包括
在加氢裂化条件下使包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述常压渣油原料具有大于约25°API的API重力、小于约2ppm的镍和钒含量、小于约1重量％的MCR以及小于约500ppm的沥青质含量，并且其中所述方法产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
2.如段落1所述的方法，所述方法用于改良基础油方法以产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油，其中所述基础油方法包括使基础油进料流经历加氢裂化和脱蜡步骤以形成包含轻质产物和重质产物的脱蜡产物；所述方法包括，
使包含所述常压渣油原料的所述基础油进料流经历所述基础油方法的所述加氢裂化和脱蜡步骤；
其中所述改良的基础油方法包括：
在加氢裂化条件下使包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为至少气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述改良的方法产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
3.一种用于根据段落1由基础油进料流或其馏分制造光亮油料基础油的方法，所述光亮油料基础油在100℃下的粘度为至少约22cSt，所述方法包括
提供包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流；
将所述基础油进料流或其馏分分离为前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油馏分，以形成中等真空瓦斯油MVGO馏分和重质真空瓦斯油HHVGO馏分；以及
使用所述HHVGO馏分作为如段落1所述的方法中的所述常压渣油原料。
4.如段落1-3中任一段所述的方法，其中所述基础油进料流包含基础油原料。
5.如段落1-4中任一段所述的方法，其中所述常压渣油原料满足以下条件中的一者或多者：
API重力在25-60或25-45的范围内，或任选地大于所述基础油原料的API；
VI在50-200或70-190或90-180的范围内，或至少80，或任选地大于所述基础油原料的VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt或3-25cSt或3-20cSt，或3-10cST的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt，或小于10cSt；
在70℃下的粘度在5-25cSt或5-20cSt或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在0.01-0.3重量％或0.01-0.2重量％或0.02-0.15重量％，或小于0.3重量％，或小于0.2重量％，或小于0.1重量％的范围内；
蜡含量在5-40重量％或5-30重量％或10-25重量％的范围内，或至少5重量％或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地大于所述基础油原料的蜡含量；
氮含量小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm或小于800ppm或小于500ppm或小于200ppm或小于100ppm；
硫含量小于8000ppm或小于6000ppm或小于4000ppm或小于3000ppm或小于2000ppm或小于1000ppm或小于500ppm或小于200ppm，或在100-8000ppm或100-6000ppm或100-4000ppm或100-2000ppm或100-1000ppm或100-500ppm或100-200ppm的范围内；和/或
1050+°F含量在5-50重量％或2-40重量％或4-50重量％或4-40重量％或8-50重量％或8-40重量％的范围内，或至多50重量％，或至多40重量％，或至多30重量％，或至多20重量％，或至多10重量％，任选地大于所述基础油原料的1050+°F含量。
6.如段落1-5中任一段所述的方法，其中所述常压渣油原料具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；以及氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm，或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm。
7.如段落1-6中任一段所述的方法，其中所述常压渣油原料具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm；以及金属含量，为：小于约5ppm的镍、或小于约3ppm的钒、或小于约4ppm的铁，或其组合。
8.如段落1-7中任一段所述的方法，其中所述常压渣油原料满足以下条件：
在100℃下的粘度小于10cSt，或在3-10cSt的范围内；
热C7沥青质含量小于约0.1重量％，或在约0.01-0.1重量％的范围内；
MCRT小于2重量％；
氮含量小于800ppm；
硫含量小于3000ppm；
镍含量小于5ppm；
钒含量小于3ppm；并且
铁含量小于4ppm。
9.如段落1-8中任一段所述的方法，其中所述基础油原料满足以下条件中的一者或多者：
API重力在15-40或15-30或15-25的范围内，或至少15，或至少17，任选地小于所述常压渣油原料；
VI在30-90或40-90或50-90或50-80的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt或3-25cSt或3-20cSt的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt；
