PL196744B1 - Sposób wytwarzania paliw i smarów w pojedyńczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu - Google Patents
Sposób wytwarzania paliw i smarów w pojedyńczym zintegrowanym układzie hydrokrakinguInfo
- Publication number
- PL196744B1 PL196744B1 PL355936A PL35593602A PL196744B1 PL 196744 B1 PL196744 B1 PL 196744B1 PL 355936 A PL355936 A PL 355936A PL 35593602 A PL35593602 A PL 35593602A PL 196744 B1 PL196744 B1 PL 196744B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- lubricating oil
- hydrocracking
- zone
- effluent
- fraction
- Prior art date
Links
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 70
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 claims description 62
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 18
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 14
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 14
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 8
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 5
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 42
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 28
- 239000000047 product Substances 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 19
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 14
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 13
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 8
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 8
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 6
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 2
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 2
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 2
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 2
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 2
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 2
- 125000000101 thioether group Chemical group 0.000 description 2
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical group [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- -1 naphtha Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
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
- C10G71/00—Treatment by methods not otherwise provided for of hydrocarbon oils or fatty oils for lubricating purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
-
- 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
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/10—Lubricating oil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
1. Sposób wytwarzania paliw i olejów smarowych w po- jedynczym zintegrowanym uk ladzie hydrokrakingu, zapew- niaj acym wysokie wydajno sci wysokiej jako sci paliw, przy zachowaniu elastyczno sci wyboru zadanych w lasciwo sci produktu dla olejów smarowych odzyskiwanych z procesu, znamienny tym, ze: a. kontaktuje si e ciek ly wsad w eglowodorowy z wodo- rem nad pierwszym katalizatorem w strefie hydroprzetwa- rzania, która mo ze pracowa c w warunkach albo hydrotrak- towania albo hydrokrakingu, i dzia la w warunkach skutecz- nie usuwaj acych zanieczyszczenia zawarte we wsadzie, z wytworzeniem pierwszego odcieku zawieraj acego nor- malnie ciek la frakcj e; b. oddziela si e normalnie ciek la frakcj e od pierwszego odcieku na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytwo- rzeniem co najmniej pierwszego oleju smarowego, pierw- szego produktu paliwowego i dolnej frakcji; c. kontaktuje si e co najmniej cz esc dolnej frakcji z dru- gim katalizatorem w strefie hydrokrakingu pracuj acej w warunkach skutecznego hydrokrakingu dolnej frakcji, z wytworzeniem drugiego odcieku; d. oddziela si e drugi odciek na podstawie zakresu tem- peratur wrzenia z wytworzeniem górnego strumienia i stru- mienia zawracanego; i e. zawraca si e strumie n zawracany do strefy hydrokrakingu. PL PL PL PL
Description
(12) OPIS PATENTOWY (19) PL (11) 196744 (13) B1 (21) Numer zgłoszenia: 355936 (51) Int.Cl.
C10G 47/00 (2006.01) (22) Data zgłoszenia: 09.09.2002
Sposób wytwarzania paliw i smarów w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu
| (30) Pierwszeństwo: 10.09.2001,US,09/954328 | (73) Uprawniony z patentu: Chevron USA Inc.,San Ramon,US |
| (43) Zgłoszenie ogłoszono: 24.03.2003 BUP 06/03 | (72) Twórca(y) wynalazku: Dennis R. Cash,Novato,US Paul D. Cambern,Martinez,US |
| (45) O udzieleniu patentu ogłoszono: 31.01.2008 WUP 01/08 | (74) Pełnomocnik: Krystyna Krajewska, PATPOL Sp. z o.o. |
(57) 1. Sposób wytwarzania paliw i olejów smarowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu, zapewniającym wysokie wydajności wysokiej jakości paliw, przy zachowaniu elastyczności wyboru żądanych właściwości produktu dla olejów smarowych odzyskiwanych z procesu, znamienny tym, że:
a. kontaktuje się ciekły wsad węglowodorowy z wodorem nad pierwszym katalizatorem w strefie hydroprzetwarzania, która może pracować w warunkach albo hydrotraktowania albo hydrokrakingu, i działa w warunkach skutecznie usuwających zanieczyszczenia zawarte we wsadzie, z wytworzeniem pierwszego odcieku zawierającego normalnie ciekłą frakcję;
b. oddziela się normalnie ciekłą frakcję od pierwszego odcieku na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem co najmniej pierwszego oleju smarowego, pierwszego produktu paliwowego i dolnej frakcji;
c. kontaktuje się co najmniej część dolnej frakcji z drugim katalizatorem w strefie hydrokrakingu pracującej w warunkach skutecznego hydrokrakingu dolnej frakcji, z wytworzeniem drugiego odcieku;
d. oddziela się drugi odciek na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem górnego strumienia i strumienia zawracanego; i
e. zawraca się strumień zawracany do strefy hydrokrakingu.
PL 196 744 B1
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest sposób wytwarzania paliw i olejów smarowych zagęszczonych, a konkretniej, sposoby wytwarzania pełnego zakresu olejów smarowych, w tym zagęszczanych surowców o dużej lepkości i paliw samochodowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu.
Hydrokrakowanie strumienia rafineryjnego dla wytwarzania paliw i olejów smarowych jest procesem mającym sprzeczne cele. Hydrokraking paliw, szczególnie obejmujący hydrokraking wsadu wrzącego powyżej zakresu wrzenia żądanego paliwa, ma krakować zasadniczą część wsadu rafineryjnego. Pożądane jest obniżenie masy cząsteczkowej niemal całości strumienia rafineryjnego, jeśli to możliwe, z zasadniczą częścią krakowanych produktów korzystnie wrzących w zakresie żądanego paliwa (paliw). W przeciwieństwie do tego, idealny strumień rafineryjny odpowiedni do stosowania w wytwarzaniu oleju smarowego metodą hydrokrakingu wrze w zakresie żądanego oleju smarowego, lub w nieco wyższej temperaturze. Hydrokraking usuwa niskowrzące składniki strumienia rafineryjnego, które nie są pożądane w oleju smarowym, wraz z heteroatomami, podczas gdy pozostawia większość pożądanych wyżej wrzących składników włączanych w produkt smarowy. Obecność pewnych produktów reakcji hydrokrakingu w zakresie oleju smarowego jest dopuszczalna, jeśli tylko nie dominują w żadnej frakcji oleju smarowego, i tym samym nie zmniejszają niedopuszczalnie indeksu wiskozowego oleju smarowego.
