Способ селективной экстракционной очистки нефтепродуктов

1 Область техники Настоящее изобретение относится к способу очистки нефтепродуктов, и в частности изобретение относится к способу очистки нефтепродуктов экстракцией растворителями. Предшествующий уровень техники Экстракцию растворителями, которую используют в нефтепереработке, обычно применяют для очистки и улучшения качества различных нефтяных дистиллятов и деасфальтированного масла. Присутствие в нефтяном сырье ароматических углеводородов часто нежелательно, потому что такие соединения нередко имеют склонность к окислению и термической деструкции. Кроме того, государственные стандарты могут ограничивать присутствие ароматических углеводородов в дизельном топливе и других видах жидкого топлива. Ароматические углеводороды к тому же имеют недостаточную вязкость, что является особенно важным фактором в производстве смазочных материалов или смазочных масел. Для смазочных масел показателем качества является относительное содержание ароматических углеводородов, называемое часто индексом вязкости (ИВ). Масла, имеющие высокий индекс вязкости (95 или выше), обычно считают пригодными. Масла с показателем вязкости ниже 95 обычно считают низкого качества. Экстракция ароматических углеводородов из этих масел увеличивает индекс вязкости масла. Как представлено здесь, индексы вязкости определены в соответствии со стандартом ASTMD2270. В традиционных методах экстракции растворителями, используемых при очистке нефтепродуктов и нефтяных дистиллятов, применяют высоко полярные растворители. В качестве таких растворителей могут служить фенол, фурфурол и NMП (N-метилпирролидон), причемNMП представляет собой самый совершенный растворитель, используемый в настоящее время для удаления ароматических соединений. Упомянутые растворители являются высоко селективными растворителями относительно ароматических углеводородов и различных полярных соединений, но они имеют меньшую степень сродства к предельным углеводородам, таким как парафины и циклопарафины. Ароматические продукты, выделенные в процессе экстракции, могут использоваться в производстве топлив или в специализированных областях промышленности, где требуется высокая степень ароматизации. Известные методы экстракции растворителями обычно осуществляют как непрерывный технологический процесс, в котором поток поступаемого растворителя и нефтяного сырья находится в жидкой фазе в противоточном контакте. Растворитель обычно отделяют, при этом из него выделяют ароматические углеводороды,и затем растворитель поступает обратно в поток 2 подачи растворителя. Экстракцию растворителями обычно осуществляют при повышенных температурах, которые значительно выше температуры окружающей среды. Как правило, эти температуры варьируют в интервале примерно от 100F (37,8C) до 250F(121,1C). Повышенные температуры облегчают протекание потока нефтепродуктов, которые могут содержать парафин, а также увеличивают растворимость ароматических углеводородов в растворителе. При этих повышенных температурах, однако, предельные углеводороды (то есть парафины и циклопарафины), которые могут быть, как в виде масел и/или парафиновых фракций, могут быть также экстрагированы растворителем, приводя к низким выходам этих продуктов. Сырая нефть и частично очищенное нефтяное сырье обычно содержит твердые предельные углеводороды (обычно парафины). Эти парафины кристаллизуются или переходят в твердое состояние при пониженных температурах. Это особенно можно отметить в случае с высокомолекулярными н-парафинами, некоторыми разветвленными парафинами или изопарафинами и циклопарафинами. Когда нефть подвергают переработке для использования в качестве смазочного масла, присутствие этих материалов, которые кристаллизуются в пределах диапазона температур, для которых смазочные масла используются, является очень вредным. Таким образом, эти материалы обычно удаляют в процессе очистки, которую часто называют как"депарафинизация". Поэтому после экстракции,обычно осуществляют депарафинизацию нефтепродуктов,чтобы улучшить низкотемпературные свойства масла. Несмотря на то, что традиционные способы экстракции растворителями, известные как способы селективной экстракционной очистки,могут подходить для многих областей, существует потребность их улучшения. В частности,существует высокая потребность в методах экстракции, которые требуют меньших затрат энергии и нефтехимического оборудования и приводят к получению продукта более высокой степени чистоты и более высоким выходом. Описание существа изобретения Способ очистки нефтепродукта осуществляют путем ввода неочищенного нефтепродукта, содержащего первую нефтяную фракцию и вторую фракцию, которые подлежат разделению, в котором первая нефтяная фракция имеет температуру плавления. При этом неочищенный нефтепродукт содержит экстрагент (экстрагирующий растворитель), причем экстрагент имеет температуру застывания, которая больше температуры плавления первой нефтяной фракции. Неочищенный нефтепродукт обрабатывают при температуре, доведенной до или выше своей температуры текучести, так что экстра 3 гент практически полностью переходит в жидкое состояние. Первую нефтяную фракцию растворяют в полученном жидком экстрагенте. Растворитель смешивается с неочищенным нефтепродуктом, при этом вторая фракция обладает способностью к растворению в указанном растворителе так, что эта вторая фракция растворяется в нем, и в котором указанный экстрагент практически нерастворим в указанном растворителе. Смесь неочищенного нефтепродукта и растворителя доводят до температуры, достигающей температуры застывания экстрагента или выше ее, так что экстрагент, содержащий растворенную в нем первую нефтяную фракцию, кристаллизуется, в то время как первый растворитель, содержащий растворенную в нем вторую фракцию, остается в жидкой фазе. Кристаллизованный экстрагирующий агент с растворенной в нем первой нефтяной фракцией затем выделяют из жидкой фазы. В другом варианте осуществления настоящего изобретения очистку нефтяного продукта осуществляют путем ввода неочищенного нефтепродукта, содержащего первую нефтяную фракцию и вторую фракцию, которые подлежат