在70℃下的粘度在5-50cSt或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或5-20cSt或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在0.01-0.3重量％或0.01-0.2重量％或0.02-0.15重量％，或小于0.3重量％，或小于0.2重量％的范围内；
蜡含量在5-90重量％或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或10-25重量％的范围内，或至少5重量％或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地小于所述常压渣油原料的所述蜡含量；
氮含量小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；
硫含量小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；和/或
1050+°F含量小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述1050+°F含量。
10.如段落1-9中任一段所述的方法，其中所述基础油原料具有以下各者：氮含量，其小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；或硫含量，其小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；或1050+°F含量，其小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述1050+°F含量，或其组合。
11.如段落1-10中任一段所述的方法，其中所述基础油进料流包含5-95重量％的常压渣油原料和95-5重量％的基础油原料，或10-90重量％的常压渣油原料和90-10重量％的基础油原料，或10-80重量％的常压渣油原料和90-20重量％的基础油原料，或10-60重量％的常压渣油原料和90-40重量％的基础油原料，或10-50重量％的常压渣油原料和50-90重量％的基础油原料，或10-40重量％的常压渣油原料和90-60重量％的基础油原料，或10-30重量％的常压渣油原料和90-70重量％的基础油原料，或30-60重量％的常压渣油原料和70-40重量％的基础油原料，或40-60重量％的常压渣油原料和60-40重量％的基础油原料。
12.如段落1-11中任一段所述的方法，其中所述基础油进料流不含有添加的全原油原料，或其中所述基础油进料流不含有真空渣油原料，或其中所述基础油进料流不含有脱沥青油，或其中所述基础油进料流仅含有常压渣油原料和任选地基础油原料。
13.如段落1-12中任一段所述的方法，其中所述方法不包括将液体原料作为所述基础油进料流的一部分或作为所述常压渣油原料和所述基础油原料中的任一者或两者进行再循环。
14.如段落1-13中任一段所述的方法，其中所述常压渣油原料和所述基础油原料不相同。
15.如段落14所述的方法，其中所述常压渣油原料和所述基础油原料在氮含量、硫含量、1050+°F含量、或其组合方面有所不同。
16.如段落1-15中任一段所述的方法，其中所述基础油原料包含真空瓦斯油或为真空瓦斯油，或基本上由真空瓦斯油组成，或由真空瓦斯油组成。
17.如段落1-16中任一段所述的方法，其中所述真空瓦斯油是从被分割为轻质馏分和重质馏分的真空瓦斯油获得的重质真空瓦斯油，其中所述重质馏分的切割点温度范围为约950°F至1050°F。
18.如段落1-17中任一段所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物是作为轻质基础油产品和重质基础油产品而获得。
19.如段落18所述的方法，其中所述轻质基础油产品在100℃下的标称粘度在3-9cSt，或4-8cSt或5-7cSt的范围内和/或所述重质基础油产品在100℃℃下的标称粘度在13-24cSt，或13-21cSt，或13-18cSt的范围内。
20.如段落18所述的方法，其中与所述基础油进料流中不包含所述常压渣油原料的相同方法相比，所述重质基础油产品相对于所述轻质基础油产品的产率提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％或至少约2L体积％或至少约5L体积％。
21.如段落18所述的方法，其中与所述基础油进料流中不包含所述常压渣油原料的相同方法相比，总含蜡基础油产率提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％或至少约2L体积％或至少约5L体积％。
22.如段落1-21中任一段所述的方法，其中所述脱蜡产物被进一步分离为至少一种在100℃下标称粘度为5.5至7.5cSt的较轻产物，或至少一种在100℃下标称粘度为13cSt或更大，或在100℃下为13-16.5cSt，或在100℃下为18-23cSt的较重产物，或其组合。
23.如段落3所述的方法，所述方法还包括
在加氢裂化条件下使所述MVGO馏分与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物在脱蜡之后的粘度指数为120或更大。
24.如段落23所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物的粘度指数在脱蜡之后为130或更大，或在脱蜡之后为135或更大，或在脱蜡之后为140或更大。
25.如段落23所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物包括III类或III+类基础油产品。
26.如段落23所述的方法，其中所述加氢裂化产物的粘度指数为至少约135，或140，或145，或150。
27.如段落1-26中任一段所述的方法，其中所述基础油原料包含致密油或其馏分和/或所述常压渣油原料源自致密油或其馏分。
实施例
真空瓦斯油(VGO)和常压渣油(AR)的样品是从可商购的来源获得并且在图2a所示的工艺方案中使用。AR任选地与VGO一起并在不经过溶剂脱沥青预处理的情况下直接进料到基础油加氢裂化器。
