[go: up one dir, main page]

RU2674703C2 - Способ получения гидрированного воска - Google Patents

Способ получения гидрированного воска Download PDF

Info

Publication number
RU2674703C2
RU2674703C2 RU2015129019A RU2015129019A RU2674703C2 RU 2674703 C2 RU2674703 C2 RU 2674703C2 RU 2015129019 A RU2015129019 A RU 2015129019A RU 2015129019 A RU2015129019 A RU 2015129019A RU 2674703 C2 RU2674703 C2 RU 2674703C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrocracking
range
hydrotreating
catalyst
stage
Prior art date
Application number
RU2015129019A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015129019A (ru
Inventor
Джон Джозеф БАРИК
ДЕЙК Николас ВАН
Лоран Жорж ХЮВ
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2015129019A publication Critical patent/RU2015129019A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2674703C2 publication Critical patent/RU2674703C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M101/00—Lubricating compositions characterised by the base-material being a mineral or fatty oil
    • C10M101/02—Petroleum fractions
    • C10M101/025—Petroleum fractions waxes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J21/00—Catalysts comprising the elements, oxides, or hydroxides of magnesium, boron, aluminium, carbon, silicon, titanium, zirconium, or hafnium
    • B01J21/12—Silica and alumina
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/882—Molybdenum and cobalt
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/888—Tungsten
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
    • B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
    • B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
    • B01J29/076—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof containing arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
    • B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
    • B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
    • B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
    • B01J29/04—Catalysts comprising molecular sieves having base-exchange properties, e.g. crystalline zeolites
    • B01J29/06—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof
    • B01J29/08—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y
    • B01J29/16—Crystalline aluminosilicate zeolites; Isomorphous compounds thereof of the faujasite type, e.g. type X or Y containing arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J29/166—Y-type faujasite
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/20—Sulfiding
    • 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
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • 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
    • C10G73/00—Recovery or refining of mineral waxes, e.g. montan wax
    • C10G73/42—Refining of petroleum waxes
    • C10G73/44—Refining of petroleum waxes in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к способу получения гидрированного воска, который включает в себя стадии: (a) обеспечение наличия углеводородного сырья, которое содержит больше чем 4 мас.% углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°C; (b) гидроочистки углеводородного сырья с использованием катализатора гидроочистки в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидроочистки с получением продукта гидроочистки; (c) гидрокрекинг по меньшей мере части продукта гидроочистки, полученного на стадии (b), с использованием катализатора гидрокрекинга в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидрокрекинга с получением продукта гидрокрекинга, причем катализатор гидрокрекинга содержит цеолитный компонент, который присутствует в количестве по меньшей мере 14 мас.%, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга, и объемное отношение катализатора гидроочистки, используемого на стадии (b), и катализатора гидрокрекинга составляет больше чем 1; и (d) извлечения гидрированного воска из продукта гидрокрекинга, полученного на стадии (c). Целью настоящего изобретения является разработка способа, в котором при заданном качестве сырья и уровне конверсии получается повышенное соотношение между тяжелым гидрированным воском и легким гидрированным воском. 14 з.п. ф-лы.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу получения гидрированного воска. Уровень техники
Гидрированный воск представляет собой парафиновую фракцию с температурой кипения обычно в диапазоне от 340 до 560°С, которая может быть получена в реакторе гидрокрекинга. Гидрированный воск может быть использован, например, в производстве базовых смазочных масел и в качестве сырья для получения низших олефинов. Обычно гидрированный воск получают, подвергая нефтезаводскую дистилляционную фракцию гидроочистке и последующему гидрокрекингу на соответствующих стадиях.
В документе ЕР 0 697 455 А2 описан способ получения гидрированного воска, в котором смесь дистиллята однократного испарения и гидрированного деметаллизированного масла деасфальтизации подвергают гидрокрекингу в многоярусном слое традиционного катализатора гидрокрекинга первой стадии (NiMoP на оксиде алюминия) сверху специализированного второго катализатора гидрокрекинга (NiW на аморфном алюмосиликате). Полученный таким образом гидрированный воск может быть использован в качестве сырья в реакторе крекинга с водяным паром для получения этилена и пропилена или в качестве сырья для установок депарафинизации или гидрогенизационной обработки для получения базовых смазочных масел.
