DE69424247T2 - Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von Mitteldestillaten und Schmierölen aus Schwerölfraktionen - Google Patents

Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von Mitteldestillaten und Schmierölen aus Schwerölfraktionen

Info

Publication number
DE69424247T2
DE69424247T2 DE69424247T DE69424247T DE69424247T2 DE 69424247 T2 DE69424247 T2 DE 69424247T2 DE 69424247 T DE69424247 T DE 69424247T DE 69424247 T DE69424247 T DE 69424247T DE 69424247 T2 DE69424247 T2 DE 69424247T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
process according
stage
oxide
catalyst
weight
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.)
Revoked
Application number
DE69424247T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69424247D1 (de
Inventor
Pierre-Henri Bigeard
Alain Billon
Jean-Pierre Peries
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.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=9452297&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=DE69424247(T2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of DE69424247D1 publication Critical patent/DE69424247D1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE69424247T2 publication Critical patent/DE69424247T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Revoked legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G69/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/10Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof

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)
  • Catalysts (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

  • Die Erfindung betrifft die gemeinsame Produktion, ausgehend von schweren Erdölschnitten, von mittleren Destillaten und Basisölen hohen Viskosität, d. h. Ölen, welche Viskositätszahlen (VI) zwischen 95 und 150, und insbesondere zwischen 120 und 140 aufweisen.
  • Die Chargen verfügen über Siedepunkte oberhalb 380ºC. Es handelt sich beispielsweise um Vakuumdestillate, entasphaltierte Öle oder deren Gemische.
  • Das Institut Français du Pétrole hat seit langem Verfahren zur Produktion von öligen Basen oder Basisölen ausgehend von diesen Chargen entwickelt, sei es nun über den Extraktionsweg (beispielsweise mit Furfurol) oder durch Hydroraffinieren. Im letzteren Fall verwendet man amorphe Katalysatoren, welche Nickel und Molybdän mit Aluminiumoxid oder Siliziumoxid-Aluminiumoxid als Träger haben (Patentschrift FR-A-1.465.372).
  • Die FR-A-2.077.334 beschreibt ein anderes Verfahren zur Erzeugung eines Schmieröles mit hohem Viskositätsindex.
  • Auch ist bekannt, in zwei Stufen an zwei unterschiedlichen amorphen Katalysatoren zu arbeiten. So wird nach der Patentschrift USP-3.642.612 die Charge in Anwesenheit von Wasserstoff auf einem ersten Katalysator behandelt, der Metalle der Gruppen VI und VIII enthält, welche auf einem geringsauren Träger (Aluminiumoxid), dann auf einem zweiten Träger abgeschieden werden, der ebenfalls Metalle der Grup pe VI und VIII, jedoch abgeschieden auf einem saureren Träger (Siliziumoxid-Aluminiumoxid) enthält.
  • Vorgeschlagen wird, VI-Basisöle zu erzeugen, die wenigstens gleich, bezogen auf ein Verfahren auf amorphen Katalysatoren, sind, jedoch höhere Viskositäten (bezogen auf ein Verfahren auf amorphen Katalysatoren) mit Isokonversion zu Destillaten aufweisen.
  • Anders ausgedrückt, dieses Verfahren ermöglicht eine stärkere Produktion von mittleren Destillaten, indem man ähnliche Ölcharakteristiken beibehält.
  • Die Anmelderin hat ein flexibles Verfahren entwickelt, das an verschiedene Schnitte anpaßbar ist und es ermöglicht, die Konversion und die Viskosität auszunutzen und zu beherrschen.