所使用的工艺条件包括0.5hr-1LHSV，1700-1800psia的反应器H2分压，约4500scfb的氢气进料瓦斯油(再循环)比以及范围为700-770+°F的反应器温度。温度和其他工艺条件被选择为产生VI为约109且在100℃下的粘度为约6cSt的轻质基础油目标产品。
根据图2a的每个反应器中的催化剂负载是用于如上文所描述的基础油生产的常规方案。催化剂配置包括分层催化剂体系，其包括在反应器催化剂床顶部处的贱金属加氢脱金属(demet)催化剂层，之后是贱金属氢化处理催化剂，然后是活性提高的含沸石的贱金属加氢裂化催化剂层。
实施例1-真空瓦斯油(VGO)原料(比较原料)
获得来自可商购来源的用于生产基础油产品的真空瓦斯油(VGO)原料样品并且对所述样品进行分析以作为比较基础情况。根据图1和图2a所示的工艺配置在以下实施例中使用VGO原料。表1中示出了这种VGO原料(样品ID 2358)的性质。
表1-真空瓦斯油(VGO)原料的性质
/>
实施例2-常压渣油(AR)原料的性质
获得来自可商购来源的常压渣油(AR1至AR5)样品并且对所述样品进行分析。表2中示出了根据本发明用作原料组分的这些AR样品的性质。
表2-常压渣油(AR)原料的性质
/>
表2A提供了比较性常规AR基础油工艺原料组分的性质。如可能提及的，表2所示的AR显著不同于表2A所示的AR0。
表2A-代表性常规常压渣油(AR)原料的性质
实施例3-常压渣油(AR)原料与真空瓦斯油(VGO)原料的共混物的性质
将实施例2的常压渣油AR1至AR5的样品与实施例1的真空瓦斯油(VGO)原料按重量比进行共混并且对共混物进行分析。表3中示出了根据本发明用作说明性原料的这些AR/VGO共混样品的性质。
表3-常压渣油(AR)与真空瓦斯油(VGO)原料共混物的性质
实施例4-对来自常压渣油(AR)原料与真空瓦斯油(VGO)原料的共混物-AR1/VGO共混物的光亮油料基础油生产的评估
针对根据图2a所代表的工艺进行的重质基础油生产评估实施例3的常压渣油AR1与真空瓦斯油(VGO)的共混原料样品。将AR1/VGO原料共混物(45重量％的AR1，55重量％的VGO)全液体产品蒸馏成八种馏分，其中最重的馏分具有911°F切割点。蒸馏模型显示40,000BPOD加氢裂化器进料的全液体产品可被蒸馏成以下产物：
6,150BPOD光亮油料基础油产品(在100℃下为29.9cSt，VI为117，1005°F+)，对应于11％的产物；
8,310BPOD含蜡重质600中性基础油产品(在100℃下为11.69cSt，VI为112，898°F至1005°F)，对应于15％的产物；
13,010BPOD含蜡220中性基础油产品(在100℃下为6.0cSt，VI为108，754°F至898°F)，对应于24％的产物；以及
27,470BPOD总含蜡基础油产品，754°F+油，对应于50％的液体产物。
在前述实施例中，常压渣油作为原料或原料共混物的使用显示出可有利地允许遵照全套加氢处理路线制得超重质等级的包括光亮油料的基础油。AR进料组分的使用可实现较高的产率和较高的产品品质并且允许处理具有较重组分和较高终点的进料共混物。虽然分馏目标和条件的变化可能会导致具有额外或不同性质的基础油产品，但常压渣油原料的使用可能够生产通过单独处理典型或标准的基础油原料并在不使用溶剂脱沥青的情况下通常无法获得的包括光亮油料的超重质基础油。
本发明的一个或多个实施方案的前述描述主要是为了说明的目的，应认识到可使用仍包含本发明的本质的变化。在确定本发明的范围时，应参考所附权利要求。
出于美国专利实践的目的，且在准许的其他专利局中，在本发明的前述描述中引用的所有专利和出版物都以引用的方式并入本文，只要其中所含的任何信息与前述公开内容一致和/或对前述公开内容进行补充。

Claims (27)

1.一种用于制造光亮油料基础油的方法，所述方法包括
在加氢裂化条件下使包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述常压渣油原料具有大于约25°API的API重力、小于约2ppm的镍和钒含量、小于约1重量％的MCR以及小于约500ppm的沥青质含量，并且其中所述方法产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
2.如权利要求1所述的方法，所述方法用于改良基础油方法以产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油，其中所述基础油方法包括使基础油进料流经历加氢裂化和脱蜡步骤以形成包含轻质产物和重质产物的脱蜡产物；所述方法包括，
使包含所述常压渣油原料的所述基础油进料流经历所述基础油方法的所述加氢裂化和脱蜡步骤；
其中所述改良的基础油方法包括：
在加氢裂化条件下使包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为至少气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述改良的方法产生在100℃下粘度为至少约22cSt的光亮油料基础油产品。
3.一种用于根据权利要求1由基础油进料流或其馏分制造光亮油料基础油的方法，所述光亮油料基础油在100℃下的粘度为至少约22cSt，所述方法包括
提供包含常压渣油原料和任选地基础油原料的基础油进料流；
将所述基础油进料流或其馏分分离为前端切割点为约700°F或更高且后端切割点为约900°F或更低的真空瓦斯油馏分，以形成中等真空瓦斯油MVGO馏分和重质真空瓦斯油HHVGO馏分；以及
使用所述HHVGO馏分作为如权利要求1所述的方法中的所述常压渣油原料。
4.如权利要求1-3中任一项所述的方法，其中所述基础油进料流包含基础油原料。
5.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其中所述常压渣油原料满足以下条件中的一者或多者：
API重力在25-60或25-45的范围内，或任选地大于所述基础油原料的API；
VI在50-200或70-190或90-180的范围内，或至少80，或任选地大于所述基础油原料的VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt或3-25cSt或3-20cSt，或3-10cST的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt，或小于10cSt；