разделению, в котором первая нефтяная фракция имеет температуру плавления. Неочищенный нефтепродукт содержит некоторое количество экстрагента, причем экстрагент имеет температуру застывания, которая больше температуры плавления первой нефтяной фракции. Неочищенный нефтепродукт поддерживают при температуре, которая достигает или выше своей температуры текучести так, что экстрагент практически переходит в жидкое состояние. Первый растворитель с растворенной в нем второй фракцией смешивают с неочищенным нефтяным продуктом, так что вторая фракция растворяется в указанном первом растворителе,причем указанный экстрагент по существу не растворим в первом растворителе. Смесь неочищенного нефтепродукта и растворителя доводят до температуры, достигающей или выше температуры застывания экстрагента, так что указанный экстрагент, содержащий растворенную в нем первую нефтяную фракцию, кристаллизуется, в то время как растворитель, содержащий растворенную в нем вторую фракцию, остается в жидкой фазе. Кристаллизованный экстрагент с растворенной в нем первой нефтяную фракцией затем выделяют из жидкой фазы. После этой операции разделения второй растворитель смешивают с кристаллизованным экстрагентом и первой нефтяной фракцией, при этом эта первая фракция растворима в этом втором растворителе. После этого первую нефтяную фракцию отделяют от кристаллизованного экстрагента, причем эту первую нефтяную фракцию можно также затем выделить из второго растворителя. 4 Еще в одном варианте осуществления изобретения предлагается способ получения смазочного масла из нефтепродукта. Этот способ заключается в том, что используют нефтепродукт, содержащий фракцию смазочного масла и вторую фракцию, подлежащую выделению из смазочного масла. Фракция смазочного масла имеет температуру плавления, а нефтяной продукт содержит некоторое количество экстрагирующего агента, причем этот экстрагент имеет температуру застывания, которая больше температуры плавления фракции смазочного масла. Этот нефтепродукт поддерживают при температуре, которая достигает или выше своей температуры текучести так, что экстрагент по существу находится в ожиженном состоянии,при этом фракция смазочного масла по существу растворяется в указанном ожижженном экстрагенте. Первый растворитель, в котором вторая фракция является растворимой, затем смешивают с нефтепродуктом, так что вторая фракция растворяется в первом растворителе, причем экстрагент по существу не растворим в первом растворителе. Смесь нефтепродукта и растворителя доводят до температуры, достигающей или выше температуры застывания экстрагента, так что экстрагент, содержащий растворенную в нем фракцию смазочного масла, кристаллизуется, в то время как растворитель, содержащий растворенную в нем вторую фракцию, остается в жидкой фазе. Кристаллизованный экстрагент с растворенной в нем фракцией смазочного масла затем выделяют из жидкой фазы. Второй растворитель смешивается вместе с кристаллизованным экстрагентом и фракцией смазочного масла, при этом эта фракция смазочного масла обладает способностью к растворению в этом втором растворителе, так что она полностью растворяется в этом втором растворителе. После этого раствор, содержащий фракцию смазочного масла и второго растворителя,отделяют от кристаллизованного экстрагента. После этого фракцию смазочного масла выделяют из второго растворителя с получением смазочного масла. Краткое описание чертежей На единственной фигуре, приведенной в данной заявке, показана схема нефтехимического процесса очистки нефтяного продукта в соответствии с настоящим изобретением. Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения Настоящее изобретение использует преимущества термодинамики и фазового равновесия неочищенного или частично очищенного нефтяного продукта, который смешивают с растворителем для удаления некоторых компонентов из неочищенного нефтепродукта. В частности, настоящее изобретение использует парафины, присутствующие в нерафинированном неф 5 тепродукте так, что они служат в качестве экстрагента, причем по существу вся масляная фракция, содержащая насыщенные углеводороды, переходит в фазу кристаллизованного или твердого воска при проведении операции депарафинизации растворителем, так что первичный фильтрат, который образуется, представляет собой депарафинизированный ароматический экстракт с низкой температурой застывания. Это также исключает необходимость использования дополнительной аппаратуры для селективной экстракции, которая обычно необходима при использовании традиционных методов экстракции растворителями. Масла могут быть затем извлечены при проведении второй операции селективной очистки. Настоящее изобретение может быть проиллюстрировано с ссылкой на прилагаемый чертеж, на котором показана схема непрерывного нефтехимического процесса селективной очистки нефтяного продукта в соответствии с настоящим изобретением. Специалисту в данной области техники становится очевидным, что возможны различные варианты осуществления этого способа. Способ предназначен для очистки поступаемого потока неочищенного продукта 10. В примерах,которые не должны ограничивать объема настоящего изобретения, сырьем для получения этих нефтепродуктов служат легкие и промежуточные фракции углеводородов и дистиллятные фракции нефти, в качестве которых могут быть,например, мазуты, дизельное топливо, атмосферные газойли, вакуумные газойли, дистилляты смазочных масел и тому подобные. В конкретном примере осуществления изобретения,показанном на рисунке, смазочное масло с высоким индексом вязкости является одним из регенерированных продуктов. Неочищенный нефтепродукт прежде всего состоит из н-парафинов, разветвленных или изопарафинов, циклопарафинов или их смесей. Молекулярная масса этих материалов может широко варьировать, и может включать как нефтяные масла, так и нефтяные воски. Эти материалы иногда упоминаются как твердые углеводороды вследствие отсутствия углеродуглеродной двойной или тройной связи. Воски отличаются от масел тем, что имеют более высокие температуры плавления и застывания. В качестве масляных и парафиновых фракций обычно могут служить предельные углеводороды C18-С 60, имеющие