  • Genauer: Gegenstand der Erfindung ist ein Verfahren zur Behandlung von schweren kohlenwasserstoffhaltigen Erdölschnitten, mit einem Siedepunkt oberhalb 380ºC, für die verbesserte Erzeugung mittlerer Destillate zusammen mit der Produktion von Basisölen mit einem Viskositätsindex zwischen 95 und 150, wobei bei diesem Verfahren in einer ersten Stufe der Schnitt (die Fraktion) kontaktiert wird, in Anwesenheit von Wasserstoff, mit wenigstens einem Katalysator, der auf einem amorphen Träger wenigstens ein Element der Gruppe VI und wenigstens ein Element der Gruppe VIII enthält, und zwar bei einer Temperatur zwischen 350 und 430ºC, unter einem Druck zwischen 5 und 20 MPa, wobei die Raumgeschwindigkeit zwischen 0,1 und 5 h&supmin;¹ und die eingeführte Sauerstoffmenge derart ist, daß das Volumenverhältnis von Wasserstoff/Kohlenwasserstoff zwischen 150 und 2000 liegt.
  • Dieses Verfahren zeichnet sich dadurch aus, daß das aus dieser ersten Stufe stammende Produkt, das über einen Viskositätsindex zwischen 90 und 130 verfügt, in einer zweiten Stufe mit wenigstens einem Katalysator kontaktiert wird, der einen Träger von 2 bis 25 Gew.-% eines Y-Zeoliths mit einem Mol-Verhältnis von Siliziumoxid-Aluminiumoxid zwischen 12 und 70 enthält und wenigstens ein Element der Gruppe VI, wenigstens ein Element der Gruppe VIII, wobei die Gesamtmenge an Oxiden dieser Elemente in dem Katalysator zwischen 8-40 Gew.-% beträgt, bei einer Temperatur zwischen 350 und 430ºC, einem Druck zwischen 5 und 20 MPa, und daß die stündliche Raumgeschwindigkeit zwischen 0,1 und 5 h&supmin;¹ liegt, und daß das aus der zweiten Stufe stammende Produkt einerseits in die mittleren Destillate und andererseits in den diese Basisöle enthaltenden Rückstand fraktioniert wird.
  • Nach einer ersten Stufe des Verfahrens werden die Charge und der zugegebene Wasserstoff mit einem ersten Katalysator kontaktiert. Die Menge an zugesetztem Wasserstoff ist derart, daß das Volumenverhältnis von H&sub2;/Kohlenwasserstoffen zwischen 150 und 2000 und bevorzugt zwischen 500 und 1500 liegt.
  • Der Katalysator der ersten Stufe wird im wesentlichen gebildet aus einem nicht-zeolithischen Träger und wenigstens einem Metall oder einer Metallverbindung, die über, eine hydrierende-dehydrierende Funktion verfügt.
  • Der Träger wird bevorzugt im wesentlichen gebildet (aus einer Basis von) Aluminiumoxid oder amorphen Siliziumoxid/Aluminiumoxid; er kann auch das Boroxid, Magnesiumoxid, Zirkonoxid, Titanoxid, Ton oder eine Kombination dieser Oxide einschließen. Die hydrierende-dehydrierende Funktion wird bevorzugt erfüllt durch wenigstens ein Metall oder eine Metallverbindung der Gruppe Molybdän, Wolfram, Nickel und Kobalt. Man kann allgemein eine Kombination von Metallen der Gruppe VI (Molybdän und/oder Wolfram insbesondere) des Periodensystems der Elemente verwenden.
  • Dieser Katalysator kann vorzugsweise Phosphor enthalten; tatsächlich ist im Stand der Technik bekannt, daß die Verbindung zwei Vorteile für die Hydrotreatment-Katalysatoren mit sich bringt: Leichtigkeit der Herstellung, insbesondere der Imprägnierung von Nickel und Molybdänlösungen sowie eine bessere Hydrieraktivität.
  • Diese NiMo-Katalysatoren auf Aluminiumoxid, NiMo auf dotiertem Aluminiumoxid mit Bor und/oder Phosphor und NiMo auf Siliziumoxid-Aluminiumoxid sind bevorzugt.
  • Vorzugsweise wählt man Aluminiumoxid in der η oder γ Form.
  • Die Gesamtkonzentration an Metalloxiden der Gruppen VI und VIII liegt zwischen 5 und 40 Gew.-% und bevorzugt zwischen 7 und 30 Gew.-% und das Gewichtsverhältnis, ausgedrückt als metallisches Oxid zwischen Metall (oder Metallen) der Gruppe VI auf Metall (oder Metallen) der Gruppe VIII liegt zwischen 20 und 1,25 und bevorzugt zwischen 10 und 2. Die Konzentration an Phosphoroxid P&sub2;O&sub5; wird niedriger liegen als 15 Gew.-% und bevorzugt 10 Gew.-%.