Konwencjonalne sposoby wytwarzania paliw i olejów smarowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu są zoptymalizowane ze względu na jeden typ produktu, z właściwościami i wydajnością drugiego typu produktu dyktowanymi warunkami nałożonymi na układ. Np., hydrokraker paliw, pracujący w ostrych warunkach wytwarzania paliw, może również mieć strumień oleju smarowego. Jednakże olej smarowy odzyskiwany w tym typie układu hydrokrakingu ogólnie cechuje się niską lepkością i często bardzo wysokim indeksem wiskozowym. Występuje mała elastyczność co do typu wytwarzanego oleju smarowego. Ponadto, wsad do hydrokrakera paliw może być poddany krakingowi kilka razy w powtarzalnych krokach przed odzyskaniem. Chociaż powtarzalne operacje krakingu są dopuszczalne dla paliw, takie powtarzalne operacje są szkodliwe dla właściwości smaru. Pożądany jest proces wytwarzania wysokich wydajności wysokiej jakości paliw z jednoczesnym zachowaniem elastyczności wyboru żądanych właściwości produktu dla oleju (olejów) smarowego odzyskanego z procesu.
Sposoby wytwarzania wysokiej jakości frakcji smaru z dolnych frakcji hydrokrakera paliw próbowali już opracowywać inni. Obecny proces jest jednakże skierowany na zintegrowany proces wytwarzania zarówno paliw, jak i olejów smarowych. Opis patentowy Stanów Zjednoczonych Ameryki nr 5580442 (Kwon i in.) ujawnia proces, w którym atmosferyczną pozostałość destyluje się w pierwszej próżniowej jednostce destylacyjnej dla wytworzenia próżniowego oleju napędowego (VGO). VGO poddaje się hydrotraktowaniu (hydrotreating) dla usunięcia zanieczyszczeń, następnie hydrokrakingowi. Lekkie węglowodory utworzone w krakingu usuwa się następnie przez destylację, a nieprzekształcony olej przesyła się do drugiej próżniowej jednostki destylacyjnej dla wytworzenia smarów. Pozostały materiał zawraca się następnie do hydrokrakera.
Publikacja WO 97/18278 (Bixel i in.) również ujawnia sposób wytwarzania wsadów wysokiej jakości zagęszczonego oleju smarowego z nieprzekształconego oleju z paliwowego hydrokrakera pracującego w trybie z recyklem. Jednostkę destylacji próżniowej stosuje się po frakcjonowaniu. Każda z frakcji z jednostki destylacji próżniowej może być zawracana do jednostki hydrotraktowania, przesłana do hydrokrakera, lub przesłana do jednostki FCC. Frakcje z jednostki destylacji próżniowej nie muszą być zawracane do hydrokrakera. Kwon i in. nie ujawniają potrzeby pracy hydrokrakera paliw dla wytwarzania woskowych dolnych frakcji hydrokrakera paliw, które mają odpowiednią zawartość wodoru, otrzymując z kolei odwoskowane zagęszczone produkty mające VI co najmniej 115, jak u Bixela i in.
Opis patentowy Stanów Zjednoczonych Ameryki nr 5985132 (Hoehn i in.) ujawnia sposób wytwarzania składników do komponowania smarów przez zastosowanie hydrokrakera smarów, a nie hydrokrakera paliw, jakiego użyto w niniejszym wynalazku. Hydrokraker smarów wykorzystuje konwersję równą lub mniejszą niż 30%. Jedna część strumienia odciekowego jest bezpośrednio usuwana z pierwszej strefy hydrokrakingu dla wytworzenia skł adników do komponowania smarów. Inna cz ęść strumienia odciekowego z pierwszej strefy hydrokrakingu jest bezpośrednio wprowadzana do drugiej strefy hydrokrakingu bez pośredniego rozdzielania, i poddaje się ją krakingowi z wytworzeniem paliw. W niniejszym wynalazku odciek z pierwszej strefy hydroprzetwarzania przechodzi do strefy atmosferycznego rozdzielania.
PL 196 744 B1
Przedmiotem niniejszego wynalazku jest proces hydrokrakingu strumienia rafineryjnego dla wytwarzania paliw, w tym ciężkiej benzyny, nafty i oleju napędowego, przy zachowaniu elastyczności odzyskiwania jednego lub wielu wysokiej jakości olejów smarowych. Proces zapewnia ponadto elastyczność wytwarzania olejów smarowych posiadających szeroki zakres lepkości i indeksów wiskozowych.
Tak więc, celem niniejszego wynalazku jest wytwarzanie wysokiej jakości frakcji smaru z hydrokrakera paliw. Innym celem niniejszego wynalazku jest zapewnienie pełnego zakresu strumieni smarów, w szerokim zakresie lepkości i szerokim zakresie indeksu wiskozowego, z hydrokrakera paliw. Innym celem niniejszego wynalazku jest zapewnienie indeksu wiskozowego strumienia smarów z hydrokrakera paliw.
Wynalazek ilustruje zintegrowany proces wytwarzania paliw i olejów smarowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu, zapewniającym wysokie wydajności wysokiej jakości paliw, przy zachowaniu elastyczności wyboru żądanych właściwości produktu dla olejów smarowych odzyskiwanych z procesu, obejmujący etapy:
a) zetknięcia ciekłego wsadu węglowodorowego z wodorem nad pierwszym katalizatorem w strefie hydroprzetwarzania, która może pracować w warunkach hydrotraktowania lub hydrokrakingu, i działa w warunkach skutecznie usuwających zanieczyszczenia zawarte we wsadzie, otrzymując pierwszy odciek zawierający normalnie ciekłą frakcję;
b) oddzielania normalnie ciekłej frakcji od pierwszego odcieku na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem co najmniej pierwszego oleju smarowego, pierwszego produktu paliwowego i dolnej frakcji;
c) zetknięcia co najmniej części dolnej frakcji z drugim katalizatorem w strefie hydrokrakingu pracującej w warunkach skutecznego hydrokrakingu dolnej frakcji, z wytworzeniem drugiego odcieku;
d) oddzielenia drugiego odcieku na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem górnego strumienia i strumienia zawracanego; i (e) zawracania strumienia zawracanego do strefy hydrokrakingu.
W niniejszym wynalazku, olej smarowy oddziela się od odcieku strefy hydroprzetwarzania, która może pracować w warunkach hydrotraktowania lub hydrokrakingu. Ta strefa pracuje w warunkach dobranych dla uzyskania oleju smarowego mającego żądane właściwości. Porcje odcieku nie odzyskane jako smary jest następnie poddawany hydrokrakingowi w strefie hydrokrakingu produktów o zakresie wrzenia paliwa z wysoką wydajnoś cią .
Figura na rysunku ilustruje korzystną odmianę zintegrowanego układu hydrokrakingu paliw.
Szczegółowy opis wynalazku
Wsad
W korzystnej odmianie pokazanej na figurze, ciekł y wsad wę glowodorowy 2 styka się z wodorem 4 nad katalizatorem w strefie hydroprzetwarzania 6 zawartej w pierwszym zbiorniku reaktorowym 8. Odpowiedni ciekły wsad węglowodorowy jest VGO wrzącym w zakresie temperatur powyżej około 500°F (260°C), zwykle w zakresie temperatur 500°-1100°F (260-593°C). Termin „ciekły” odnosi się do węglowodorów, które są ciekłe w warunkach otoczenia.