среднюю молекулярную массу от приблизительно 250 до приблизительно 850 г/моль, хотя масла и воска могут иметь средние молекулярные массы до 1500 г/моль или выше. Специалисту в данной области техники становится очевидно, что молекулярное строение и масса масляных и парафиновых фракций, используемых в качестве сырья для получения очищенного нефтепродукта, могут варьировать, и классификация этих материалов 6 в пределах некоторого числового диапазона приведена для простоты описания и лучшего понимания существа изобретения. Кроме того,хотя классификация была проведена на основе этих материалов, превращаемые в масла и твердые углеводороды, такая классификация не должна рассматриваться как ограничение, например термины могут быть относительны. Материалы, которые обычно классифицируют как воски, могут иметь аналогичные свойства, присущие маслам при некоторых температурах и давлениях, в то время как другие фракции остаются в твердом или кристаллическом состоянии при тех же самых температурах и давлениях так,что они сохраняют свои характеристики как и воски. Классификация таких материалов как масла или воска может зависеть от различий показателей температуры плавления или застывания или других свойств или характеристик. Под используемыми в данном описании терминами "точка плавления", "точка размягчения" или "точка замерзания" могут использоваться взаимозаменяемые значения и подразумевают температуру, где материал находится в состоянии равновесия между жидкими и твердыми или кристаллическими фазами при заданных условиях давления. Кроме масляной фракции и предельных углеводородов парафинового основания в поступаемом потоке нефтепродукта могут присутствовать ароматические углеводороды. Как уже обсуждалось ранее, особенно относительно смазочных масел, эти материалы могут быть вредны для масел и восков, делая их удаление ключевым моментом. В нефтяных дистиллятах содержание ароматических углеводородов может варьировать от приблизительно 10 до приблизительно 60% в расчете на объем. Полярные соединения, например, которые содержат гетероатомы кислорода или азота, могут также присутствовать в нерафинированном нефтепродукте. Кроме того, ненасыщенные углеводороды, например как олефины и углеводороды ацетиленового ряда, могут также присутствовать в загружаемом нефтяном сырье. Более высокая реакционная способность этих соединений делает их присутствие в масле и предельных углеводородах парафинового основания часто нежелательным, требуя их удаления. Как можно видеть на фигуре, поступаемый поток нефтяного сырья 10 поддерживается в режиме температуры при или выше своей точки текучести, и предпочтительно при или выше,предпочтительно выше, своей точки помутнения, для обеспечения гарантии того, что все нефтяные дистилляты поддерживаются в жидком состоянии. Как используется здесь, "точка текучести" вообще означает температуру, при которой материал приобретает текучесть при заданных условиях. Как используется здесь,"температура помутнения" относится к температуре, при которой сначала начинают формиро 7 ваться кристаллы парафина при заданных условиях. Температура текучести и температуры помутнения поступаемого потока сырья обычно те же самые или приближающиеся к температуре текучести и температуре фракции предельных парафиновых углеводородов, соответственно, содержащихся в поступаемом потоке нефтяного сырья. Конечно, эти температуры могут также быть весьма различны для поступаемого потока и фракции предельных парафиновых углеводородов в зависимости от структуры поступаемого потока. Если иначе не заявлено, заданные температуры обычно пригодны для тех процессов, осуществляемых при атмосферном давлении. Специалистам в данной области становится очевидным, что эти температуры могут варьировать зависимости от рабочих условий системы, однако. Температура жидкого поступаемого потока обычно будет в интервале от примерно 40F(4,4C) до 250F (121,1C), но может меняться в зависимости от формы поступаемого потока. Для большинства нефтяных дистиллятов, обработанных в соответствии с изобретением, подходящий диапазон температур варьирует в диапазоне примерно 60F (15,5 С) до 180F(82,2 С), предпочтительно 80F (26,7C) до 140F (60C). Рабочее давление может меняться в зависимости от обрабатываемого потока продукта. Атмосферное давление является наиболее подходящим для большинства применений, где соединения из нефти могут поддерживаться в своем жидком состоянии. Для удаления ароматических фракций на стадии I, как показано на чертеже, поток 10 загружаемого сырья смешивается с растворителем 12. Смешивание может быть выполнено на любом подходящем оборудовании для смешивания, например резервуаре с мешалкой, однако,статическое смешивание в режиме противотока,как установлено, является подходящим, если не предпочтительным, для большинства областей промышленного использования. Растворители, используемые в соответствии с настоящим изобретением для удаления ароматических фракций неочищенного нефтепродукта, могут представлять собой как однокомпонентный растворитель, так и многокомпонентный растворитель в виде смеси основного растворителя и сорастворителя. Под используемыми в данном описании терминами "растворитель" или "растворители", если не определено иначе, следует понимать такие растворители, использован один или как система растворителя, включая смеси первичного растворителя и совместного растворителя, как обсуждено более полностью ниже. Растворитель, используемый в стадии I имеет характеристику как почти полной смешиваемости, так и полной растворимости для ароматических углеводородов и полярных соединений, содержащихся в подаваемом нефтяном сырье в то время как ограничили 8 смешиваемость или нерастворимость для восков, содержащихся в пределах нефтяного исходного сырья. Для смесей из растворителей первичный растворитель должен быть смешивающийся со всеми нефтяными дистиллятами, составляющими подачу нефтяного сырья. Кроме того, первичный растворитель должен быть смешивающийся с совместным растворителем, упоминаемым ниже. Первичный растворитель должен иметь способность легко растворять ароматические соединения. Предпочтительно, первичный растворитель имеет