  • Während der ersten Stufe ermöglicht die Verwendung eines Katalysators, der die Hydrierung bezüglich der Crackung bevorzugt, verwendet unter geeigneten thermodynamischen und kinetischen Bedingungen, eine erhebliche Reduktion des Gehaltes an aromatischen polyzyklischen kondensierten Kohlenwasserstoffen. Unter diesen Bedingungen wird der größere Teil der stickstoffhaltigen Produkte der Charge ebenfalls umgeformt. Dieser Vorgang ermöglicht es also, zwei Typen von Verbindungen zu eliminieren, von denen man weiß, daß sie Inhibitoren für den zeolithischen Katalysator sind.
  • In klassischer Weise arbeitet man in dieser ersten Stufe mit Temperaturen, die zwischen 350 und 430ºC, und bevorzugt zwischen 370 und 410ºC liegen, mit Drücken, die zwischen 5 und 20 MPa, und bevorzugt zwischen 7 und 15 MPa liegen, sowie mit Raumgeschwindigkeiten zwischen 0,1 und 5 h&supmin;¹, und bevorzugt zwischen 0,3 und 1,5 h&supmin;¹.
  • Bevorzugt wird der Benützer die Temperatur dieser ersten Stufe als Funktion der Viskositätszahl, die er Basisöl am Austritt dieser Stufe zu erhalten wünscht, wählen, die bevorzugt zwischen 90 und 120, besser sogar zwischen 90 und 110 liegt.
  • Das am Austritt an dieser ersten Stufe erhaltene Produkt wird auf einen zweiten Katalysator in einer zweiten Stufe gegeben. Bevorzugt wird der Abstrom in die zweite Stufe ohne Zwischentrennung des Ammoniaks und Schwefelwasserstoffs geleitet. Eine solche Trennung kann nach einer anderen Ausführungsform des Verfahrens vorgesehen sein.
  • Der Katalysator der zweiten Stufe besteht im wesentlichen aus einem Zeolith, einem Träger und einer hydrierenden-dehydrierenden Funktion.
  • Die hydrierende-dehydrierende Funktion besteht aus einer Kombination von Metallen der Gruppe VI (Molybdän und/oder Wolfram insbesondere) und Metallen der Gruppe VIII (Kobalt und/oder Nickel insbesondere) des Periodensystems der Elemente. Dieser Katalysator kann auch vorzugsweise Phosphor enthalten.
  • Die Gesamtkonzentration an Metalloxiden der GVIII und VI liegt zwischen 8 und 40 Gew.-%, und bevorzugt zwischen 8 und 30 Gew.-% und vorteilhaft zwischen 10-40% und besser zwischen 10-30%. Das Gewichtsverhältnis, ausgedrückt als metallische Oxide zwischen Metall (oder Metallen) der Gruppe VI zu Metall (oder Metallen) der Gruppe VIII liegt zwischen 20 und 1,25, und bevorzugt zwischen 10 und 2. Die Konzentration an Phosphoroxid (P&sub2;O&sub5;) liegt bevorzugt unter 15% und bevorzugt unter 10 Gew.-%.
  • Der Träger wird gewählt aus der Gruppe, die gebildet wird durch Aluminiumoxid und Siliziumoxid, Siliziumoxid-Aluminiumoxid, Aluminiumoxid-Boroxid, Magnesiumoxid, Siliziumoxid- Magnesiumoxid, Zirkonoxid, Titanoxid, Ton, allein oder im Gemisch.
  • Der Gewichtsanteil an Zeolith liegt zwischen 2 und 25%, und bevorzugt zwischen 3 und 25% bezogen auf den endgültigen Katalysator.
  • Der Zeolith kann ggf. dotiert sein durch metallische Elemente wie beispielsweise die Metalle aus der Familie Seltene Erden, insbesondere Lanthan und Cer oder Edelmetalle oder Nicht-Edelmetalle der Gruppe VIII wie Platin, Palladium, Ruthenium, Rhodium, Iridium, Eisen und andere Metalle wie Mangan, Zink, Magnesium.
  • Ein saurer Zeolith HY ist besonders vorteilhaft und zeichnet sich aus durch unterschiedliche Eigenschaften: ein Mol- Verhältnis SiO&sub2;/Al&sub2;O&sub3; zwischen 12 und 40: ein Gehalt an Natrium unter 0,15 Gew.-%, bestimmt am bei 1100ºC kalzinierten Zeolith; ein Kristallparameter hat die Elementarmasche zwischen 24,55 · 10&supmin;¹&sup0; m und 24,24 · 10&supmin;¹&sup0; m und bevorzugt zwischen 24,38 · 10&supmin;¹&sup0; m und 24,26 · 10&supmin;¹&sup0; m; eine CNa- Kapazität zur Aufnahme von Natriumionen, ausgedrückt in Gramm Natrium pro 100 Gramm modifizierten Zeolith, neutralisiert, dann kalziniert, von mehr als etwa 0,85; eine spezifische Oberfläche, nach dem B.E.T.-Verfahren bestimmt, von mehr als etwa 400 m²/g und bevorzugt mehr als 550 m²/g, ein Adsorptionsvermögen für Wasserdampf bei 25ºC für einen Partialdruck von 2,6 Torr (das sind 34,6 MPa) von mehr als etwa 6%, eine Porenverteilung, die zwischen 1 und 20%, bevorzugt zwischen 3 und 15% des Porenvolumens liegt, das in den Poren von einem Durchmesser enthalten ist, der zwischen 20 · 10&supmin;¹&sup0; m und 80 · 10&supmin;¹&sup0; m liegt, wobei der Rest des Porenvolumens in den Poren von einem Durchmesser von weniger als 20 · 10&supmin;¹&sup0; m enthalten ist.