在70℃下的粘度在5-25cSt或5-20cSt或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在0.01-0.3重量％或0.01-0.2重量％或0.02-0.15重量％，或小于0.3重量％，或小于0.2重量％，或小于0.1重量％的范围内；
蜡含量在5-40重量％或5-30重量％或10-25重量％的范围内，或至少5重量％或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地大于所述基础油原料的蜡含量；
氮含量小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm或小于800ppm或小于500ppm或小于200ppm或小于100ppm；
硫含量小于8000ppm或小于6000ppm或小于4000ppm或小于3000ppm或小于2000ppm或小于1000ppm或小于500ppm或小于200ppm，或在100-8000ppm或100-6000ppm或100-4000ppm或100-2000ppm或100-1000ppm或100-500ppm或100-200ppm的范围内；和/或
1050+°F含量在5-50重量％或2-40重量％或4-50重量％或4-40重量％或8-50重量％或8-40重量％的范围内，或至多50重量％，或至多40重量％，或至多30重量％，或至多20重量％，或至多10重量％，任选地大于所述基础油原料的1050+°F含量。
6.如权利要求1-5中任一项所述的方法，其中所述常压渣油原料具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；以及氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm，或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm。
7.如权利要求1-6中任一项所述的方法，其中所述常压渣油原料具有以下各者：热C7沥青质含量，其在小于约0.3重量％，或小于约0.2重量％，或小于约0.1重量％的范围内；氮含量，其小于2500ppm，或小于2000ppm，或小于1500ppm或小于1000ppm，或小于800ppm，或小于500ppm，或小于200ppm，或小于100ppm；以及金属含量，为：小于约5ppm的镍、或小于约3ppm的钒、或小于约4ppm的铁，或其组合。
8.如权利要求1-7中任一项所述的方法，其中所述常压渣油原料满足以下条件：
在100℃下的粘度小于10cSt，或在3-10cSt的范围内；
热C7沥青质含量小于约0.1重量％，或在约0.01-0.1重量％的范围内；
MCRT小于2重量％；
氮含量小于800ppm；
硫含量小于3000ppm；
镍含量小于5ppm；
钒含量小于3ppm；并且
铁含量小于4ppm。
9.如权利要求1-8中任一项所述的方法，其中所述基础油原料满足以下条件中的一者或多者：
API重力在15-40或15-30或15-25的范围内，或至少15，或至少17，任选地小于所述常压渣油原料；
VI在30-90或40-90或50-90或50-80的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述VI；
在100℃下的粘度在3-30cSt或3-25cSt或3-20cSt的范围内，或至少3cSt，或至少4cSt；
在70℃下的粘度在5-50cSt或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或5-20cSt或5-15cSt的范围内，或至少5cSt，或至少6cSt；
热C7沥青质含量在0.01-0.3重量％或0.01-0.2重量％或0.02-0.15重量％，或小于0.3重量％，或小于0.2重量％的范围内；
蜡含量在5-90重量％或5-80重量％或5-70重量％或5-60重量％或5-50重量％或5-40重量％或5-30重量％或10-25重量％的范围内，或至少5重量％或至少10重量％，或至少15重量％，或任选地小于所述常压渣油原料的所述蜡含量；
氮含量小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；
硫含量小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；和/或
1050+°F含量小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述1050+°F含量。
10.如权利要求1-9中任一项所述的方法，其中所述基础油原料具有以下各者：氮含量，其小于2500ppm或小于2000ppm或小于1500ppm或小于1000ppm，或在1000-5000ppm，或2000-5000ppm，或1000-4000ppm，或1000-3000ppm的范围内；或硫含量，其小于40000ppm，或小于35000ppm，或小于30000ppm，或小于25000ppm，或小于20000ppm，或小于15000ppm，或小于10000ppm，或在1000-40000ppm或1000-35000ppm或1000-30000ppm或1000-25000ppm或1000-15000ppm或1000-10000ppm的范围内；或1050+°F含量，其小于10重量％，或小于8重量％，或小于7重量％，或小于6重量％，或小于5重量％，或小于4重量％，或小于3重量％，或小于2重量％，或在2-15重量％或2-10重量％或1-7重量％的范围内，任选地小于所述常压渣油原料的所述1050+°F含量，或其组合。
11.如权利要求1-10中任一项所述的方法，其中所述基础油进料流包含5-95重量％的常压渣油原料和95-5重量％的基础油原料，或10-90重量％的常压渣油原料和90-10重量％的基础油原料，或10-80重量％的常压渣油原料和90-20重量％的基础油原料，或10-60重量％的常压渣油原料和90-40重量％的基础油原料，或10-50重量％的常压渣油原料和50-90重量％的基础油原料，或10-40重量％的常压渣油原料和90-60重量％的基础油原料，或10-30重量％的常压渣油原料和90-70重量％的基础油原料，或30-60重量％的常压渣油原料和70-40重量％的基础油原料，或40-60重量％的常压渣油原料和60-40重量％的基础油原料。