сродство к и способен растворять такие соединения, содержащие гетероатомы, например, азота и кислорода, и ненасыщенные углеводороды. В качестве примера подходящих первичных растворителей могут служить толуол, ксилол, бензол, метил-третамиловый эфир (TAME), метил-трет-бутиловый эфир (МТВЕ), этил-трет-бутиловый эфир (ЕТВЕ), метилэтилкетон (МЕК), метилизобутилкетон (MIBK), или подобные ароматические соединения, эфиры, кетоны или низкомолекулярные предельные углеводороды, имеющие молекулярные массы, которые ниже, чем таковые у газойля, подвергаемого переработке, и предпочтительно такие, которые содержат от четырех до десяти атомов углерода. Основной растворитель используется в комбинации с сорастворителем. Совместный растворитель имеет характеристику наличия полной смешиваемости с ароматическими и полярными соединениями, но ограниченную смешиваемость со всеми остальными фракциями поступаемого потока нефти, которые в основном включают масло и предельные парафиновые углеводороды. Кроме того, совместный растворитель имеет полную смешиваемость с другим растворителем. В качестве сорастворителя обычно используют кетон, спирт или органическую кислоту, имеющую состав молекулярной с низким количеством атомов углерода в цепи, предпочтительно 7 или менее, и имеющего один или несколько атомов кислорода плюс четное количество атомов водорода. В качестве примера таких совместных растворителей могут служить метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, метилэтилкетон МЕК и ацетон. В качестве примера подходящих смесей первичного растворителя и сорастворителя могут служить смеси ацетона/толуола и МЕК/толуола. Типичные соотношения растворителей для использования на стадии разделения I для МЕК/толуола - от примерно 100/0 до примерно 70/30 в расчете на объем. Для смеси растворителей ацетон/толуол типичные соотношения составляют от примерно 95/5 до 50/50 в расчете на объем. Специалисту в данной области ясно, что при подборе растворитель может меняться в зависимости от состава потока загружаемого 9 неочищенного нефтяного сырья. В зависимости от конкретного назначения концентрация основного растворителя и сорастворителя может также меняться. Повышение концентрации сорастворителя обычно способствует более высокому нефтепродукту с более высоким выходом предельных углеводородов, в то время как повышение концентрации основного растворителя обычно приводит к более низкому выходу насыщенных углеводородов, но с более высокой степенью очистки продукта или более низким содержанием в нем ароматических углеводородов. Как уже говорилось ранее, растворитель, используемый на стадии I, как в виде однокомпонентного растворителя, так и смеси растворителей,обычно используют в соотношении к нефтяному исходному сырью примерно от 1:1 до 6:1. Растворитель может также функционировать как хладагент для понижения температуры нефтяного исходного сырья, как обсуждается более подробно ниже. Стандартный диапазон температуры ввода растворителя варьирует примерно от -40F (-40C) до примерно 20F (-6,7C), и предпочтительно, чтобы она была ниже температуры застывания отделяемой парафиновой фракции, если растворитель используется как хладагент. Как показано на чертеже, парафиновая фракция может также быть объединена с потоком 10 загружаемого нефтяного сырья путем ввода для повторной переработки потока 14 парафиновой фракции или другого источника парафинового сырья. Хотя многие неочищенные фракции нефти обычно имеют достаточно высокое содержание парафина, так что отпадает необходимость вводить его дополнительно, то вакуумные газойли, например, имеют достаточно низкое содержание парафинов, что требует дополнительного его введения в эти нефтепродукты, чтобы обеспечить гарантию того, что вся насыщенная углеводородная фракция вакуумного газойля растворится и затем будет присутствовать в виде отвержденной парафиновой фазы. Парафиновое сырье можно вводить при температуре выше своей точки текучести, или вводить с последующим его нагревом так, чтобы парафин находился в жидком состоянии во время процесса смешивания с потоком вводимого нефтяного сырья. Кроме того парафиновую фракцию можно вводить для повторного использования в своем кристаллическом состоянии, что позволяет исключить затраты на электроэнергию, необходимую для расплава и перекристаллизации парафина. После объединения и смешивания вместе потоков вводимого нефтяного сырья, растворителя и любого необходимого количества парафина смеси дают охладиться до температуры,достигающей или ниже, в предпочтительном варианте ниже температуры застывания парафиновой фракции, но выше температуры застывания масляных фракций, что приводит к тому, 004690 10 что все насыщенные углеводородные фракции нефти содержатся в фазе отвержденного или кристаллизованного парафина. Насыщенные углеводородные масляные фракции, которые имеют температуру плавления ниже температуры плавления твердых насыщенных углеводородов парафинового основания, содержатся в твердой фазе, которая уже растворена в парафиновой фазе и имеет большее сродство к парафиновой фракции, а не растворителю. Таким образом, парафиновая фракция выступает в качестве экстрагента для удаления ароматических углеводородов из насыщенных углеводородных фракций вводимого исходного нефтяного сырья,которые присутствуют в жидком слое растворителя. Хотя в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно использовать охлажденный растворитель, который функционирует как жидкий теплообменник и обеспечивает любую необходимую степень охлаждения, предусматривается также использование любого теплообменника для отвода тепла, в случае, когда загружаемый растворитель не способен обеспечить полное охлаждение парафиновой фракции и последующее ее отверждение. Типичный диапазон температуры для осуществления стадии селективной экстракции варьирует примерно от -20F (28,9C) до примерно 75F (23,9C), однако предпочтительная температура ввода растворителя составляет примерно от - 10F (-23,3 С) до примерно 30F (-1,1C). Охлажденную смесь, представляющую собой жидкую и твердую фазу, отфильтровывают или обрабатывают иным способом, который пригоден для разделения твердой или кристаллизованной