  • Ein bevorzugter Katalysator enthält Nickel, Molybdän, einen Y Zeolithen, wie vorher definiert, sowie Aluminiumoxid.
  • Die Arbeitsbedingungen, unter denen diese zweite Stufe abläuft, sind wichtig.
  • Der Druck wird gehalten zwischen 5 und 20 MPa und bevorzugt zwischen 7 und 15 MPa, die Raumgeschwindigkeit liegt zwischen 0,1 h&supmin;¹ und 5 h&supmin;¹, und bevorzugt zwischen 0,3 und 1,5 h&supmin;¹.
  • Die Temperatur wird eingestellt in der zweiten Stufe, derart, daß die Viskosität und die gewünschten V.I.-Werte erhalten werden. Sie liegt zwischen 350 und 430ºC, und im allgemeinen befindet sie sich vorteilhaft zwischen 370 und 410ºC, sogar 390ºC.
  • Die Anmelderin hat überraschend festgestellt, daß die Viskosität des Rückstandes weniger abgesenkt ist als auf den amorphen Katalysatoren für ein und das gleiche Umwandlungsniveau.
  • So hat, für die Kombination einer Einstellung der Bedingungen der ersten Stufe, die es ermöglicht, eine Zwischenviskosität und eine Zwischenviskositätszahl zu erhalten, bei einer Einstellung der Bedingungen der zweiten Stufe, in der die Viskosität sowie der VI auf die gewünschten Werte eingestellt werden kann, die Anmelderin den Erfolg erreicht, das in neuer und überraschender Weise ein flexibles Verfahren zur Herstellung von Ölen hoher Viskosität erhalten wurde, welche erhöhte VI und mittlere Destillate aufwies.
  • Das aus dieser zweite Stufe stammende Produkt wird dann derart fraktioniert, daß einerseits die mittleren Destillate und andererseits der die Basisöle enthaltende Rückstand erhalten werden.
  • In bevorzugter Weise wird das Verfahren ohne Rezirkulation des Restes derart eingesetzt, daß eine Ansammlung der polyaromatischen Verbindungen vermieden wird.
  • Das Verfahren kann jedoch unter Recyclierung eines Teiles des Rückstandes in Höhe der zweiten Stufe in die Praxis umgesetzt werden. Die recyclierte Fraktion wird dann mit dem aus der ersten Stufe stammenden Produkt vermischt.
  • Das Verfahren und seine Vorteile werden durch die folgenden Beispiele klarer.
  • Beispiel 1
  • In einem einen amorphen Katalysator enthaltenden Reaktor (15% Mo, 5% Ni, 80% Aluminiumoxid) führt man eine Charge ein, die gebildet wird durch ein Vakuumdestillat, dessen Zusammensetzung in der Tafel 1 gegeben wird. Wasserstoff wird unter einem Druck von 14 MPa und in einem Volumenverhältnis H&sub2;HC = 1300 eingeführt. Die Raumgeschwindigkeit liegt dann bei 0,5 h&supmin;¹. Die Charakteristiken der erhaltenen Öle sind in Tafel 1 als Funktion der Temperaturen zusammengefaßt.
  • Beispiel 2
  • Man gibt in einen zweiten Reaktor, der hinter dem ersten Reaktor angeordnet ist, einen Katalysator mit 12% Mo, 4% Ni, 10% Y-Zeolith auf Aluminiumoxid.
  • Das aus dem ersten Reaktor stammende Produkt wird in den zweiten Reaktor eingeführt. Der Druck liegt bei 14 MPa und das Produkt zirkuliert bei einer Raumgeschwindigkeit von 1 h&supmin;¹. Der 380ºC+ Rückstand wird gewonnen, dann unter Vakuum destilliert. Die Tafel 2 ermöglicht es, das Verfahren nach der Erfindung mit einem Verfahren mit nur einer Stufe auf amorphem Katalysator zu vergleichen, zur Herstellung von Ölen hoher Viskosität mit einer Viskositätszahl (VI) (VI> 125) und mittleren Destillaten, ausgehend vom Vakuumdestillat.