Обычно при повышенной степени превращения в реакторе гидрокрекинга улучшается качество гидрированного воска в качестве сырья для реактора крекинга с водяным паром или в качестве сырья для установки базового масла. Однако повышенная степень превращения также означает снижение выхода гидрированного воска в реакторе гидрокрекинга.
Недостатком известных способов получения гидрированного воска является то, что с повышением степени превращения значительно снижается соотношение между тяжелым гидрированным воском и легким гидрированным воском, что, в свою очередь, значительно снижает соотношение между тяжелыми базовыми смазочными маслами и легкими базовыми смазочными маслами.
При постоянном уровне конверсии более тяжелое сырье в реакторе крекинга будет превращаться в более тяжелый гидрированный воск. Однако с целью поддержания характеристик гидрированного воска, полученного в реакторе гидрокрекинга из более тяжелого сырья, необходимо повышать уровень конверсии что, в свою очередь, уменьшает соотношение между тяжелым гидрированным воском и легким гидрированным воском.
Целью настоящего изобретения является разработка способа, в котором при заданном качестве сырья и уровне конверсии получается повышенное соотношение между тяжелым гидрированным воском и легким гидрированным воском.
Раскрытие изобретения
Соответственно, в настоящем изобретении предложен способ получения гидрированного воска, который включает стадии:
(a) получение углеводородного сырья, которое содержит больше, чем 4 масс. % углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°С;
(b) гидроочистка углеводородного сырья с использованием катализатора гидроочистки в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидроочистки, чтобы получить продукт гидроочистки;
(c) гидрокрекинг, по меньшей мере, части продукта гидроочистки, полученного на стадии (b), под действием катализатора гидрокрекинга в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидрокрекинга, чтобы получить продукт гидрокрекинга, причем катализатор гидрокрекинга содержит цеолитный компонент, который присутствует в количестве, по меньшей мере, 14 масс. %, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга, и где объемное отношение катализатора гидроочистки, используемого на стадии (b), и катализатора гидрокрекинга составляет больше, чем 1; и
(d) извлечение гидрированного воска из продукта гидрокрекинга, полученного на стадии (с).
В соответствии с настоящим изобретением может быть получено желательное более высокое соотношение между С тяжелым гидрированным воском и легким гидрированным воском по сравнению с традиционными способами.
Осуществление изобретения
Углеводородное сырье, полученное на стадии (а), предпочтительно содержит больше, чем 8 масс. % углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°С. Более предпочтительно, углеводородное сырье содержит между 8 и 30 масс. % углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°С. В углеводородном сырье, полученном на стадии (а), отношение фракции углеводородов, выкипающих в диапазоне от 370-543°С, к фракции углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°С, предпочтительно меньше, чем 25. Углеводородное сырье, используемое в способе настоящего изобретения, может быть или фракциями тяжелого газойля, полученными при атмосферной дистилляции сырой нефти или дистиллятными фракциями однократного испарения, полученными при вакуумной флеш-дистилляции или вакуумной дистилляции остатка атмосферной перегонки углеводородного масла. Для целей настоящего изобретения не требуется определенное использование вполне конкретных дистиллятных фракций (таких, которые получены при вакуумной дистилляции) и поэтому предпочтительно, чтобы дистиллятные фракции были получены с помощью менее дорогостоящей вакуумной флеш-дистилляции остатка атмосферной перегонки углеводородного масла.
По меньшей мере, часть углеводородного сырья, полученного на стадии (а), может быть смесью, полученной путем смешения, по меньшей мере, одной дистиллятной фракции, предпочтительно вакуумной дистиллятной фракции, и масла деасфальтизации (DAO). Масло DAO, которое может быть использовано, удобно получать путем деасфальтизации остаточного углеводородного масла, предпочтительно вакуумного остатка. Деасфальтизация может быть осуществлена любым традиционным способом. Хорошо известным и подходящим способом деасфальтизации является деасфальтизация растворителем, которая включает обработку остаточного углеводородного масла экстрагирующим растворителем в режиме противотока. Обычно экстрагирующим растворителем является легкий углеводородный растворитель, содержащий парафиновые соединения, имеющие от 3 до 8 атомов углерода, такие как пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан и смеси из двух или более указанных углеводородов. Предпочтительными парафиновыми углеводородами являются те, которые имеют от 3 до 5 атомов углерода, причем бутан, пентан и их смеси являются наиболее предпочтительными. Деасфальтизирующая обработка растворителем удобно осуществляется в контактном аппарате с вращающимся диском или в колонне с тарелками, причем сырье - остаточное углеводородное масло поступает сверху, а экстрагирующий растворитель поступает снизу. Более легкие углеводороды, присутствующие в остаточном углеводородном масле, растворяются в экстрагирующем растворителе и выводятся сверху аппарата. Их указанной верхней фракции получают DAO после рекуперации экстрагирующего растворителя. Асфальтены, которые не растворимы в экстрагирующем растворителе, выводятся внизу аппарата. Условия, при которых протекает деасфальтизация, известны из уровня техники. Целесообразно деасфальтизацию проводят при отношении общей массы экстрагирующего растворителя к остаточному углеводородному маслу 1,5-8 по массе, давлении 1-50 бар и температуре 160-230°С.