Ciekły wsad węglowodorowy, który można stosować w niniejszym wynalazku, zawiera zanieczyszczenia takie jak azot i siarka, które usuwa się w etapie hydroprzetwarzania. Azotowe zanieczyszczenia obecne w ciekłym wsadzie węglowodorowym są zwykle obecne jako organiczne związki azotu, w ilościach większych niż 1 ppm. Siarkowe zanieczyszczenia są również zwykle obecne. Wsady z wysokimi poziomami azotu i siarki, w tym te zawierające do 0,5% wagowych (i więcej) azotu i do 2% wagowych i więcej siarki można przetwarzać w niniejszym procesie. Jednakże, wsady o dużej zawartości asfaltenów i metali będą zwykle wymagały pewnego rodzaju wcześniejszej obróbki, takiej jak w operacji hydrotraktowania, zanim bę dą odpowiednie do stosowania jako wsad dla etapu hydroprzetwarzania procesu. Odpowiedni ciekły wsad węglowodorowy zawiera mniej niż około 500 ppm asfaltenów, korzystnie mniej niż około 200 ppm asfaltenów, i korzystniej mniej niż około 100 ppm asfaltenów. Przykłady takich ciekłych wsadów węglowodorowych obejmują lekki olej gazowy, ciężki olej gazowy, próżniowy olej napędowy, olej gazowy pierwszej destylacji, odasfaltowany olej, i tym podobne. Proces według wynalazku jest również przydatny do wzbogacania oleju i/lub wosku wytwarzanego w procesie syntetycznych paliw, takim jak proces Fischera-Tropscha. Ciekły wsad węglowodorowy można przetwarzać, np. przez hydrotraktowanie, przed niniejszym procesem, dla zredukowania lub zasadniczej eliminacji w jego zawartości heteroatomów, metali lub związków aromatycznych. Ciekły wsad węglowodorowy może również obejmować składniki zawracane.
PL 196 744 B1
Strefa hydroprzetwarzania
Chociaż pierwszy zbiornik reakcyjny 8 jest pokazany na figurze jako pojedynczy zbiornik reakcyjny, rozważa się również jako mieszczące się w zakresie wynalazku wiele zbiorników w przepływie szeregowym. Strefa hydroprzetwarzania 6 zawarta w pierwszym zbiorniku reakcyjnym 8 może zawierać jeden lub więcej warstw katalizatora hydrokonwersji, każda warstwa przydatna do reakcji hydrotraktowania lub hydrokrakingu. Katalizatory hydrotraktowania i katalizatory hydrokrakingu ogólnie różnią się zdolnością katalizatora do usuwania heteroatomów ze wsadu, zwłaszcza siarki, azotu i/lub tlenu, i do krakowania wsadu, co daje zmniejszenie masy cząsteczkowej wsadu. Typowe funkcje hydrotraktowania obejmują usuwanie heteroatomów takich jak siarka i azot, usuwanie metali zawartych we wsadzie, oraz nasycanie olefin i związków aromatycznych. Jest szczególnie pożądane usuwanie wielopierścieniowych substancji aromatycznych podczas hydrotraktowania, ponieważ są szczególnie skłonne do zanieczyszczania katalizatora hydrokrakingu, z którymi mogą się zetknąć. Część konwersji krakingowej może również zajść, w zależności od ostrości warunków hydrotraktowania. Typowe funkcje hydrokrakingu obejmują, poza pewnymi lub wszystkimi reakcjami związanymi z hydrotraktowaniem, reakcje krakingu, które powodują obniżenie masy cząsteczkowej i punktu wrzenia oraz przegrupowania cząsteczkowe.
Katalizator
Katalizatory hydrotraktowania, które są przeznaczone do usuwania heteroatomów i reakcji nasycania, będą typowo obejmowały składnik uwodorniający umieszczony na porowatej ogniotrwałej podstawie, takiej jak tlenek glinu. Przykłady katalizatorów hydrotraktowania obejmują składnik uwodorniający umieszczony na podłożu obejmującym krzemionkę, tlenek glinu, tlenek magnezu, tlenek tytanu lub ich kombinacje. Typowo takie katalizatory hydrotraktowania są wstępnie siarczkowane. Katalizatory hydrokrakingu przydatne dla pierwszej strefy reakcji są również dobrze znane. W ogólności, katalizator hydrokrakingu obejmuje składnik krakujący i składnik uwodorniający na tlenkowym nośniku lub środku wiążącym. Składnik krakujący może obejmować bezpostaciowy składnik krakujący i/lub zeolit, taki jak zeolit typu Y, bardzo trwały zeolit typu Y, lub zeolit bez tlenku glinu. Odpowiednim bezpostaciowym składnikiem krakującym jest krzemionka-tlenek glinu.
Składnik uwodorniający cząstek katalizatora wybiera się spośród pierwiastków znanych z aktywności uwodornienia katalitycznego. Zwykle wybiera się co najmniej jeden metal wybrany z grupy VIII (notacja IUPAC) pierwiastków i/lub z grupy VI (notacja IUPAC) pierwiastków. Grupa V pierwiastków obejmuje chrom, molibden i wolfram. Grupa VIII pierwiastków obejmuje żelazo, kobalt, nikiel, ruten, rod, pallad, osm, iryd i platynę. Ilość (ilości) składnika uwodorniającego w katalizatorze dogodnie waha się od około 0,5% do około 10% wagowych metalu (metali) grupy VIII i od około 5% do około 25% wagowych metalu (metali) grupy VI, przeliczonych na tlenek (tlenki) metali na 100 części wagowych łącznego katalizatora, gdy procenty wagowe są oparte na masie katalizatora przed siarczkowaniem. Składniki uwodorniające w katalizatorze mogą być w postaci tlenkowej i/lub siarczkowej. Jeśli występuje kombinacja co najmniej metalu grupy VI i grupy VIII jako (mieszane) tlenki, podda się je traktowaniu siarczkowemu przed właściwym użyciem w hydrokrakingu. Dogodnie, katalizator obejmuje jeden lub więcej składników takich jak nikiel i/lub kobalt i jeden lub więcej składników takich jak molibden i/lub wolfram lub jeden lub więcej składników takich jak platyna i/lub pallad. Katalizatory zawierające nikiel i molibden, nikiel i wolfram, platynę i/lub pallad są szczególnie korzystne.
Cząsteczki katalizatora hydrokrakingu i cząsteczki katalizatora hydrotraktowania według niniejszego wynalazku mogą być wytwarzane przez mieszanie, lub wspólne rozcieranie czynnych źródeł uwodorniających metali ze środkiem wiążącym. Przykłady odpowiednich środków wiążących obejmują krzemionkę, tlenek glinu, glinki, tlenek cyrkonu, tlenek tytanu, tlenek magnezu i krzemionkę-tlenek glinu. Korzystnie jako środek wiążący, stosuje się tlenek glinu. Inne składniki, takie jak fosfor, można dodawać w miarę potrzeb do cząstek katalizatora dla żądanego zastosowania. Mieszane składniki kształtuje się następnie, jak przez wytłaczanie, osusza i kalcynuje uzyskując końcowe cząstki katalizatora. Alternatywnie, równie odpowiednie, sposoby wytwarzania bezpostaciowych cząstek katalizatora obejmują wytwarzanie cząstek wiążącego tlenku, tak jak przez wytłaczanie, suszenie i kalcynowanie, a nastę pnie odkł adanie uwodorniają cych metali na czą stkach tlenku, stosują c sposoby takie jak impregnacja. Cząstki katalizatora, zawierające uwodorniające metale, osusza się następnie i kalcynuje przed użyciem jako katalizator.