  • Man stellt fest, daß:
  • - für eine identische Umwandlung (68,7%) Öl, erhalten mit dem Verfahren nach der Erfindung, eine erhöhte Viskosität (5 · 10&supmin;&sup4; m²/s anstatt von 4,5 · 10&supmin;&sup4; m²/s) hat und darüber hinaus bei erheblich niedrigeren Temperaturen erhalten wird. TAFEL I
  • - Ein und das gleiche Basisöl (Viskosität 5,0 · 10&supmin;&sup4; m²/s und VI = 125) wird erhalten bei der gemeinsamen Produktion an mittleren Destillaten, die klar höher beim Verfahren nach der Erfindung liegt (47,5% gegenüber 41,2%, das ist ein Gewinn von mehr als 15%);
  • - Die Erhöhung der Umwandlungsausbeute beim Verfahren nach der Erfindung erfolgt nicht auf Kosten der Viskosität des entparaffinierten Basisöls: die Ausbeute an mittleren Destillaten kann sich um 10%, ohne daß die Viskosität modifiziert würde, erhöhen.
  • Beispiel 3
  • In einem Reaktor, der den gleichen Katalysator wie Beispiel 1 erhielt, und unter den gleichen Druckbedingungen, H&sub2;/HC und Raumgeschwindigkeit, führt man einen entasphaltierten Vakuumrückstand ein (dessen Viskosität bei 100ºC im allgemeinen zwischen 25 · 10&supmin;&sup4; bis 90 · 10&supmin;&sup4; m²/s) liegt.
  • Die Charakteristiken der Basisöle, die aus einem Rückstand mit einer Viskosität von 50 · 10&supmin;&sup4; m²/s erhalten wurden, sind gegeben in Tafel II als Funktion der Temperatur. Der 380ºC&spplus;-Rückstand wird derart destilliert, daß ein sogenanntes "bright stock" Öl erhalten wird, das sehr viskos ist (Viskosität bei 100ºC höher oder gleich 32 · 10&supmin;&sup4; m²/s).
  • Beispiel 4
  • Man behandelt das aus Beispiel 3 stammende Produkt in der gleichen Weise wie nach Beispiel 2.
  • Die Ergebnisse sind in Tafel II gegeben.
  • Die Tafel II ermöglicht es, das Verfahren nach der Erfindung mit einem Verfahren mit einer einzigen Stufe auf amorphem Katalysator, und zwar zur Herstellung von sehr viskosen "bright stock" Ölen (Viskosität ≥ 32 · 10&supmin;&sup4; m²/s) und mittleren Destillaten, ausgehend von einem entasphaltierten Vakuumrückstand, zu vergleichen. TAFEL II
  • Man beobachtet, daß solche Öle nur mit Verfahren auf amorphem Katalysator allein bei beringen Umwandlungen (c 40%) erhalten wurden, da die industrielle Destillation bei 700ºC praktisch unmöglich ist.
  • Mit dem Verfahren nach der Erfindung dagegen ermöglichen zweckmäßige Destillationstemperaturen (in der Größenordnung von 570-590ºC) es, diese sehr viskosen Öle zu erhalten. Gleichzeitig stellen diese Mengen an erzeugten mittleren Destillaten sich in einem sehr großen Bereich ein.
  • Die vorstehenden Beispiele zeigen die große Flexibilität des Verfahrens nach der Erfindung, die, bei der Ausnutzung als Funktion der Charge und der gewählten Arbeitsbedingungen einen großen Bereich von Basisölen, begleitet von mittleren Destillaten besserer Qualität, zu erhalten. So liegt der Rauchpunkt der erhaltenen Kerosine in den Beispielen 2 und 4 oberhalb 25 mm, während er in der Größenordnung von 20 in den Beispielen 1 und 3 liegt.
  • Der Gehalt der Gasöle an Aromaten liegt unter 10% in den Beispielen 2 und 4, während er bei 20% bei den Beispielen 1 und 3 liegt.
  • Beispiel 5 (Vergleichsbeispiel)
  • Man gibt das aus Beispiel 1 erhaltene Produkt in einen zweiten Reaktor, der einen Katalysator mit 15% Mo, 5% Ni und Siliziumoxid-Aluminiumoxid (48% Aluminiumoxid und 32% Siliziumoxid) enthält.
  • Der Druck liegt bei 14 MPa, die Raumgeschwindigkeit bei 1 h&supmin;¹.
  • Die Charakteristiken des erhaltenen Produktes sind in Tafel I gegeben.
  • Dieser unter den Bedingungen der Patentschrift US.3.642.612 - Stand der Technik - durchgeführte Versuch zeigt, daß die in der vorliegenden Anmeldung beschriebenen Erfindung neue und überraschende Ergebnisse gegenüber dem bekannten Stand der Technik ergibt.