Масло деасфальтизации может быть получено путем деасфальтизации дистиллятной фракции, предпочтительно вакуумной дистиллятной фракции, содержащей углеводороды, которые имеют температуру кипения в диапазоне от 550 до 800°С.По меньшей мере, часть масла деасфальтизации может быть произведена в установке коксования, в которой перерабатывается сырье, содержащее углеводороды, выкипающие в диапазоне 370-543°С.
На стадии (b) углеводородное сырье подвергается гидроочистке с помощью катализатора гидроочистки в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидроочистки, чтобы получить продукт гидроочистки.
На стадии (с), по меньшей мере, часть продукта гидроочистки, полученного на стадии (b), подвергается гидрокрекингу на катализаторе гидрокрекинга в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидрокрекинга, чтобы получить продукт гидрокрекинга, причем катализатор гидрокрекинга содержит цеолитный компонент, который присутствует в количестве, по меньшей мере, 14 масс. %, предпочтительно в диапазоне от 18 до 30 масс. %, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга, и объемное отношение катализатора гидроочистки, который используется на стадии (b), и катализатора гидрокрекинга составляет больше, чем 1.
Предпочтительно, объемное отношение катализатора гидроочистки, который используется на стадии (b), и катализатора гидрокрекинга составляет больше, чем 1,5, более предпочтительно, в диапазоне от 2 до 4.
Цеолитный компонент предпочтительно содержит цеолит Y. Предпочтительно, цеолит имеет отношение Si/Al в диапазоне от 8 до 50.
Целесообразно, чтобы катализатор гидрокрекинга также содержал аморфный алюмосиликат в количестве меньше, чем 50 масс. %, предпочтительно меньше, чем 45 масс. %, и более предпочтительно в диапазоне от 20-40 масс. %, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга.
В контексте настоящего изобретения количество цеолитного компонента и аморфного алюмосиликата определяют на основе общей массы свежего катализатора гидрокрекинга в оксидном состоянии.
Типичными примерами катализатора гидрокрекинга являются NiW/цеолит и NiW/цеолит/алюмосиликат. Кроме того, катализатор гидрокрекинга может содержать промотор в форме фосфора (Р).
Подходящие условия гидрокрекинга на стадии (с) включают температуру в диапазоне от 350-460°С, предпочтительно в диапазоне от 370-420°С; давление в диапазоне от 80-240 бар, предпочтительно в диапазоне от 150 до 210 бар; и часовую массовую скорость подачи сырья в диапазоне от 0,4 до 7 ч-1, предпочтительно в диапазоне от 2 до 5 ч1.
Для цели настоящего изобретения способ гидрокрекинга может быть одностадийным или многостадийным процессом. В случае одностадийного процесса удобно может быть использован многоярусный слой катализатора первой стадии гидрокрекинга/гидродеазотирования сверху катализатора конверсии. Особенно подходящим катализатором первой стадии гидрокрекинга/гидродеазотирования является NiMo/оксид алюминия и СоМо/оксид алюминия, необязательно промотированный фосфором и/или фтором.
Катализатор конверсии гидрокрекинга представляет собой катализатор гидрокрекинга, который содержит цеолитный компонент, который присутствует в количестве, по меньшей мере, 14 масс. %, как описано выше.
Предпочтительно, весь продукт гидроочистки, полученный на стадии (b), подвергается гидрокрекингу на стадии (с).
Целесообразно, по меньшей мере, часть продукта гидрокрекинга, полученного на стадии (с), рециркулировать на стадию (Ъ).
Согласно настоящему изобретению гидрированный воск является весьма полезным в качестве сырья для термического крекинга с водяным паром с целью получения низших олефинов.
Термический крекинг с водяным паром является известным способом получения низших олефинов, особенно этилена и, в несколько меньшей степени, пропилена. Этот процесс является сильно эндотермическим и, по существу, включает нагревание нефтяного углеводородного сырья до достаточно высокой температуры, для осуществления процесса крекинга, с последующим быстрым охлаждением потока, выходящего из реактора, и фракционирования этого потока с получением различных продуктов. Реактор крекинга с водяным паром, который также обычно называют «этиленовая установка крекинга», обычно состоит из горячей секции и холодной секции. Горячая секция включает в себя крекинг-печь, секцию охлаждения и первичную фракционирующую колонну для разделения выходящего потока на крекированный остаток, подовое масло, крекированный газойль и крекированный газ. Пар вводится в крекинг-печь для разбавления сырья. Это благоприятно сказывается на окончательном выходе олефинов, и в то же время добавка пара также подавляет осаждение кокса в крекинг-печи. В холодной секции крекированный газ дополнительно разделяется на различные конечные продукты, среди которых находятся чистый этилен и пропилен. Обычно, указанное разделение достигается путем первоначального сжатия крекированного газа из первичной фракционирующей колонны до давления приблизительно 30-40 бар, с последующим охлаждением сжатого газа до температуры ниже -100°С, чтобы обеспечить разделение на различные чистые конечные продукты. Кроме того, происходит удаление таких газов, как диоксид углерода и сероводород, в холодной секции реактора крекинга с водяным паром. В связи с сильным эндотермическим эффектом процесса крекинга с водяным паром весьма важным фактором является соответствующая и эффективная рекуперация тепла, чтобы процесс стал экономически жизнеспособным.