Strefa hydroprzetwarzania może mieć jedną z wielu możliwych konfiguracji. Strefa może mieć miejsce w jednym lub wielu zbiornikach reakcyjnych, każdy szeregowo w połączeniu płynem z innymi zbiornikami. Strefa może obejmować jeden lub kilka złóż katalizatora, każde zawierające jeden lub
PL 196 744 B1 więcej katalizatorów. Strefa hydroprzetwarzania może zawierać tylko katalizator hydrotraktowania, lub katalizator hydrokrakingu, lub kombinację obu. Cząsteczki katalizatora hydrotraktowania i cząsteczki katalizatora hydrokrakingu można mieszać w fizyczną mieszaninę na pojedynczym złożu katalizatora. Alternatywnie, cząsteczki katalizatora hydrotraktowania i cząsteczki katalizatora hydrokrakingu mogą się znajdować na oddzielnych warstwach cząstek katalizatora, każda warstwa w połączeniu z płynem, z warstwą powyżej, jeśli jest obecna i z warstwą poniżej warstwy odniesienia, jeśli jest obecna. Z tej dyskusji będzie jasne, że strefa hydroprzetwarzania może zawierać 100% cząsteczek katalizatora hydrotraktowania, 100% cząsteczek katalizatora hydrokrakingu, lub dowolną kombinację obu.
Warunki reakcji
Strefa hydroprzetwarzania 6 pracuje w niniejszym wynalazku w warunkach skutecznych dla usuwania zanieczyszczeń zawartych w ciekłym wsadzie węglowodorowym. Warunki reakcji w strefie 6 hydrotraktowania/hydrokrakingu są uważane za konwencjonalne dla hydrotraktowania i hydrokrakingu. Odpowiednie warunki reakcji obejmują temperaturę reakcji pomiędzy około 250°C i około 500°C (482°-932°F), ciśnienia od około 3,5 MPa do około 24,2 MPa (500-3500 psi), i natężenie podawania wsadu (objętość oleju/objętość katalizatora na godzinę) od około 0,1 do około 20 h-1. Natężenie cyrkulacji wodoru mieści się ogólnie w zakresie od około 350 normalnych litrów H2/kg oleju do 1780 normalnych litrów H2/kg oleju (2310-11750 standardowych stóp sześciennych na baryłkę). Korzystne temperatury reakcji wahają się od około 340°C do około 455°C (644°-851°F). Korzystne całkowite ciśnienia reakcji wahają się od około 7,0 MPa do około 20,7 MPa (1000-3000 psi). W korzystnym zintegrowanym układzie stwierdzono, że korzystne warunki procesu obejmują zetknięcie wsadu naftowego z wodorem w warunkach hydrokrakingu, obejmujących ciśnienie około 13,8 MPa do około 20,7 MPa (2000-3000 psi), stosunek gazu do oleju pomiędzy około 379-909 normalnych litrów H2/kg oleju (2500-6000 standardowych stóp sześciennych na baryłkę), LHSV pomiędzy około 0,5-1,5 h-1, i temperaturę w zakresie 360°C do 427°C (680°-800°F).
Pierwsza strefa rozdzielania
Odciek 10 zawierający normalnie ciekłą frakcję odzyskuje się ze strefy hydroprzetwarzania 6, i co najmniej normalnie ciekłą frakcję rozdziela się na dwa lub więcej strumieni o różnych punktach wrzenia. Szczegóły układu stref rozdzielania są ogólnie dyktowane lokalnymi wymaganiami. W ogólności, strefowy układ rozdzielania obejmuje jeden lub większą liczbę pojedynczych stopni stref rozdzielania (nie pokazane), do usuwania wodoru i lekkich gazów, do oczyszczania odzyskanego wodoru przed zawróceniem lub ponownym użyciem gdzie indziej i wytwarzania normalnie ciekłej frakcji do destylacji. W korzystnej odmianie zilustrowanej na figurze, pewne lub wszystkie normalnie ciekłe frakcje odcieku 10 ze strefy hydroprzetwarzania rozdziela się w jednej lub większej liczbie kolumn destylacyjnych. Można stosować rozdzielanie pod ciśnieniem otoczenia, pod ciśnieniem niższym, pod ciśnieniem wyższym lub kombinację. Układ rozdzielania pokazany w korzystnej odmianie figury obejmuje strefę atmosferycznego rozdzielania 12, pracującą pod nominalnie przeciętnym ciśnieniem oraz próżniową strefę oddzielania 20, pracującą pod ciśnieniem niższym od normalnego. Takie kolumny destylacyjne są dobrze znane w dziedzinie, i nie wymagają dokładnych wyjaśnień. Pierwsza strefa oddzielania 12 oddziela pierwszy produkt (produkty) paliwowy 16 od strumienia gazu odlotowego 14 i ciężkiej frakcji 18. Paliwowy produkt (produkty) 16 mogą obejmować więcej niż jeden strumień (np. strumień ciężka benzyna/benzyna, strumień paliwo turboodrzutowe/nafta, strumień olej napędowy i/lub strumień środkowego destylatu), w zależności od konkretnych wymagań rafinerii. Ten proces jest zwłaszcza przydatny do wytwarzania frakcji środkowego destylatu wrzącej w zakresie około 121°-371°C (250°-700°F) według określenia odpowiedniej procedury testowej ASTM. Przez frakcję środkowego destylatu mającą zakres wrzenia około 121°-371°C (250°-700°F) rozumie się, że co najmniej 75% objętościowych, korzystnie 85% objętościowych, składników środkowego destylatu ma normalne punkty wrzenia większe niż około 121°C (250°F) i ponadto co najmniej około 75% objętościowych, korzystnie 85% wagowych składników środkowego destylatu ma normalne punkty wrzenia niższe niż 371°C (700°F). Termin „środkowy destylat” ma obejmować frakcje w zakresie wrzenia oleju napędowego, paliwa turboodrzutowego i nafty. Zakres punktów wrzenia nafty lub paliwa turboodrzutowego ma się odnosić do zakresu temperatur około 138°-274°C (280°-525°F), i termin „zakres wrzenia oleju napędowego” ma odnosić się do punktów wrzenia węglowodorów około 121°-371°C (250°-700°F). Benzyna lub ciężka benzyna jest normalnie frakcją końcową C5 do 204°C (400°F) dostępnych węglowodorów. Zakresy punktów wrzenia różnych frakcji produktu odzyskiwanych w dowolnej konkretnej rafinerii będzie się wahał z takimi czynnikami jak charakterystyka źródła ropy naftowej, lokalny rynek rafinerii, ceny produktów, itp. Można się odnieść do norm ASTM D-975 i D-3699-83 za dalszymi szczegółami właściwości nafty i oleju napędowego.