Claims (17)

1. Verfahren zur Behandlung schwerer kohlenwasserstoffhaltiger Erdölschnitte mit einem Siedepunkt oberhalb 380ºC, zur verbesserten Herstellung mittlerer Destillate gemeinsam mit der Herstellung von Basisölen, die einen Viskositätsindex zwischen 95 und 150 haben, Verfahren, bei dem in einer ersten Stufe der Schnitt in Anwesenheit von Wasserstoff mit wenigstens einem Katalysator kontaktiert wird, der auf einem amorphen Träger wenigstens ein Element der Gruppe VI und wenigstens ein Element der Gruppe VIII enthält, bei einer Temperatur zwischen 350 und 430ºC unter einem Druck zwischen 5 und 20 MPa, wobei die stündliche Raumgeschwindigkeit zwischen 0,1 und 5 h&supmin;¹ liegt und die eingeführte Menge an Wasserstoff derart ist, daß das Volumenverhältnis von Wasserstoff zu Kohlenwasserstoffen zwischen 150 und 2000 beträgt, dadurch gekennzeichnet, daß das aus dieser ersten Stufe stammende Produkt, das über einen Viskositätsindex zwischen 90 und 130 verfügt, in einer zweiten Stufe mit wenigstens einem Katalysator kontaktiert wird, der einen Träger von 2-25 Gew.-% eines Y-Zeoliths mit einem Mol- Verhältnis von Siliziumoxid-Aluminiumoxid zwischen 12 und 70 enthält und wenigstens ein Element der Gruppe VI, wenigstens ein Element der Gruppe VIII, wobei die Gesamtmenge an Oxiden dieser Elemente in dem Katalysator zwischen 8-40 Gew.-% beträgt, bei einer Temperatur zwischen 350 und 430ºC, einem Druck zwischen 5 und 20 MPa, und daß das die stündliche Raumgeschwindigkeit zwischen 0,1 und 5 h&supmin;¹ liegt und daß das aus der zweiten Stufe stammende Produkt einerseits in die mittleren Destillate und andererseits in den diese Basisöle enthaltenden Rückstand fraktioniert wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die schweren Schnitte gewählt sind aus der durch die Vakuumdestillate entasphaltierten Öle sowie deren Gemische gebildeten Gruppe.
3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der amorphe Träger gewählt ist aus der durch Aluminiumoxid und Siliziumoxid-Aluminiumoxid gebildeten Gruppe.
4. Verfahren nach einem der vorgehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der amorphe Träger wenigstens eine der Verbindungen umfaßt, die aus der Gruppe gewählt sind, welche gebildet wird durch das Boroxid, das Magnesiumoxid, das Zirkonoxid sowie das Titanoxid und Ton.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Katalysator der ersten Stufe ebenfalls Phosphor in einem Anteil von weniger als 15 Gew.-% Phosphoroxid enthält.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Katalysator der ersten Stufe wenigstens ein Metall der GVIII, gewählt aus Nickel und Kobalt, und wenigstens ein Metall der GVI, gewählt aus Molybdän und Wolfram umfaßt.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß im Katalysator der ersten Stufe die Gesamtkonzentration an Metalloxiden der Gruppen VI und VIII zwischen 5 und 40 Gew.-% beträgt und daß das Gewichtsverhältnis, ausgedrückt als Metalloxid der GVI zu Metalloxid der GVIII, zwischen 20 und 1,25 liegt.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß in der ersten Stufe die Temperatur zwischen 370 und 410ºC, der Druck zwischen 7 und 15 MPa, die Raumgeschwindigkeit zwischen 0,3 und 1,5 h&supmin;¹ und das Volumenverhältnis H&sub2;/Kohlenwasserstoffe zwischen 500 und 1500 beträgt.
9. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Katalysator der zweiten Stufe wenigstens ein Metall der GVIII, gewählt aus Nickel, Kobalt und wenigstens ein Metall GVI, gewählt aus Molybdän und Wolfram umfaßt.
10. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Katalysator der zweiten Stufe Phosphor ebenfalls umfaßt.
11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß im Katalysator der zweiten Stufe das Gewichtsverhältnis, ausgedrückt als metallisches Oxid der GVI Metalloxid der GVIII zwischen 20 und 1,25 liegt.
12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß für den Katalysator der zweiten Stufe der Träger gewählt ist aus der durch Aluminiumoxid, Siliziumoxid, Siliziumoxid-Aluminiumoxid, Aluminiumoxid-Boroxid, Magesiumoxid, Siliziumoxid-Magnesiumoxid, Zirkonoxid, Titanoxid und Ton, allein oder im Gemisch, gebildeten Gruppe.
13. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Zeolith dotiert ist durch metallische Elemente, ausgewählt aus der Gruppe, die durch die Metalle der Familie der Seltenen Erden, die Metalle der GVIII, Mangan, Zink und Magnesium gebildet wird.
14. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß in der zweiten Stufe die Temperatur zwischen 370 und 410ºC, der Druck zwischen 7 und 15 MPa und die Raumgeschwindigkeit zwischen 0,3 und 1,5 h&supmin;¹ liegt.
15. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Ausbeute an Produkten mit einem Siedepunkt von wenigstens 380ºC bei wenigstens 12,8 Gew.-% liegt.
16. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Katalysator 3-25 Gew.-% Y-Zeolith enthält.
17. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Y-Zeolit ein Molverhältnis von Siliziumoxid-Aluminiumoxid zwischen 12 und 40 aufweist.
DE69424247T 1993-10-25 1994-10-11 Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von Mitteldestillaten und Schmierölen aus Schwerölfraktionen Revoked DE69424247T2 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9312856A FR2711667B1 (fr) 1993-10-25 1993-10-25 Procédé pour la production améliorée de distillats moyens conjointement à la production d'huiles ayant des indices de viscosité et des viscosités élevés, à partir de coupes pétrolières lourdes.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE69424247D1 DE69424247D1 (de) 2000-06-08
DE69424247T2 true DE69424247T2 (de) 2000-09-07