Согласно настоящему изобретению падрированный воск является весьма полезным в качестве сырья для получения базовых смазочных масел.
Поэтому гидрированный воск, извлеченный на стадии (d), целесообразно обрабатывать на стадии депарафинизации. Предпочтительно, гадрированный воск, извлеченный на стадии (d), обрабатывается на стадии депарафинизации, и полученный таким образом депарафинизированный продукт обрабатывается на стадии гидроочистки. Стадия депарафинизации может быть осуществлена как стадия депарафинизации растворителем или как каталитическая депарафинизация. Предпочтительно стадия депарафинизации является стадией каталитической депарафинизации. Поэтому в конкретном выгодном варианте осуществления настоящего изобретения гидрированный воск, извлеченный на стадии (d), обрабатывается на стадии каталитической депарафинизации, и полученный таким образом депарафинизированный продукт направляется на стадию гидроочистки.
Гидрированный воск, извлеченный на стадии (d), имеет высокий индекс вязкости (ИВ), что обеспечивает получение базовых смазочных масел с высоким ИВ.
В настоящем изобретении термин каталитическая депарафинизация означает процесс снижения температуры потери текучести продуктов базового смазочного масла путем селективного превращения компонентов нефтяного сырья, которые приводят к высокой температуре потери текучести, в продукты, которые не приводят к высокой температуре потери текучести. Продукты, которые приводят к высокой температуре потери текучести, представляют собой соединения, имеющие высокую температуру плавления. Такие соединения называются восками. Воскообразные соединения включают, например, нормальные парафины с высокой температурой плавления, изо-парафины и моноциклические соединения. Предпочтительно температура потери текучести снижается, по меньшей мере, на 10°С и более предпочтительно, по меньшей мере, на 20°С.Таким образом, углеводородные масла, которые используются в качестве сырья в способе согласно настоящему изобретению, могут содержать воскообразные соединения, которые приводят к нежелательно высокой температуре потери текучести. Небольшие количества этих соединений могут существенно повлиять на температуру потери текучести. Целесообразно, сырье может содержать приблизительно между 1% и до 100% указанных воскообразных соединений.
На стадии каталитической депарафинизации согласно изобретению гидрированный воск контактирует в условиях каталитической депарафинизации с каталитической композицией, которая содержит металлосиликатные кристаллиты, связующий агент и гидрирующий компонент.
Условия каталитической депарафинизации известны из уровня техники и обычно включают температуру эксплуатации в диапазоне от 200 до 500°С, удобно от 250 до 400°С, давление водорода в диапазоне от 10 до 200 бар, удобно от 15 до 100 бар, более удобно от 15 до 65 бар, часовую массовую скорость подачи сырья в диапазоне от 0,1 до 10 ч-1, удобно от 0,2 до 5 ч-1, более удобно от 0,5 до 3 ч-1 и отношение водород/масло в диапазоне от 100 до 2000 литров водорода на литр масла. В применяемом катализаторе депарафинизации весовое отношение металлосиликатных кристаллитов к связующему агенту предпочтительно находится между 5:95 и 35:65. Предпочтительными катализаторами депарафинизации, которые применяются в соответствии с настоящим изобретением, были описаны в патенте США №6,576,120, который включен в изобретение как ссылка.
Депарафинизированный продукт, полученный на стадии каталитической депарафинизации согласно изобретению, может обрабатываться на стадии гидроочистки. Гидроочистка известна из уровня техники, причем примеры подходящих стадий гидроочистки раскрыты, например, в патенте США №А-5139647, в документах WO-A-9201657 и WO-A-9201769. Обычно гидроочистка заключается в контактировании углеводородного сырья, согласно изобретению сырья, которое содержит депарафинизированное базовое смазочное масло, с катализатором гидрогенизации при относительно мягких условиях, чтобы насытить, по меньшей мере, часть ароматических соединений, еще присутствующих в депарафинизированном базовом масле. Подходящими катализаторами являются те, которые обычно применяются с указанной целью, причем предпочтительными вариантами являются катализаторы на основе благородных металлов, например, такие которые содержат Pt и/или Pd, нанесенные на аморфном алюмосиликатном носителе, или содержащие Pt на алюминийоксидном носителе. Обычно условия гидроочистки включают температуру эксплуатации до 350°С и предпочтительно в диапазоне от 150 до 300°С, рабочее давление в диапазоне от 10 до 200 бар и часовую массовую скорость подачи сырья в диапазоне от 0,5 до 7,5 ч-1.
Поток, выходящий из процесса каталитической депарафинизации или необязательно поток, выходящий из установки гидроочистки, используемой последовательно, разделяется на газообразную фракцию и жидкую фракцию. Указанное разделение или фракционирование может быть осуществлено традиционными методами, такими как дистилляция при атмосферном или пониженном давлении. Из указанных методов, наиболее удобно использовать дистилляцию при пониженном давлении, в том числе однократное испарение в вакууме и вакуумная дистилляция. Точку (точки) отбора дистиллятной фракции (фракций) выбирают таким образом, чтобы каждый извлеченный дистиллятный продукт имел заданные свойства для предполагаемого применения фракции.