парафиновой фракции, содержащей насыщенные углеводородные масла и жидкий слой растворителя, содержащий ароматические углеводороды. На этой стадии можно использовать циклонное фильтрование или другие подходящие средства, известные специалистам в области разделения жидких и твердых продуктов. Фильтрат 16 в виде экстракта ароматических соединений и растворителя затем отделяют для дальнейшей переработки, хранения и повторного использования. Часть фильтрата, не содержащего твердых углеводородов, может быть возвращена на повторное использование и объединена с потоком исходного нефтяного сырья до стадии фильтрования для того, чтобы получить нефтяную фракцию с оптимальным содержание твердых углеводородов. В необязательном варианте фильтрат может быть охлажден с помощью теплообменника 18, который используют для обеспечения оптимального охлаждения. После фильтрации масляную и парафиновую фракции отделяют на второй стадии указанного способа, то есть на стадии депарафинизации масла. В данном случае, отфильтрованный парафиново-масляный преципитат 20 объединяют с потоком растворителя. При этом рас 11 творитель, используемый на стадии II, выбирают так, чтобы он имел полную смешиваемость и большее сродство относительно насыщенных углеводородных масляных фракций, чем кристаллизованных парафиновых фракций. Растворители могут быть такими же, как например смеси растворителей, используемые при экстракции ароматических углеводородов,однако состав их будет отличаться тем, что эти смеси имеют более высокое содержание основных растворителей. Типичное соотношение смеси метилэтилкетона и толуола составляет примерно от 30:70 до примерно 70:30 по объему. При использовании смесей из ацетона и толуола, типичное соотношение ацетона к толуолу составляет примерно от 30:70 до примерно 70:30 по объему, причем предпочтительным является соотношение примерно от 30:70 до примерно 50:50 по объему. Вводимый растворитель обычно используется в таком количестве,чтобы обеспечить соотношение растворителя к масляному и парафиновому сырью примерно от 0,5:1 до примерно 6:1, предпочтительно примерно от 1:1 до примерно 1,5:1. На стадии депарафинизации масла отфильтрованный парафиново-масляный преципитат поддерживают при температуре, достигающей или ниже, предпочтительно ниже температуры застывания парафиновой фракции так,что все предельные углеводороды парафиновой фракции остаются в кристаллизованном состоянии. Типичные температуры ввода растворителя могут быть такими же, которые используют на стадии I сольвентной экстракции ароматических углеводородов. Температуры ввода растворителей обычно варьируют в диапазоне примерно от-20F (-28,9C) до примерно 75F (23,9C),предпочтительно в интервале примерно от -10F(-23,3C) до примерно 30F (-1,1C). Вследствие того, что растворитель, используемый на этой стадии, имеет большую степень сродства относительно масляных фракций, масла остаются растворенными в растворителе, в то время как парафин может быть удален в виде парафиновой фракции, не содержащей масла. Отвержденную парафиновую фракцию затем отделяют любым подходящим методом фильтрования или центрифугирования, которые хорошо знакомы специалистам в данной области техники. Как показано на чертеже, высоковязкое масло 24 выделяют в виде фракции, находящейся в жидкой фазе растворителя. Выделяемое масло можно отделить от растворителя традиционными методами равновесного испарения или другими средствами, которые общеизвестны специалистам в данной области техники. Часть потока, содержащего масляную фракцию и растворитель, может быть повторно введена в реакционную ступень и смешана с поступаемым потоком масла и парафина для регулирования содержания твердых продуктов, чтобы обеспечить эффективное фильтрование. 12 Масла, у которых содержание предельных углеводородов составляет 100%, как это определено методикой D-2007 Американского общества по испытанию материалов ASTM, могут быть легко получены при использовании вышеописанного способа. Высоковязкие смазочные масла, имеющие ИВ примерно от 80 до 110, могут быть легко получены при использовании вышеописанных способов. Часть отфильтрованного твердого парафина 26 может быть возвращена на повторное использование в виде рециркулированного парафинового потока 14, используемого на стадии экстракции ароматических углеводородов, о чем говорилось ранее. Хотя поток этой парафиновой фракции может быть переработан в своем твердом состоянии, ее можно при желании расплавить и отогнать любыми растворителями до ее ввода в поток 10 неочищенного нефтяного сырья. В предпочтительном варианте парафиновую фракцию рециркулируют в своем твердом состоянии, однако, можно использовать кристаллизованный парафин, но это вызовет дополнительное потребление электроэнергии для получения его расплава. Хотя вышеописанный способ позволяет извлекать депарафинизированные масла, не содержащие по существу ароматических углеводородов, представляется целесообразным осуществлять дополнительную стадию очистки выделенных парафиновых фракций для последующего отделения насыщенных углеводородных фракций легкоплавкого парафина от твердоплавких парафиновых фракций. Это разделение может быть осуществлено на третьей стадии регенерации масел, то есть стадии III, как показано на фиг. Эту стадию технологического процесса осуществляют в условиях, аналогичных таковым, которые используют на стадии II,с использованием тех же самых растворителей,однако при более высоких температурах их ввода. Типичные температуры осуществления этой стадии варьируют в диапазоне от примерно 40F(4,4 С) до примерно 100F (37,8C). И опять поток вводимого парафинового сырья смешивается с потоком теплого растворителя, при этом его доводят до температуры, достигающей или выше температуры текучести, и предпочтительно до или выше, предпочтительно выше, температуры помутнения мягких парафинов, так что мягкие парафины потока вводимого нефтяного сырья полностью ожижаются и солюбилизируются. Растворитель обычно используется в таком количестве, чтобы обеспечить соотношение"растворитель:парафиновое сырье" примерно от 0,5:1 до примерно 6:1, и предпочтительно примерно от 1:1 до примерно 1,5:1. Смеси поддерживают