Family

ID=9452297

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69424247T Revoked DE69424247T2 (de) 1993-10-25 1994-10-11 Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von Mitteldestillaten und Schmierölen aus Schwerölfraktionen

Country Status (9)

Country Link
US (1) US5525209A (de)
EP (1) EP0649896B1 (de)
JP (1) JP3564581B2 (de)
KR (1) KR100309488B1 (de)
CA (1) CA2134281C (de)
DE (1) DE69424247T2 (de)
ES (1) ES2148297T3 (de)
FR (1) FR2711667B1 (de)
RU (1) RU2135549C1 (de)

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5976353A (en) * 1996-06-28 1999-11-02 Exxon Research And Engineering Co Raffinate hydroconversion process (JHT-9601)
US6325918B1 (en) 1996-06-28 2001-12-04 Exxonmobile Research And Engineering Company Raffinate hydroconversion process
US5935416A (en) * 1996-06-28 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Raffinate hydroconversion process
US6592748B2 (en) 1996-06-28 2003-07-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Reffinate hydroconversion process
US5935417A (en) * 1996-12-17 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process for making lubricating oil basestocks
US6096189A (en) * 1996-12-17 2000-08-01 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process for making lubricating oil basestocks
US6974535B2 (en) 1996-12-17 2005-12-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process for making lubricating oil basestockes
FR2778344B1 (fr) * 1998-05-06 2000-06-16 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe beta et d'element promoteur et procede d'hydrocraquage
FR2778345B1 (fr) 1998-05-06 2000-11-24 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe y contenant du bore et/ou du silicium, utilisable en hydrocraquage
FR2778343B1 (fr) * 1998-05-06 2000-06-16 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe y non globalement desaluminee, de bore et/ou de silicium et procede d'hydrocraquage
ES2207134T3 (es) 1998-05-06 2004-05-16 Institut Francais Du Petrole Catalizador a base de zeolita beta y de elemento promotor y procedimiento de hidrocraqueo.
FR2778582B1 (fr) * 1998-05-13 2000-06-16 Inst Francais Du Petrole Procede pour l'amelioration du point d'ecoulement et catalyseur a base d'au moins une zeolithe mtt, ton, fer
FR2797883B1 (fr) * 1999-08-24 2004-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'huiles ayant un indice de viscosite eleve
FR2808028B1 (fr) * 2000-04-21 2003-09-05 Inst Francais Du Petrole Procede flexible de production de bases huiles avec une zeolithe zsm-48
KR100830074B1 (ko) 2000-12-19 2008-05-16 쉘 인터내셔날 리서치 마챠피즈 비.브이. 스핀들유, 경질 기계유 및 중질 기계유의 제조 방법
FR2830870B1 (fr) * 2001-10-15 2006-12-29 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrocraquage"une etape" de charges hydrocarbonees a fortes teneurs en azote
ATE461264T1 (de) 2003-06-23 2010-04-15 Shell Int Research Verfahren zur herstellung eines schmierbaseöls
US20070272592A1 (en) * 2003-06-27 2007-11-29 Germaine Gilbert R B Process to Prepare a Lubricating Base Oil
EP1720961B1 (de) 2004-03-02 2014-12-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur kontinuierlichen herstellung von zwei oder mehreren basisölen und mitteldestillaten
JP2008525551A (ja) * 2004-12-23 2008-07-17 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 潤滑基油の製造方法
JP4769110B2 (ja) * 2006-03-30 2011-09-07 Jx日鉱日石エネルギー株式会社 ワックスの水素化分解方法
KR101613322B1 (ko) * 2007-08-27 2016-04-18 셀 인터나쵸나아레 레사아치 마아츠샤피 비이부이 방향족 수소화 촉매 및 이러한 촉매의 제조 및 사용 방법
AU2010238811B2 (en) 2009-04-21 2015-01-29 Albemarle Europe Sprl Hydrotreating catalyst containing phosphorus and boron
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
EP2699648A1 (de) 2011-04-21 2014-02-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur herstellung einer suspension aus festen biomassepartikeln in einer kohlenwasserstoffhaltigen flüssigkeit und zur umweldung der suspension
CA2833185A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liquid fuel composition
CN103582691B (zh) 2011-04-21 2016-11-16 国际壳牌研究有限公司 转化固体生物质材料的方法
US8927794B2 (en) 2011-04-21 2015-01-06 Shell Oil Company Process for regenerating a coked catalytic cracking catalyst
WO2012143564A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for converting a solid biomass material
WO2012143551A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for converting a solid biomass material
CN103597057B (zh) 2011-04-21 2015-11-25 国际壳牌研究有限公司 有关产品物流分离的改进
US9238779B2 (en) 2011-04-21 2016-01-19 Shell Oil Company Process for converting a solid biomass material
CN103562352A (zh) 2011-04-21 2014-02-05 国际壳牌研究有限公司 转化固体生物质材料的方法
AU2012338868A1 (en) 2011-11-14 2014-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for conversion of a cellulosic material
WO2013102070A2 (en) 2011-12-30 2013-07-04 Shell Oil Company Process for converting a solid biomass material
US20130178672A1 (en) 2012-01-06 2013-07-11 Shell Oil Company Process for making a distillate product and/or c2-c4 olefins
EP2841536A1 (de) 2012-04-23 2015-03-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur umwandlung eines festen biomassematerials
CA2894483C (en) 2012-12-19 2019-12-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Mesoporous zeolite-y hydrocracking catalyst and associated hydrocracking processes
FR3027913A1 (fr) 2014-11-04 2016-05-06 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape de viscoreduction, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
FR3036704B1 (fr) 2015-06-01 2017-05-26 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges comprenant une etape de viscoreduction, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls
RU2642446C1 (ru) * 2017-03-17 2018-01-25 Открытое акционерное общество "НОВОШАХТИНСКИЙ ЗАВОД НЕФТЕПРОДУКТОВ"(ОАО "НЗНП") Способ получения смазывающего материала