Claims (19)

1. Способ получения гидрированного воска, который включает в себя стадии:
(a) обеспечение наличия углеводородного сырья, которое содержит больше чем 4 мас.% углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°C;
(b) гидроочистки углеводородного сырья с использованием катализатора гидроочистки в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидроочистки с получением продукта гидроочистки;
(c) гидрокрекинг по меньшей мере части продукта гидроочистки, полученного на стадии (b), с использованием катализатора гидрокрекинга в присутствии водородсодержащего газа в условиях гидрокрекинга с получением продукта гидрокрекинга, причем катализатор гидрокрекинга содержит цеолитный компонент, который присутствует в количестве по меньшей мере 14 мас.%, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга, и объемное отношение катализатора гидроочистки, используемого на стадии (b), и катализатора гидрокрекинга составляет больше чем 1; и
(d) извлечения гидрированного воска из продукта гидрокрекинга, полученного на стадии (c).
2. Способ по п. 1, в котором углеводородное сырье на стадии (a) содержит больше чем 8 мас.% углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°C.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором углеводородное сырье на стадии (a) содержит между 8 и 30 мас.% углеводородов, выкипающих в диапазоне от 560 до 800°C.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором в углеводородном сырье на стадии (a) отношение фракции углеводородов, выкипающих в диапазоне от 370 до 543°C, к фракции углеводородов, выкипающих в диапазоне от 550 до 800°C, составляет меньше, чем 25.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором цеолитный компонент в катализаторе гидрокрекинга присутствует в количестве в диапазоне от 18 до 30 мас.% в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга.
6. Способ по п.5, в котором цеолитный компонент содержит цеолит Y.
7. Способ по п. 6, в котором цеолит имеет отношение Si/Al в диапазоне от 8 до 50.
8. Способ по п.1 или 2, в котором катализатор гидрокрекинга дополнительно содержит аморфный алюмосиликат в количестве меньше чем 50 мас.%, в расчете на общую массу катализатора гидрокрекинга.
9. Способ по п.1 или 2, в котором условия гидроочистки на стадии (b) включают температуру в диапазоне от 250 до 480°C, давление в диапазоне от 30 до 250 бар и часовую массовую скорость подачи сырья в диапазоне от 0,2 до 10 ч-1.
10. Способ по п.1 или 2, в котором условия гидрокрекинга на стадии (c) включают температуру в диапазоне от 350 до 460°C, давление в диапазоне от 80 до 240 бар и часовую массовую скорость подачи сырья в диапазоне от 0,4 до 7 ч-1.
11. Способ по п.1 или 2, в котором весь продукт гидроочистки, полученный на стадии (b), подвергают гидрокрекингу на стадии (c).
12. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере часть продукта гидрокрекинга, полученного на стадии (c), рециркулируют на стадию (b).
13. Способ по п.1 или 2, в котором катализатор гидроочистки, используемый на стадии (b), содержит один или несколько металлов из групп VB, VIB и/или VIII периодической системы элементов, на твёрдом носителе.
14. Способ по п.1 или 2, в котором катализатор гидрокрекинга, используемый на стадии (с), содержит один или несколько металлов из групп VIB и/или VIII периодической системы элементов.
15. Способ по п.1 или 2, в котором гидрированный воск, извлеченный на стадии (d), пригоден для обработки на стадии каталитической депарафинизации и стадии гидроочистки.
RU2015129019A 2012-12-17 2013-12-17 Способ получения гидрированного воска RU2674703C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP12197603.9 2012-12-17
EP12197603 2012-12-17
PCT/EP2013/076837 WO2014095813A1 (en) 2012-12-17 2013-12-17 Process for preparing a hydrowax