в диапазоне температуры, достигающей или ниже, предпочтительно ниже, температуры застывания фракций твердого парафина, но выше температуры застывания фракций мягкого парафина так, что 13 фракции, содержащие твердые парафины, остаются в кристаллизованном состоянии, в то время как более мягкие парафиновые фракции переходят жидкофазный растворитель. Жидкие и твердые фазы затем разделяют друг от друга при использовании подходящих средств фильтрации. Часть потока 28, содержащего растворитель и мягкую парафиновую фракцию, может быть рециклирована в поток загружаемого парафинового сырья 26 для того, чтобы облегчить разделение продукта и фильтрацию. В конкретном примере, показанном на чертеже, масло,выделившееся при потении парафина, извлекают в потоке 28. Извлекаемые продукты в виде фракции мягкого парафина 28 и твердого парафина 30, которые также практически не содержат каких либо ароматических углеводородов,собирают для дальнейшей обработки или очистки. Если необходимо, технологические операции каждой стадии предлагаемого способа могут быть повторены, чтобы получить более высокую чистоту нефтепродукта или гарантировать полное удаление нежелательных примесей из исходного нефтяного сырья. В соответствии с описанным способом можно легко получить парафины с содержанием масла менее 0,5 мас.%. Настоящее изобретение иллюстрируется далее нижеследующими примерами. Пример 1. Тяжелый вакуумный газойль (HVGO) использовали в качестве исходного нефтяного сырья для получения в режиме непрерывного технологического процесса высоковязкого смазочного масла с ИВ 110. Исходное нефтяное сырье содержало примерно 10 об.% предельных водородов парафинового ряда. Растворитель в виде смеси ацетона и толуола при объемном соотношении 80:20 использовали на стадии экстракции ароматических углеводородов, при этом растворитель использовали при соотношении 300 частей растворителя на 100 частей исходного нефтяного сырья. Температуру продукта на фильтре при осуществлении стадии экстракции ароматических углеводородов поддерживали примерно при -5F (-20,6C). Парафиновую фракцию, полученную на стадии депарафинизации, возвращали для повторного использования в количестве 30 частей на 100 частей исходного нефтяного сырья. На стадии депарафинизации использовали смесь ацетона/толуола при соотношении 30:70 в количестве 200 частей растворителя на 100 частей загружаемого масла и парафинового сырья. Температуру продукта на фильтре в течение стадии депарафинизации поддерживали примерно при -5F (-20,6C). Получены следующие выходы продукта: Экстракт, содержащий ароматические углеводороды - 40 частей при ИВ 20; Парафиновое масло - 50 частей при ИВ 110; и 14 Парафиновый гач - 10 частей. Пример 2. Тяжелую фракцию вакуумного газойля(HVGO) использовали в качестве исходного нефтяного сырья для получения в режиме непрерывного технологического процесса высоковязкого смазочного масла с ИВ 90. Исходное нефтяное сырье содержало примерно 50 об.% предельных водородов парафинового ряда. Растворитель в виде смеси ацетона и толуола при объемном соотношении 80:20 использовали на стадии экстракции ароматических углеводородов, при этом растворитель использовали при соотношении 400 частей растворителя на 100 частей исходного нефтяного сырья. Температуру продукта на фильтре при осуществлении стадии экстракции ароматических углеводородов поддерживали примерно при -5F (-20,6C). Парафиновую фракцию, полученную на стадии депарафинизации, возвращали для повторного использования в количестве 20 частей на 100 частей исходного нефтяного сырья. На стадии депарафинизации использовали смесь ацетона/толуола при соотношении 30:70 в количестве 200 частей растворителя на 100 частей загружаемого масла и парафинового сырья. Температуру продукта на фильтре в течение стадии депарафинизации поддерживали примерно при -5F (-20,6C). Получены следующие выходы продукта: Экстракт, содержащий ароматические углеводороды - 20 частей при ИВ = -20; Парафиновое масло - 30 частей при ИВ 90; и Парафиновый гач - 50 частей. Парафиновый гач, полученный на стадии депарафинизации масла, подвергали дальнейшей обработке для удаления более тяжелых масляных фракций. Загружаемое сырье включало 50 частей сырого парафина, 35 частей толуола и 25 частей ацетона. Эта смесь смешивалась с потоком растворителя, используемого в виде смеси ацетона и толуола при объемном соотношении 70:30, который вводили в количестве 200 частей растворителя на 100 частей исходного парафинового сырья. Температуру продукта на фильтре поддерживали примерно при 70F(21,1C). В результате была получена фракция,содержащая 10 частей парафиновых отеков и 40 частей твердого парафина. Пример 3. Атмосферный газойль (AGO) использовали в качестве исходного неочищенного нефтепродукта. К 100 частям загружаемого сырья прибавляли 10 частей толуола, 30 частей парафинового гача и 130 частей ацетона. Температуру продукта на фильтре на стадии экстракции поддерживали примерно при -10F (-23,3C),что дало в результате 35 об.% выхода продукта по экстракту. При осуществлении стадии депарафинизации 100 частей толуола прибавляли к парафиновой лепешке (в которой все еще при 15 сутствовал остаток растворителя), и полученную суспензию отфильтровывали при температуре -10F (-23,3C). Полученный обеспарафиненный нефтепродукт имел следующие показатели: выход масла составлял 50 об.%, имеющего вязкость при температуре 100F (37,8 С) 40 по универсальному вискозиметру Сейболта и индекс вязкости 98. При проведении стандартной экстракции этого материала фурфуролом обеспечивает 43 об.% выход продукта с вязкостью 39, определенную при температуре 100F(37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индексом вязкости 94. Пример 4. Легкую фракцию вакуумного газойля(LVGO)использовали в качестве загружаемого сырья. К 100 частям загружаемого сырья прибавляли 40 частей толуола, 30 частей парафинового гача и 200 частей ацетона. Температуру продукта на фильтре на стадии экстракции поддерживали примерно при -1F (-18,3 С), при этом выход ароматических соединений составлял 40 об.