PL 196 744 B1
Druga strefa oddzielania
Ciężka frakcja (lub frakcja pozostałości) 18 obejmuje produkty reakcji wrzące w zakresie oleju smarowego, składniki z zakresu wrzenia nieodzyskanego paliwa i nieprzereagowany olej. Ciężką frakcję 18 frakcjonuje się w drugiej strefie oddzielania 20 z wytworzeniem co najmniej drugiego produktu paliwowego 22, jednego lub większej liczby produktów smarowych 24 i ciężkiej frakcji 26. Drugi produkt paliwowy 22 jest typowo strumieniem środkowego destylatu lub oleju napędowego.
Pierwszy olej smarowy
Smarowy produkt (produkty) 24 ogólnie ma punkt wrzenia powyżej około 550°F (288°C) lub około 600°F (316°C) lub około 650°F (343°C); i poniżej około 1050°F (566°C), w zależności od konkretnych wymagań procesu. Chociaż wskazano tylko pojedynczy smarowy produkt, dwa lub więcej strumieni oleju smarowego można wytwarzać w drugiej strefie oddzielania 20, przy czym każda ma lepkość wybraną z szerokiego zakresu możliwych lepkości, od lepkości 2 cSt lub niższej (pomiar w temperaturze 100°C) do oleju smarowego o duż ej lepkoś ci, mierzonej w temperaturze 100°C, pomiędzy 20 i 60 cSt. Indeks wiskozowy każdego smarowego produktu (produktów) 24 będzie ogólnie większy niż 90, lub większy niż 95, i może wynosić do 130 lub więcej. Typowe strumienie oleju smarowego, które można odzyskać przez linię 24 obejmują lekki obojętny olej, mający w temperaturze 100°C lepkość pomiędzy 2 cSt i 5 cSt, średni obojętny olej, mający w temperaturze 100°C lepkość pomiędzy 5 cSt i 8 cSt, ciężki obojętny olej mający w temperaturze 100°C lepkość pomiędzy 8 cSt i 20 cSt i olej smarowy o dużej lepkości mający w temperaturze 100°C lepkość pomiędzy 20 cSt i 60 cSt.
Dolna frakcja 26 jest odpowiednia do stosowania jako olej smarowy 28 lub do przepuszczenia do strefy hydrokrakingu 36 strumieniem 32. Olej smarowy 28 będzie ogólnie wrzał w wyższej temperaturze, i będzie miał wyższą lepkość, niż olej smarowy 24. Jednakże, lepkość i indeks wiskozowy będzie ogólnie mieścił się w zakresie takim, jak dla oleju smarowego 24.
Strumień wsadowy hydrokrakera
Pewną część lub całość dolnej frakcji 26 kieruje się strumieniem 32 do strefy hydrokrakingu 34 zawartej w drugim zbiorniku reakcyjnym 36 do konwersji w paliwo. Część oleju smarowego 24 można również przepuścić jako strumień oleju smarowego 30 do połączenia ze strumieniem wsadowym hydrokrakera 32 do skierowania do strefy hydrokrakingu 34.
Strefa hydrokrakingu
Konwersja
Strumień wsadowy hydrokrakera 32 styka się z katalizatorem hydrokrakingu w obecności wodoru 38 w strefie hydrokrakingu 34 w warunkach skutecznego hydrokrakingu strumienia wsadowego hydrokrakera 32, z wytworzeniem drugiego odcieku 40. Korzystne warunki hydrokrakingu są wystarczające do krakowania znacznej części strumienia wsadowego hydrokrakera do produktów wrzących w zakresie temperatur poniżej około 700°F (371°C). Bierze się pod uwagę konwersję większą niż około 25%, do konwersji 90% i wyższej na jedno przejście. W niniejszym opisie, konwersja jest miarą ilości wsadu wrzącego powyżej temperatury odniesienia, który przekształca się podczas przejścia przez strefę reakcji w produkty mające punkt wrzenia poniżej temperatury odniesienia. Odpowiednią temperaturą odniesienia dla niniejszego procesu jest 650°F (343°C).
Warunki reakcji
Warunki strefy reakcji i katalizatory hydrokrakingu przydatne w drugiej strefie reakcji 34 mogą być takie same lub różne od omówionych dla strefy hydroprzetwarzania 6.
Odpowiednie warunki reakcji obejmują temperaturę reakcji pomiędzy około 250°C i około 500°C (482°-932°F), ciśnienia od około 3,5 MPa do około 24,2 MPa (500-3500 psi), i natężenie podawania wsadu (objętość oleju/objętość katalizatora na godzinę) od około 0,1 do około 20 h-1. Natężenie cyrkulacji wodoru mieści się ogólnie w zakresie od około 350 normalnych litrów H2/kg oleju do 1780 normalnych litrów H2/kg oleju (2310-11750 standardowych stóp sześciennych na baryłkę). Korzystne temperatury reakcji wahają się od około 340°C do około 455°C (644°-851°F). Korzystne całkowite ciśnienie reakcji wahają się od około 7,0 MPa do około 20,7 MPa (1000-3000 psi). W korzystnym zintegrowanym systemie stwierdzono, że korzystne warunki procesu obejmują zetknięcie wsadu naftowego z wodorem w warunkach hydrokrakingu, obejmujących ciśnienie około 13,8 MPa do około 20,7 MPa (20003000 psi), stosunek gazu do oleju pomiędzy około 379-909 normalnych litrów H2/kg oleju (2500-6000 standardowych stóp sześciennych na baryłkę), LHSV pomiędzy około 0,5-1,5 h-1, i temperaturę w zakresie od 360°C do 427°C (680°-800°F).
PL 196 744 B1
Katalizatory
Cząstki katalizatora w strefie hydrokrakingu 34 mogą być takie same lub różne od cząstek katalizatora hydrokrakingu przydatnych w strefie hydroprzetwarzania 6. Można się jednakże spodziewać, że właściwości cząstek katalizatora w strefie hydrokrakingu 34 będą się mieściły w tych samych ogólnych zakresach jak te dla cząsteczek katalizatora hydrokrakingu w strefie hydroprzetwarzania 6. Tak więc, katalizator hydrokrakingu do stosowania w strefie hydrokrakingu 34 obejmuje składnik krakujący i skł adnik uwodorniający na tlenkowym noś niku lub ś rodku wiążącym. Skł adnik krakują cy moż e obejmować bezpostaciowy składnik krakujący i/lub zeolit, taki jak zeolit typu Y, bardzo trwały zeolit typu Y, lub zeolit bez tlenku glinu. Odpowiednim bezpostaciowym składnikiem krakującym jest krzemionkatlenek glinu.