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015129019A RU2015129019A (ru) 2017-01-23
RU2674703C2 true RU2674703C2 (ru) 2018-12-12

Family

ID=47427246

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015129019A RU2674703C2 (ru) 2012-12-17 2013-12-17 Способ получения гидрированного воска

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10590361B2 (ru)
EP (1) EP2931848A1 (ru)
RU (1) RU2674703C2 (ru)
WO (1) WO2014095813A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101815720B (zh) 2007-05-03 2014-06-04 奥特勒公司 包含钛氧单体和钛氧聚合物的产品及其制备方法
US9828557B2 (en) 2010-09-22 2017-11-28 Auterra, Inc. Reaction system, methods and products therefrom
TW201629193A (zh) * 2014-12-17 2016-08-16 奧特拉有限公司 烴產物
US10246647B2 (en) 2015-03-26 2019-04-02 Auterra, Inc. Adsorbents and methods of use
MX2018008283A (es) * 2016-01-06 2019-05-13 Oren Tech Llc Transportador con sistema integrado de recoleccion de polvo.
EA201891551A1 (ru) 2016-02-05 2018-12-28 Сабик Глобал Текнолоджис Б.В. Способ и установка для превращения сырой нефти в нефтехимические продукты с повышенным выходом
US10450516B2 (en) 2016-03-08 2019-10-22 Auterra, Inc. Catalytic caustic desulfonylation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0214717A1 (en) * 1985-06-21 1987-03-18 Mobil Oil Corporation Hydrocracking process using zeolite beta
EP0310165A1 (en) * 1987-09-29 1989-04-05 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for hydrocracking of a hydrocarbon feedstock
SU1676456A3 (ru) * 1986-12-10 1991-09-07 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ получени смазочных масел
EP0697455A2 (en) * 1994-07-22 1996-02-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for producing a hydrowax
US6171474B1 (en) * 1998-05-06 2001-01-09 Institut Francais Du Petrole Zeolite Y catalyst containing silicon useful for hydrocracking