12.如权利要求1-11中任一项所述的方法，其中所述基础油进料流不含有添加的全原油原料，或其中所述基础油进料流不含有真空渣油原料，或其中所述基础油进料流不含有脱沥青油，或其中所述基础油进料流仅含有常压渣油原料和任选地基础油原料。
13.如权利要求1-12中任一项所述的方法，其中所述方法不包括将液体原料作为所述基础油进料流的一部分或作为所述常压渣油原料和所述基础油原料中的任一者或两者进行再循环。
14.如权利要求1-13中任一项所述的方法，其中所述常压渣油原料和所述基础油原料不相同。
15.如权利要求14所述的方法，其中所述常压渣油原料和所述基础油原料在氮含量、硫含量、1050+°F含量、或其组合方面有所不同。
16.如权利要求1-15中任一项所述的方法，其中所述基础油原料包含真空瓦斯油或为真空瓦斯油，或基本上由真空瓦斯油组成，或由真空瓦斯油组成。
17.如权利要求1-16中任一项所述的方法，其中所述真空瓦斯油是从被分割为轻质馏分和重质馏分的真空瓦斯油获得的重质真空瓦斯油，其中所述重质馏分的切割点温度范围为约950°F至1050°F。
18.如权利要求1-17中任一项所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物是作为轻质基础油产品和重质基础油产品而获得。
19.如权利要求18所述的方法，其中所述轻质基础油产品在100℃下的标称粘度在3-9cSt，或4-8cSt或5-7cSt的范围内和/或所述重质基础油产品在100℃下的标称粘度在13-24cSt，或13-21cSt，或13-18cSt的范围内。
20.如权利要求18所述的方法，其中与所述基础油进料流中不包含所述常压渣油原料的相同方法相比，所述重质基础油产品相对于所述轻质基础油产品的产率提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％或至少约2L体积％或至少约5L体积％。
21.如权利要求18所述的方法，其中与所述基础油进料流中不包含所述常压渣油原料的相同方法相比，总含蜡基础油产率提高至少约0.5L体积％，或至少约1L体积％或至少约2L体积％或至少约5L体积％。
22.如权利要求1-21中任一项所述的方法，其中所述脱蜡产物被进一步分离为至少一种在100℃下标称粘度为5.5至7.5cSt的较轻产物，或至少一种在100℃下标称粘度为13cSt或更大，或在100℃下为13-16.5cSt，或在100℃下为18-23cSt的较重产物，或其组合。
23.如权利要求3所述的方法，所述方法还包括
在加氢裂化条件下使所述MVGO馏分与加氢裂化催化剂接触以形成加氢裂化产物；
将所述加氢裂化产物分离为气体馏分和液体馏分；
在加氢异构化条件下使所述液体馏分与脱蜡催化剂接触，以产生脱蜡产物；以及
任选地，在加氢精制条件下使所述脱蜡产物与加氢精制催化剂接触以产生加氢精制的脱蜡产物；
其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物在脱蜡之后的粘度指数为120或更大。
24.如权利要求23所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物的粘度指数在脱蜡之后为130或更大，或在脱蜡之后为135或更大，或在脱蜡之后为140或更大。
25.如权利要求23所述的方法，其中所述脱蜡产物和/或所述加氢精制的脱蜡产物包括III类或III+类基础油产品。
26.如权利要求23所述的方法，其中所述加氢裂化产物的粘度指数为至少约135，或140，或145，或150。
27.如权利要求1-26中任一项所述的方法，其中所述基础油原料包含致密油或其馏分和/或所述常压渣油原料源自致密油或其馏分。
CN202280015985.8A 2021-01-26 2022-01-26 用于制造光亮油料基础油产品的工艺 Pending CN116867880A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US202163141962P 2021-01-26 2021-01-26
US63/141,962 2021-01-26
PCT/US2022/013848 WO2022164861A1 (en) 2021-01-26 2022-01-26 Process for making bright stock base oil products

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116867880A true CN116867880A (zh) 2023-10-10

Family

ID=80446307

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202280015985.8A Pending CN116867880A (zh) 2021-01-26 2022-01-26 用于制造光亮油料基础油产品的工艺

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20240084204A1 (zh)
EP (1) EP4284899A1 (zh)
JP (1) JP2024506821A (zh)
KR (1) KR20230132846A (zh)
CN (1) CN116867880A (zh)
BR (1) BR112023014889A2 (zh)
CA (1) CA3209472A1 (zh)
TW (1) TW202239952A (zh)
WO (1) WO2022164861A1 (zh)

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3654133A (en) * 1970-06-23 1972-04-04 Universal Oil Prod Co Dewaxed lubricating oil production