% по экстракту. При осуществлении стадии депарафинизации 100 частей толуола прибавляли к парафиновой лепешке (в которой все еще присутствовал остаток растворителя), и полученную суспензию отфильтровывали при температуре -10F (-23,3C). Полученное депарафинизированное масло имело следующие показатели: выход масла составлял 45 об.%,имеющего вязкость 92 при температуре 100F(37,8 С) по универсальному вискозиметру Сейболта и индекс вязкости 98. При проведении стандартной экстракции этого продукта фурфуролом получают 38 об.% выход масла с вязкостью 91, определенную при температуре 100F(37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индексом вязкости 92. Пример 5. Среднюю фракцию вакуумного газойля(MVGO) использовали в качестве загружаемого нефтепродукта. К 100 частям загружаемого сырья прибавляли 40 частей толуола, 25 частей парафинового гача и 220 частей ацетона. Температуру продукта на фильтре на стадии экстракции поддерживали примерно при -2F (-18,9C), при этом выход ароматических соединений составлял 29 об.% по экстракту. При осуществлении стадии депарафинизации 150 частей толуола прибавляли к парафиновой лепешке (в которой все еще присутствовал остаток растворителя), и полученную суспензию отфильтровывали при температуре 1F (-17,2C). Полученное депарафинизированное масло имело следующие показатели: выход масла составлял 56 об.%, имеющего вязкость 220 при температуре 100F (37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индекс вязкости 93. При проведении стандартной экстракции этого продукта фурфуролом получают 49 об. % масла с вязкостью 203, определенную при температуре 100F (37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индексом вязкости 93. 16 Пример 6. Тяжелый вакуумный газойль (HVGO) использовали в качестве загружаемого нефтяного сырья. К 100 частям загружаемого сырья прибавляли 80 частей толуола, 30 частей парафинового гача и 250 частей ацетона. Температуру продукта на фильтре на стадии экстракции поддерживали примерно при 0F (-17,8C), при этом выход ароматических соединений составлял 30 об.% по экстракту. При осуществлении стадии депарафинизации 120 частей толуола прибавляли к парафиновой лепешке (в которой все еще присутствовал остаток растворителя), и полученную суспензию отфильтровывали при температуре -5F (-20,6C). Полученное депарафинизированное масло имело следующие показатели: выход масла составлял 55 об.%, имеющего вязкость 426 при температуре 100F(37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индекс вязкости 91. При проведении стандартной экстракции этого продукта фурфуролом получают 43 об.% масла с вязкостью 351,определенную при температуре 100F (37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индексом вязкости 94. Пример 7. Деасфальтированное масло (DAO) использовали в качестве загружаемого нефтяного сырья. К 100 частям загружаемого сырья прибавляли 80 частей толуола, 50 частей парафинового гача и 100 частей ацетона. Температуру продукта на фильтре на стадии экстракции поддерживали при 10F (-12,2C), при этом выход ароматических соединений составлял 35 об.% по экстракту. При осуществлении стадии депарафинизации 180 частей толуола прибавляли к парафиновой лепешке (в которой все еще присутствовал остаток растворителя), и полученную суспензию отфильтровывали при температуре 0F(-17,8C). Полученное депарафинизированное масло имело следующие показатели: выход масла составлял 50 об.%, имеющего вязкость 2550 при температуре 100F (37,8C) по универсальному вискозиметру Сейболта и индекс вязкости 93. При проведении стандартной экстракции этого продукта фурфуролом получают 41 об.% масла с вязкостью 2400, определенную при температуре 100F (37,8 С) по универсальному вискозиметру Сейболта и индексом вязкости 92. Способ настоящего изобретения имеет более низкое потребление электроэнергии, потому что его осуществляют при более низких температурах, чем используют в традиционных способах экстракции растворителями, которые требуют проведение процесса при повышенных температурах. И вследствие того, что используют пониженные температуры, то меньшее количество масла и парафиновой фракции удаляется с растворителем, приводя к более высокому выходу масла и насыщенных углеводородных нефтепродуктов. Изобретение исключает по 17 требность использования самостоятельной экстракционной установки или системы для селективной очистки, используя взамен парафина,присутствующего в загружаемом нефтяном сырье, стадию депарафинизации для очистки масел от ароматических углеводородов. Кроме того, масла с более низким содержанием ароматических углеводородов и парафина могут быть извлечены при использовании способа, предлагаемого в настоящем изобретении, что делает изобретение особенно полезным при извлечении смазочных масел из нефтяных дистиллятов. Несмотря на проиллюстрированные и описанные выше некоторые варианты осуществления изобретения, специалистам в данной области техники очевидны различные его модификации, в связи с чем подразумевается, что изобретение не ограничивается изложенными вариантами, и что в него могут быть внесены различные изменения, не выходящие за рамки существа изобретения, сформулированные в нижеследующей формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ очистки нефтепродукта, включающий ввод неочищенного нефтепродукта, содержащего первую нефтяную фракцию и вторую фракцию, которые подлежат разделению, в котором указанный неочищенный нефтепродукт содержит некоторое количество экстрагента,температура застывания которого больше температуры плавления первой нефтяной фракции,при этом неочищенный нефтяной продукт находится при или выше своей температуры текучести, так что экстрагент находится в жидком состоянии вместе с первой нефтяной фракцией,которая, по существу, растворяется в растворе экстрагента; смешивание с неочищенным нефтепродуктом растворителя с получением смеси, в которой вторая фракция является растворимой, так что она растворяется в указанном растворителе,и в которой указанный экстрагент не растворим в указанном растворителе; доведение полученной смеси, состоящей из неочищенного нефтепродукта и растворителя,до температуры, которая ниже точки застывания экстрагента, так что указанный экстрагент, содержащий растворенную в нем первую нефтяную фракцию, кристаллизуется, а растворитель,содержащий растворенную в нем вторую фракцию, находится в жидкой фазе; и отделение кристаллизованного экстрагента, содержащего растворенную в нем первую нефтяную фракцию, из жидкой фазы. 2. Способ по п.1, в котором первая нефтяная фракция является предельным углеводородом. 