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4435275A (en) * 1982-05-05 1984-03-06 Mobil Oil Corporation Hydrocracking process for aromatics production
US5139647A (en) 1989-08-14 1992-08-18 Chevron Research And Technology Company Process for preparing low pour middle distillates and lube oil using a catalyst containing a silicoaluminophosphate molecular sieve
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
DE69131616T3 (de) 1990-07-20 2007-02-15 Chevron U.S.A. Inc. Wachsisomerisierung unter verwendung von katalysatoren mit spezieller porengeometrie
PL191326B1 (pl) 1998-11-16 2006-04-28 Shell Int Research Kompozycja katalizatora, sposób wytwarzania kompozycji katalizatora oraz zastosowanie kompozycji katalizatora do usuwania wosku z wsadu węglowodorowego
US7794585B2 (en) * 2007-10-15 2010-09-14 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
US8066867B2 (en) * 2008-11-10 2011-11-29 Uop Llc Combination of mild hydrotreating and hydrocracking for making low sulfur diesel and high octane naphtha

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0214717A1 (en) * 1985-06-21 1987-03-18 Mobil Oil Corporation Hydrocracking process using zeolite beta
SU1676456A3 (ru) * 1986-12-10 1991-09-07 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ получени смазочных масел
EP0310165A1 (en) * 1987-09-29 1989-04-05 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for hydrocracking of a hydrocarbon feedstock
EP0697455A2 (en) * 1994-07-22 1996-02-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for producing a hydrowax
US6171474B1 (en) * 1998-05-06 2001-01-09 Institut Francais Du Petrole Zeolite Y catalyst containing silicon useful for hydrocracking

Also Published As

Publication number Publication date
WO2014095813A1 (en) 2014-06-26
US10590361B2 (en) 2020-03-17
US20150322364A1 (en) 2015-11-12
RU2015129019A (ru) 2017-01-23
EP2931848A1 (en) 2015-10-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2674703C2 (ru) Способ получения гидрированного воска
JP6720317B2 (ja) 一体化された残油の脱アスファルト化およびガス化
US11292977B2 (en) Production of lubricant oils from thermally cracked resids
JP3581198B2 (ja) ロウ性原料の水素異性化方法
JP2004518011A (ja) 統合潤滑油品質向上方法
US20190233747A1 (en) High viscosity base stock compositions
WO2014025598A1 (en) Co-production of heavy and light base oils
US20040245147A1 (en) Process to manufacture high viscosity hydrocracked base oils
KR101612583B1 (ko) 윤활기유용의 수소화이성화 생성물을 얻는 수소화분해 방법
US5098551A (en) Process for the manufacture of lubricating base oils
KR20060130675A (ko) 2 이상의 기유 등급 및 중질 증류물을 연속적으로 제공하기위한 공정
WO2009014303A1 (en) Method for producing feedstocks of high quality lube base oil from coking gas oil
US3896025A (en) Production of improved lubricating oils
US11136509B2 (en) Process for manufacturing lubrication base oils
US10385286B2 (en) Methods and systems for manufacturing lubrication oils
US11041129B2 (en) Processes for producing a fuel range hydrocarbon and a lubricant base oil
JPH0581636B2 (ru)
KR20230133367A (ko) 중질 등급 베이스 오일 생성물 제조 공정
KR20230058424A (ko) 베이스 오일 생산 공정 및 시스템
JP2024506821A (ja) ブライトストック基油生成物を製造するための方法
KR20230124960A (ko) 개선된 기유 수율을 제공하는 방법
CA3025287A1 (en) Production of upgraded extract and raffinate