US3852207A (en) 1973-03-26 1974-12-03 Chevron Res Production of stable lubricating oils by sequential hydrocracking and hydrogenation
US3929616A (en) 1974-06-26 1975-12-30 Texaco Inc Manufacture of lubricating oils
US4673487A (en) 1984-11-13 1987-06-16 Chevron Research Company Hydrogenation of a hydrocrackate using a hydrofinishing catalyst comprising palladium
US4859312A (en) 1987-01-12 1989-08-22 Chevron Research Company Process for making middle distillates using a silicoaluminophosphate molecular sieve
US5158665A (en) 1988-02-12 1992-10-27 Chevron Research And Technology Company Synthesis of a crystalline silicoaluminophosphate
US5252527A (en) 1988-03-23 1993-10-12 Chevron Research And Technology Company Zeolite SSZ-32
AU623504B2 (en) 1989-02-17 1992-05-14 Chevron Research And Technology Company Isomerization of waxy lube oils and petroleum waxes using a silicoaluminophosphate molecular sieve catalyst
US5282958A (en) 1990-07-20 1994-02-01 Chevron Research And Technology Company Use of modified 5-7 a pore molecular sieves for isomerization of hydrocarbons
US5358627A (en) * 1992-01-31 1994-10-25 Union Oil Company Of California Hydroprocessing for producing lubricating oil base stocks
US5954945A (en) 1997-03-27 1999-09-21 Bp Amoco Corporation Fluid hydrocracking catalyst precursor and method
US6635599B1 (en) 1997-07-15 2003-10-21 Exxonmobil Research & Engineering Company Mixed metal catalyst, its preparation by co-precipitation, and its use
US6156695A (en) 1997-07-15 2000-12-05 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybdotungstate hydrotreating catalysts
US6620313B1 (en) 1997-07-15 2003-09-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process using bulk group VIII/Group VIB catalysts
US7288182B1 (en) 1997-07-15 2007-10-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts
US7229548B2 (en) 1997-07-15 2007-06-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for upgrading naphtha
US6162350A (en) 1997-07-15 2000-12-19 Exxon Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk Group VIII/Group VIB catalysts (HEN-9901)
US6758963B1 (en) 1997-07-15 2004-07-06 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing using bulk group VIII/group vib catalysts
US7232515B1 (en) 1997-07-15 2007-06-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrofining process using bulk group VIII/Group VIB catalysts
US6783663B1 (en) 1997-07-15 2004-08-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrotreating using bulk multimetallic catalysts
US6534437B2 (en) 1999-01-15 2003-03-18 Akzo Nobel N.V. Process for preparing a mixed metal catalyst composition