Składnik uwodorniający cząstek katalizatora wybiera się spośród pierwiastków znanych aktywności uwodornienia katalitycznego. Zwykle wybiera się co najmniej jeden metal wybrany z grupy VIII (notacja IUPAC) pierwiastków i/lub z grupy VI (notacja IUPAC) pierwiastków. Grupa V pierwiastków obejmuje chrom, molibden i wolfram. Grupa VIII pierwiastków obejmuje żelazo, kobalt, nikiel, ruten, rod, pallad, osm, iryd i platynę. Ilość (ilości) składnika uwodorniającego w katalizatorze dogodnie waha się od około 0,5% do około 10% wagowych metalu (metali) grupy VIII i od około 5% do około 25% wagowych metalu (metali) grupy VI, przeliczonych na tlenek (tlenki) metali na 100 części wagowych łącznego katalizatora, gdy procenty wagowe są oparte na masie katalizatora przed siarczkowaniem. Składniki uwodorniające w katalizatorze mogą być w postaci tlenkowej i/lub siarczkowej. Jeśli występuje kombinacja co najmniej metalu grupy VI i grupy VIII jako (mieszane) tlenki, podda się je traktowaniu siarczkowemu przed właściwym użyciem w hydrokrakingu. Dogodnie, katalizator obejmuje jeden lub więcej składników takich jak nikiel i/lub kobalt i jeden lub więcej składników takich jak molibden i/lub wolfram lub jeden lub więcej składników takich jak platyna i/lub pallad. Katalizatory zawierające nikiel i molibden, nikiel i wolfram, platynę i/lub pallad są szczególnie korzystne.
Cząsteczki katalizatora hydrokrakingu według niniejszego wynalazku mogą być wytwarzane przez mieszanie, lub wspólne rozcieranie czynnych źródeł uwodorniających metali ze środkiem wiążącym. Przykłady odpowiednich środków wiążących obejmują krzemionkę, tlenek glinu, glinki, tlenek cyrkonu, tlenek tytanu, tlenek magnezu i krzemionkę-tlenek glinu. Pierwszeństwo daje się stosowaniu tlenku glinu jako środka wiążącego. Inne składniki, takie jak fosfor, można dodawać w miarę potrzeb do cząstek katalizatora dla żądanego zastosowania. Mieszane składniki kształtuje się następnie, jak przez wytłaczanie, osusza i kalcynuje uzyskując końcowe cząstki katalizatora. Alternatywnie, równie odpowiednie sposoby wytwarzania bezpostaciowych cząstek katalizatora obejmują wytwarzanie cząstek wiążącego tlenku, tak jak przez wytłaczanie, suszenie i kalcynowanie, a następnie odkładanie uwodorniających metali na cząstkach tlenku, stosując sposoby takie jak impregnacja. Cząstki katalizatora, zawierające uwodorniające metale, osusza się następnie i kalcynuje przed użyciem jako katalizatora.
Trzecia strefa oddzielania
Strefa hydrokrakingu 34 korzystnie pracuje w warunkach zasadniczej konwersji strumienia wsadowego hydrokrakera 32 w produkty paliwowe. Odciek z drugiej strefy reakcji 40 przepuszcza się do trzeciej strefy oddzielania 42 dla usunięcia środkowego destylatu i lżejszych produktów z cięższej frakcji. Nie pokazano na figurze stref rozdzielania, w tym stref rzutowych i stref rozdzielania, umieszczonych pośrednio pomiędzy drugą strefą reakcji 34 i trzecią strefą oddzielania 42, mających przede wszystkim oddzielać wodór i inne lekkie gazy ze strumienia odcieku. Strefa oddzielania 42 może być pojedynczą lub wielostopniową jednostką destylacji, z dodatkiem lub bez płynu odpędzającego dla polepszenia skuteczności oddzielania. Korzystna trzecia strefa oddzielania 42 obejmuje atmosferyczną kolumnę odpędową. Takie kolumny odpędowe są dobrze znane, i nie wymagają szczegółowego opisu. Trzecia strefa oddzielania 42 korzystnie wytwarza strumień zawracany 44, który wrze ogólnie wyżej niż frakcja z zakresu paliwa, i strumień szczytowy 46, mający punkt wrzenia w zakresie frakcji paliwa. Przykładowy strumień zawracany wrze w zakresie temperatur ogólnie powyżej 700°F (371°C), i przykł adowy strumień szczytowy wrze w zakresie temperatur ogólnie poniżej 700°F. Strumień zawracany 44 przechodzi do drugiej strefy reakcji 34 dla powtórnego krakingu. Strumień szczytowy 46 łączy się z odciekiem 10 z pierwszej strefy reakcji do rozdzielania w pierwszej strefie rozdzielania 12. Korzystnie nie zawiera zasadniczo substancji wrzącej w zakresie oleju smarowego, to jest wrzącej powyżej około 700°F (371°C).
Trzeci olej smarowy
Jeśli to pożądane, część strumienia zawracanego 44 można odzyskać jako trzeci olej smarowy 48. Typowo, olej smarowy odzyskiwany w strumieniu 48 będzie substancją o niskiej lepkości i indeksie
PL 196 744 B1 wiskozowym. Lepkość może się mieścić w regionie 2 cSt do około 10 cSt, mierzona w temperaturze 100°C, i indeks wiskozowy może wynosić powyżej 100, często powyżej 115, i niekiedy nawet 130 lub powyżej.
Tak więc, w niniejszym procesie, co najmniej jeden olej smarowy odzyskuje się z odcieku z pierwszej strefy reakcji, która jest utrzymywana w warunkach usuwania zanieczyszczeń ze strumienia wsadowego do strefy reakcji, i krakingu strumienia wsadowego, podczas gdy utrzymywana jest elastyczność wytwarzania oleju (olejów) smarowego przy dowolnej żądanej lepkości i indeksie wiskozowym w szerokim zakresie możliwych wartości. Produkty ciekłe z pierwszej strefy reakcji, które nie są odzyskiwane do stosowania jako oleje smarowe, są poddawane hydrokrakingowi w drugiej strefie reakcji w warunkach odpowiednich dla wytwarzania dużych ilości wysokiej jakości paliw, nie ograniczając osiągania danych właściwości smarowego oleju dla produktów odzyskiwanych z drugiej strefy reakcji.
Claims (20)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób wytwarzania paliw i olejów smarowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu, zapewniającym wysokie wydajności wysokiej jakości paliw, przy zachowaniu elastyczności wyboru żądanych właściwości produktu dla olejów smarowych odzyskiwanych z procesu, znamienny tym, że:a. kontaktuje się ciekły wsad węglowodorowy z wodorem nad pierwszym katalizatorem w strefie hydroprzetwarzania, która może pracować w warunkach albo hydrotraktowania albo hydrokrakingu, i działa w warunkach skutecznie usuwają cych zanieczyszczenia zawarte we wsadzie, z wytworzeniem pierwszego odcieku zawierającego normalnie ciekłą frakcję;b. oddziela się normalnie ciekłą frakcję od pierwszego odcieku na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem co najmniej pierwszego oleju smarowego, pierwszego produktu paliwowego i dolnej frakcji;c. kontaktuje się co najmniej część dolnej frakcji z drugim katalizatorem w strefie hydrokrakingu pracującej w warunkach skutecznego hydrokrakingu dolnej frakcji, z wytworzeniem drugiego odcieku;d. oddziela się drugi odciek na podstawie zakresu temperatur wrzenia z wytworzeniem górnego strumienia i strumienia zawracanego; ie. zawraca się strumień zawracany do strefy hydrokrakingu.