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3385781A (en) * 1965-04-01 1968-05-28 Exxon Research Engineering Co Hydrocracking process
CA938907A (en) * 1969-04-10 1973-12-25 A. Kozinski Allen Two-catalyst hydrocracking process
CA938236A (en) * 1970-01-26 1973-12-11 P. Gallagher James Preparation of lubricating oils of high viscosity and low aromatic content
DE3366278D1 (en) * 1982-08-09 1986-10-23 Mobil Oil Corp A process and catalyst composition for upgrading a hydrocarbon feedstock
US4689137A (en) * 1984-08-24 1987-08-25 Union Oil Company Of California Hydrocracking catalyst of improved activity
EP0182216A3 (de) * 1984-11-20 1988-02-03 Union Oil Company Of California Hydrokrackkatalysatoren mit vermindertem Zeolitgehalt
US4797195A (en) * 1988-02-26 1989-01-10 Amoco Corporation Three zone hydrocracking process
US4940530A (en) * 1989-02-21 1990-07-10 Amoco Corporation Two-stage hydrocarbon conversion process
US4875991A (en) * 1989-03-27 1989-10-24 Amoco Corporation Two-catalyst hydrocracking process
US5198099A (en) * 1991-08-12 1993-03-30 Exxon Research And Engineering Company Three-stage process for producing ultra-clean distillate products

Also Published As

Publication number Publication date
FR2711667B1 (fr) 1996-02-02
RU2135549C1 (ru) 1999-08-27
JP3564581B2 (ja) 2004-09-15
EP0649896B1 (de) 2000-05-03
KR950011594A (ko) 1995-05-15
KR100309488B1 (ko) 2001-12-28
JPH07179864A (ja) 1995-07-18
CA2134281C (fr) 2005-08-02
EP0649896A1 (de) 1995-04-26
RU94037956A (ru) 1996-09-10
DE69424247D1 (de) 2000-06-08
US5525209A (en) 1996-06-11
FR2711667A1 (fr) 1995-05-05
CA2134281A1 (fr) 1995-04-26
ES2148297T3 (es) 2000-10-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69424247T2 (de) Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von Mitteldestillaten und Schmierölen aus Schwerölfraktionen
DE69512017T2 (de) Verfahren zur behandlung duch hydroisomerizierung von einsätze aus fisher-tropshverfahren
DE2627678C2 (de) Verfahren zur Umwandlung von Kohlenwasserstoffen unter Gewinnung von leichten Kohlenwasserstoffdestillatfraktionen
DE69732998T2 (de) Verfahren zur Umwandlung von Gasöl zur Herstellung eines desaromatisierten und entschwefelten Brennstoffes mit hoher Cetanzahl
DE69211486T2 (de) Kohlenwasserstoffumwandlungskatalysatoren
DE69202527T2 (de) Verfahren zur Erzeugung von Diesel-Gasöl mit niedrigem Schwefelgehalt.
DE2851208C2 (de)
DE69601346T2 (de) Entschwefelungsverfahren für katalytisches krackbenzin
DE69712120T2 (de) Faujasit-Zeolith und TON-Zeolith enthaltender Katalysator und Verfahren zur Wasserstoffumwandlung eines Kohlenwasserstoffeinsatzes
DE2424296A1 (de) Herstellung von schmieroelen
DE69712011T2 (de) Zwei Y-Zeolithen enthaltende Katalysator und Wasserstoffumwandlung von Erdölfraktionen unter Verwendung dieses Katalysators
DE2915982C2 (de) Verfahren zur Herstellung eines Mitteldestillatöls aus einem Schwerdestillatöl mit einem Gehalt an stickstoffhaltigen Kohlenwasserstoffen
EP0441195A1 (de) Verfahren zur Herstellung von oxidationsstabilen und kältestabilen Grundölen und Mitteldestillaten
DE2143972A1 (de) Verfahren zur Herstellung von Schmier öl mit verbessertem Viskositätsindex
DE69204206T2 (de) Hydrodeziklierungsverfahren.
DE2613877A1 (de) Verfahren zur herstellung von schmieroel mit niedrigem pourpoint
DE10247780B4 (de) Verfahren zum Hydrokracken "einer Stufe" von Kohlenwasserstoffchargen mit Gehalten an Stickstoff
DE2233459A1 (de) Neue katalysatoren, verfahren zu ihrer herstellung und ihre verwendung bei der umwandlung von kohlenwasserstoffverbindungen
DE2352156C2 (de) Verfahren zum Hydrospalten von Kohlenwasserstoffen bei erhöhter Temperatur in Gegenwart eines Zeolithkatalysators
DE2831328C2 (de)
DE1200991B (de) Verfahren zur hydrierenden Spaltung eines Kohlenwasserstoffoels
DE69505278T2 (de) Katalysator, seine verwendung und verfahren für seine herstellung
DE2808309A1 (de) Verfahren zur herstellung von destillaten aus kohlenwasserstoffoelen
DE2212511A1 (de) Hydroformierungskatalysator und Herstellungsverfahren dafuer
DE2937828C2 (de) Verfahren zur gleichzeitigen Gewinnung von Düsenkraftstoff und Dieselkraftstoff

Legal Events

Date Code Title Description
8363 Opposition against the patent
8328 Change in the person/name/address of the agent

Representative=s name: VONNEMANN, KLOIBER & KOLLEGEN, 80796 MUENCHEN

8331 Complete revocation