3. Способ по п.1, в котором вторая фракция содержит ароматические углеводороды. 18 4. Способ по п.1, в котором вторая фракция содержит полярные соединения. 5. Способ по п.1, в котором указанный экстрагент имеет точку застывания от 0F (-17,8 С) и выше. 6. Способ по п.1, в котором смесь, состоящую из неочищенного нефтепродукта и растворителя доводят до температуры примерно от 20F (-28,9C) до примерно 75F (23,9 С) после прибавления растворителя. 7. Способ по п.1, в котором экстрагент представляет собой фракцию неочищенного нефтепродукта. 8. Способ по п.1, в котором первая нефтяная фракция и экстрагент содержат такие предельные углеводороды, которые имеют среднюю молекулярную массу в интервале примерно от 250 до примерно 1500 г/моль. 9. Способ по п.1, в котором экстрагент представляет собой предельный углеводород. 10. Способ очистки нефтепродукта, включающий ввод неочищенного нефтепродукта, содержащего первую нефтяную фракцию и вторую фракцию, которые подлежат разделению, в котором указанный неочищенный нефтепродукт содержит некоторое количество экстрагента,температура застывания которого больше точки плавления первой нефтяной фракции, при этом неочищенный нефтяной продукт поддерживается при или выше своей температуры текучести,так что экстрагент находится в жидком состоянии вместе с первой нефтяной фракцией, которая, по существу, растворяется в ожиженном экстрагенте; смешивание с неочищенным нефтепродуктом растворителя с получением смеси, в которой вторая фракция является растворимой, так что она растворяется в указанном растворителе,и в которой указанный экстрагент не растворим в указанном растворителе; доведение полученной смеси, состоящей из неочищенного нефтепродукта и растворителя,до температуры ниже температуры застывания экстрагента, так что указанный экстрагент, содержащий растворенную в нем первую нефтяную фракцию, кристаллизуется, а растворитель,содержащий растворенную в нем вторую фракцию, находится в жидкой фазе; и отделение кристаллизованного экстрагента, содержащего растворенную в нем первую нефтяную фракцию, из жидкой фазы. 11. Способ по п.10, также включающий стадию отделения первой нефтяной фракции из второго растворителя. 12. Способ по п.10, в котором первая нефтяная фракция является предельным углеводородом. 13. Способ по п.10, в котором вторая фракция содержит ароматические углеводороды. 14. Способ по п.10, в котором вторая фракция содержит полярные соединения. 15. Способ по п.10, в котором указанный экстрагент имеет точку замерзания от 0F (-17,8 С) и выше. 16. Способ по п.10, в котором смесь, состоящую из неочищенного нефтепродукта и первого растворителя доводят до температуры примерно от-20F (-28,9C) до примерно 75F (23,9C) после прибавления растворителя. 17. Способ по п.10, в котором экстрагент представляет собой фракцию неочищенного нефтепродукта. 18. Способ по п.10, в котором указанный способ очистки нефтепродукта является непрерывным технологическим процессом и в котором по меньшей мере часть экстрагирующего агента возвращается на повторную переработку после отделения первой нефтяной фракции путем смешивания указанной части экстрагента с неочищенным нефтяным продуктом. 19. Способ по п.10, в котором первая нефтяная фракция и экстрагирующий агент содержит такие предельные углеводороды, которые имеют среднюю молекулярную массу в интервале примерно от 250 до примерно 1500 г/моль. 20. Способ по п.11, в котором выделенной первой нефтяной фракцией является смазочное масло с индексом вязкости от 90 и выше. 21. Способ по п.11, в котором выделенной первой нефтяной фракцией является смазочное масло с индексом вязкости от 95 или выше. 22. Способ по п.10, в котором экстрагент представляет собой предельный углеводород. 23. Первая фракция нефти, выделенная способом по п.10. 24. Экстрагент, отделенный из первой нефтяной фракции способом по п.10. 25. Способ получения смазочного масла из нефтепродукта, включающий ввод нефтепродукта, содержащего фракцию смазочного масла и вторую фракцию, которая подлежит отделению от фракции смазочного масла, и в котором нефтепродукт содержит некоторое количество экстрагента, температура застывания которого выше точки плавления фракции смазочного 20 масла, при этом указанный нефтепродукт поддерживают при температуре, которая достигает или выше своей точки текучести, так что экстрагент, по существу, находится в ожиженном состоянии, при этом фракция смазочного масла, по существу, растворяется в указанном ожиженном экстрагенте; смешивание с указанным нефтепродуктом первого растворителя с получением смеси, в которой вторая фракция является растворимой, так что вторая фракция растворяется в первом растворителе, а экстрагент, по существу, не растворим в первом растворителе; доведение указанной смеси нефтепродукта и первого растворителя до температуры, достигающей или выше температуры застывания указанного экстрагента, так что указанный экстрагент, содержащий растворенную в нем фракцию смазочного масла, кристаллизуется, в то время как первый растворитель, содержащий растворенную в нем вторую фракцию, остается в жидкой фазе; отделение кристаллизованного экстрагента,содержащего растворенную фракцию смазочного масла, из жидкой фазы; прибавление второго растворителя к кристаллизованному экстрагенту и фракции смазочного масла, при этом эта фракция смазочного масла обладает способностью к растворению в этом втором растворителе, так что она полностью растворяется в этом втором растворителе; отделение смеси из фракции смазочного масла и второго растворителя из кристаллизованного экстрагента и отделение фракции смазочного масла из второго растворителя. 26. Способ по п.25, в котором выделенное смазочное масло имеет индекс вязкости от 90 и выше. 27. Способ по п.25, в котором выделенное смазочное масло имеет индекс вязкости от 100 и выше. 28. Смазочное масло, полученное способом по п.25.