- 2. Sposób wedł ug zastrz. 1, znamienny tym, ż e pierwszy odciek ze strefy hydroprzetwarzania oddziela się w strefie atmosferycznego rozdzielania z wytworzeniem pierwszego produktu paliwowego i ciężkiej frakcji.
- 3. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że ciężką frakcję oddziela się w próż niowej strefie oddzielania z wytworzeniem pierwszego oleju smarowego i dolnej frakcji.
- 4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że co najmniej część dolnej frakcji odzyskuje się jako drugi olej smarowy.
- 5. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że ponadto wytwarza się drugi produkt paliwowy.
- 6. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, ż e część pierwszego oleju smarowego łączy się z dolną frakcją dla zetknięcia z katalizatorem w strefie hydrokrakingu.
- 7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy olej smarowy pochodzi tylko z pierwszego odcieku.
- 8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy olej smarowy ma lepkość, mierzoną w temperaturze 100°C pomię dzy okoł o 2 cSt i okoł o 60 cSt, i indeks wiskozowy wię kszy niż 90.
- 9. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że drugi olej smarowy ma lepkość, mierzoną w temperaturze 100°C, pomiędzy około 2 cSt i około 60 cSt, i indeks wiskozowy większy niż 90.
- 10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że górny strumień wrze w zakresie temperatur lub poniżej zakresu temperatur średniego destylatu.
- 11. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ciekły wsad węglowodorowy jest próżniowym olejem napędowym.
- 12. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ciekły wsad węglowodorowy jest syntetycznym produktem z procesu Fischera-Tropscha.
- 13. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ciekły wsad węglowodorowy jest woskiem z procesu Fischera-Tropscha, który ma punkt wrzenia wyż szy niż okoł o 650°F.PL 196 744 B1
- 14. Sposób wytwarzania paliw i olejów smarowych w pojedynczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu, znamienny tym, że:a. kontaktuje się ciekły wsad węglowodorowy z wodorem nad pierwszym katalizatorem w strefie hydroprzetwarzania, która może pracować w warunkach hydrotraktowania lub hydrokrakingu, i pracuje w warunkach skutecznych dla usuwania zanieczyszczeń zawartych we wsadzie, otrzymując pierwszy odciek zawierający normalnie ciekłą frakcję, zawierającą produkt paliwowy mający normalny punkt wrzenia poniżej normalnych punktów wrzenia ciekłego wsadu węglowodorowego;b. oddziela się pierwszy odciek ze strefy hydroprzetwarzania w strefie atmosferycznego rozdzielania z wytworzeniem pierwszego produktu paliwowego i ciężkiej frakcji;c. oddziela się ciężką frakcję w próżniowej strefie oddzielania z wytworzeniem drugiego produktu paliwowego, pierwszego oleju smarowego i dolnej frakcji;d. łączy się co najmniej część pierwszego oleju smarowego z dolną frakcją z wytworzeniem strumienia wsadowego hydrokrakera;e. kontaktuje się strumień wsadowy hydrokrakera z drugim katalizatorem w strefie hydrokrakingu pracującej w warunkach skutecznego hydrokrakingu strumienia wsadowego hydrokrakera z wytworzeniem drugiego odcieku;f. oddziela się drugi odciek z wytworzeniem górnego strumienia i strumienia zawracanego; ig. łączy się górny strumień z pierwszym odciekiem dla rozdzielania w strefie atmosferycznego rozdzielania.
- 15. Sposób według zastrz. 14, znamienny tym, że obejmuje zawracanie strumienia zawracanego do strefy hydrokrakingu.
- 16. Sposób według zastrz. 14, znamienny tym, że obejmuje odzyskiwanie co najmniej części dolnej frakcji jako drugiego oleju smarowego.
- 17. Sposób według zastrz. 14, znamienny tym, że ponadto obejmuje odzyskiwanie co najmniej części strumienia zawracanego jako trzeciego oleju smarowego.
- 18. Sposób według zastrz. 14, znamienny tym, że pierwszy olej smarowy ma lepkość, mierzoną w temperaturze 100°C, pomiędzy około 2 cSt i około 60 cSt, i indeks wiskozowy większy niż 90.
- 19. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że drugi olej smarowy ma lepkość, mierzoną w temperaturze 100°C, pomiędzy około 2 cSt i około 60 cSt, i indeks wiskozowy większy niż 90.
- 20. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że trzeci olej smarowy ma lepkość, mierzoną w temperaturze 100°C, pomi ę dzy okoł o 2 cSt i okoł o 10 cSt, i indeks wiskozowy powyż ej okoł o 100.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/954,328 US6623624B2 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Process for preparation of fuels and lubes in a single integrated hydrocracking system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL355936A1 PL355936A1 (en) | 2003-03-24 |
| PL196744B1 true PL196744B1 (pl) | 2008-01-31 |
Family
ID=25495269
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL355936A PL196744B1 (pl) | 2001-09-10 | 2002-09-09 | Sposób wytwarzania paliw i smarów w pojedyńczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6623624B2 (pl) |
| KR (1) | KR100876354B1 (pl) |
| CA (1) | CA2397239C (pl) |
| MY (1) | MY126075A (pl) |
| PL (1) | PL196744B1 (pl) |
| SG (1) | SG122762A1 (pl) |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040129603A1 (en) * | 2002-10-08 | 2004-07-08 | Fyfe Kim Elizabeth | High viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions and methods for their production and use |
| US20040154958A1 (en) * | 2002-12-11 | 2004-08-12 | Alexander Albert Gordon | Functional fluids having low brookfield viscosity using high viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions, and methods for their production and use |
| US20040119046A1 (en) * | 2002-12-11 | 2004-06-24 | Carey James Thomas | Low-volatility functional fluid compositions useful under conditions of high thermal stress and methods for their production and use |
| US20080029431A1 (en) * | 2002-12-11 | 2008-02-07 | Alexander Albert G | Functional fluids having low brookfield viscosity using high viscosity-index base stocks, base oils and lubricant compositions, and methods for their production and use |
| US20040154957A1 (en) * | 2002-12-11 | 2004-08-12 | Keeney Angela J. | High viscosity index wide-temperature functional fluid compositions and methods for their making and use |
| WO2005073349A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-08-11 | Syntroleum Corporation | Process to produce synthetic fuels and lubricants |
| US7427349B2 (en) * | 2004-12-16 | 2008-09-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
| US7531082B2 (en) * | 2005-03-03 | 2009-05-12 | Chevron U.S.A. Inc. | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones |
| AR058345A1 (es) * | 2005-12-16 | 2008-01-30 | Petrobeam Inc | Craqueo autosostenido en frio de hidrocarburos |
| FR2933708B1 (fr) * | 2008-07-10 | 2011-07-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion comprenant une hydroconversion de la charge puis une viscoreduction et un fractionnement |
| FR2934796B1 (fr) * | 2008-08-08 | 2010-09-03 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur a base de zeolithe izm-2 et procede d'hydroconversion/hydrocraquage de charges hydrocarbonees |
| US8540870B2 (en) * | 2009-06-25 | 2013-09-24 | Uop Llc | Process for separating pitch from slurry hydrocracked vacuum gas oil |
| US8202480B2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-06-19 | Uop Llc | Apparatus for separating pitch from slurry hydrocracked vacuum gas oil |
| US8992764B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-03-31 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated hydrocracking and dewaxing of hydrocarbons |
| US8999142B2 (en) | 2011-06-16 | 2015-04-07 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Catalyst and method for fuels hydrocracking |
| US9150470B2 (en) | 2012-02-02 | 2015-10-06 | Uop Llc | Process for contacting one or more contaminated hydrocarbons |
| RU2640419C2 (ru) | 2013-03-15 | 2018-01-09 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Гидрообработка продуктов термического крекинга |
| WO2014152341A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Saudi Arabian Oil Company | Two stage hydrocracking process and apparatus for multiple grade lube oil base feedstock production |
| WO2015000848A1 (en) * | 2013-07-02 | 2015-01-08 | Saudi Basic Industries Corporation | Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved carbon-efficiency |
| US9914887B2 (en) * | 2013-09-12 | 2018-03-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Two-stage hydrocracking process for making heavy lubricating base oil from a heavy coker gas oil blended feedstock |
| US9719034B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-08-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Co-production of lubricants and distillate fuels |
| WO2016153803A1 (en) | 2015-03-23 | 2016-09-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrocracking process for high yields of high quality lube products |
| CN109328225B (zh) * | 2016-08-18 | 2021-04-20 | 托普索公司 | 具有高转化率的加氢裂化方法及装置 |
| RU2753415C2 (ru) * | 2016-08-18 | 2021-08-16 | Хальдор Топсёэ А/С | Способ и установка для гидрокрекинга с высокой конверсией |
| US20180179456A1 (en) * | 2016-12-27 | 2018-06-28 | Uop Llc | Process and apparatus for hydrocracking a residue stream in two stages with aromatic saturation |
| US11041128B2 (en) * | 2018-08-07 | 2021-06-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Catalytic remedy for advanced UCO bleed reduction in recycle hydrocracking operations |
| US11859142B2 (en) * | 2021-04-30 | 2024-01-02 | Uop Llc | Hydrocracking process for maximization of naphtha |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3891538A (en) * | 1973-06-21 | 1975-06-24 | Chevron Res | Integrated hydrocarbon conversion process |
| US4764266A (en) * | 1987-02-26 | 1988-08-16 | Mobil Oil Corporation | Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants |
| US4851109A (en) * | 1987-02-26 | 1989-07-25 | Mobil Oil Corporation | Integrated hydroprocessing scheme for production of premium quality distillates and lubricants |
| KR960013606B1 (ko) | 1993-05-17 | 1996-10-09 | 주식회사 유공 | 미전환유를 이용한 고급 윤활기유 원료의 제조방법 |
| WO1997018278A1 (en) | 1995-11-14 | 1997-05-22 | Mobil Oil Corporation | Integrated lubricant upgrading process |
| US5985132A (en) | 1997-10-24 | 1999-11-16 | Uop Llc | Process for the simultaneous production of lubricating oil base stocks and motor fuel |
| US6224747B1 (en) * | 1998-03-14 | 2001-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking and hydrotreating |
| US6261441B1 (en) * | 1998-09-24 | 2001-07-17 | Mobil Oil Corporation | Integrated hydroprocessing scheme with segregated recycle |
| DE19908134A1 (de) * | 1999-02-25 | 2000-08-31 | Abb Alstom Power Ch Ag | Sicherungsvorrichtung für eine Schraube oder eine Schraubenmutter |
-
2001
- 2001-09-10 US US09/954,328 patent/US6623624B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-11-21 MY MYPI20015331A patent/MY126075A/en unknown
- 2001-12-12 KR KR1020010078401A patent/KR100876354B1/ko not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-08-09 CA CA2397239A patent/CA2397239C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-08-28 SG SG200205210A patent/SG122762A1/en unknown
- 2002-09-09 PL PL355936A patent/PL196744B1/pl not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20030047486A1 (en) | 2003-03-13 |
| PL355936A1 (en) | 2003-03-24 |
| CA2397239A1 (en) | 2003-03-10 |
| SG122762A1 (en) | 2006-06-29 |
| CA2397239C (en) | 2011-06-21 |
| US6623624B2 (en) | 2003-09-23 |
| KR20030022654A (ko) | 2003-03-17 |
| MY126075A (en) | 2006-09-29 |
| KR100876354B1 (ko) | 2008-12-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| PL196744B1 (pl) | Sposób wytwarzania paliw i smarów w pojedyńczym zintegrowanym układzie hydrokrakingu | |
| US6884339B2 (en) | Flexible method for producing oil bases with a ZSM-48 zeolite | |
| EP1064343B1 (en) | Integrated hydroconversion process with reverse hydrogen flow | |
| KR20190082994A (ko) | 다단 잔유(resid) 수소첨가분해 | |
| EP0782607A1 (en) | Distillate upgrading process | |
| CA2545541C (en) | Process for the upgrading of the products of fischer-tropsch processes | |
| KR20110133130A (ko) | 감압증류된 탈아스팔트유를 이용한 윤활기유 제조방법 | |
| PL197411B1 (pl) | Zintegrowany sposób hydrokonwersji | |
| EP1511824A1 (en) | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle | |
| JP5893617B2 (ja) | グループｉｉおよびグループｉｉｉの潤滑油基油の製造方法 | |
| US10590361B2 (en) | Process for preparing a hydrowax | |
| KR100188422B1 (ko) | 잔유의 질을 향상시키는 방법 | |
| US11767479B2 (en) | Two-stage hydrocracking process for producing naphtha, comprising a hydrogenation stage implemented downstream of the second hydrocracking stage | |
| JP2007526380A (ja) | ２種以上の基油グレード及び中間蒸留物の連続的製造方法 | |
| CN113348229A (zh) | 包括在第二加氢裂化步骤上游的氢化步骤的生产中间馏出物的两步加氢裂化方法 | |
| CN113557289B (zh) | 用于生产中间馏分油的包括第二氢化裂解步骤下游的氢化步骤的两步氢化裂解方法 | |
| JP2008524390A (ja) | 単一プロセスにおける燃料水素化分解及び留分供給原料の水素化脱硫 | |
| WO1999064542A1 (en) | Process to produce distillates | |
| CN116829681A (zh) | 使用未转化油的基础油生产 | |
| KR20230131487A (ko) | 미전환유를 사용한 윤활기유 생산 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20110909 |