US6299760B1 (en) 1999-08-12 2001-10-09 Exxon Research And Engineering Company Nickel molybodtungstate hydrotreating catalysts (law444)
DE60134140D1 (de) 2000-07-12 2008-07-03 Albemarle Netherlands Bv Verfahren zur herstellung eines ein additiv enthaltenden mischmetallkatalysators
FR2843050B1 (fr) 2002-08-01 2005-04-15 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de metaux du groupe vi et du groupe viii presents au moins en partie sous la forme d'heteropolyanions dans le precurseur oxyde
AR043242A1 (es) 2003-02-24 2005-07-20 Shell Int Research Preparacion y uso de una composicion de catalizador
US20050150818A1 (en) 2003-12-19 2005-07-14 Bhan Opinder K. Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
US7282134B2 (en) 2003-12-23 2007-10-16 Chevron Usa, Inc. Process for manufacturing lubricating base oil with high monocycloparaffins and low multicycloparaffins
CN101903499A (zh) 2007-10-31 2010-12-01 雪佛龙美国公司 采用多金属催化剂的加氢转化方法和该多金属催化剂的制备方法
US7931799B2 (en) 2009-04-29 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US7964524B2 (en) 2009-04-29 2011-06-21 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US8058203B2 (en) 2009-04-29 2011-11-15 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US7964526B2 (en) 2009-04-29 2011-06-21 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
US7964525B2 (en) 2009-04-29 2011-06-21 Chevron U.S.A. Inc. Hydroconversion multi-metallic catalyst and method for making thereof
CN105916967B (zh) 2013-11-15 2019-04-23 雪佛龙美国公司 润滑基础油生产
US20160145511A1 (en) * 2014-11-20 2016-05-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroprocessing for lubricant basestock production
US9796936B2 (en) 2015-09-09 2017-10-24 Chevron U.S.A. Inc. Production of heavy API group II base oil

Also Published As

Publication number Publication date
US20240084204A1 (en) 2024-03-14
WO2022164861A1 (en) 2022-08-04
KR20230132846A (ko) 2023-09-18
CA3209472A1 (en) 2022-08-04
BR112023014889A2 (pt) 2023-10-10
TW202239952A (zh) 2022-10-16
EP4284899A1 (en) 2023-12-06
JP2024506821A (ja) 2024-02-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3397725B1 (en) Integrated resid deasphalting and gasification
JP7137585B2 (ja) 原油からのディーゼルおよびベースストックの製造
US10023822B2 (en) Production of base oils from petrolatum
EP2882831A1 (en) Co-production of heavy and light base oils
EP3397723B1 (en) Lubricant base stock production from disadvantaged feeds
CN116745391A (zh) 提高基础油产率的工艺
CN116867880A (zh) 用于制造光亮油料基础油产品的工艺
CN116888244A (zh) 用于制造重质等级基础油产品的工艺
US20220325192A1 (en) Process for improving base oil yields
CN116113496A (zh) 用于基础油生产的工艺和系统
EP3464517A1 (en) Production of upgraded extract and raffinate

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