CH660021A5

CH660021A5 - METHOD AND SYSTEM FOR THE PROCESSING OF HEAVY RAW OILS, ESPECIALLY FOR THE USE OF THE COKS FOR METALLURGICAL PURPOSES.

Info

Publication number: CH660021A5
Application number: CH282/84A
Authority: CH
Inventors: Jose Luis Calderon; Ignacio Layrisse
Original assignee: Intevep Sa
Priority date: 1983-02-09
Filing date: 1984-01-23
Publication date: 1987-03-13
Also published as: ES8600369A1; ES8704196A1; ES527913A0; MX166752B; DE3401888C2; GB2134920A; ES543552A0; CA1231911A; GB8401069D0; IT8447506A0; IT1179353B; DE3401888A1; BR8400408A; GB2134920B

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung schwerer Rohöle, insbesondere für eine Nutzung derer Kokse für metallurgische Zwecke. Die Erfindung betrifft insbesondere ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung schwerer kohlenwasserstoffhaltiger Materialien, die sich durch jeweils hohe spezifische Dichten, Verflüssigungspunkte, Viskositäten und Gehalte an Schwefel, Metallen, Wasser, Salz und Conradson-Kohle kennzeichnen, um deren Kokse für metallurgische Zwecke brauchbar zu machen. The invention relates to a method and a plant for the processing of heavy crude oils, in particular for the use of their coke for metallurgical purposes. The invention relates in particular to a method and a plant for the treatment of heavy hydrocarbonaceous materials, which are characterized by high specific densities, liquefaction points, viscosities and contents of sulfur, metals, water, salt and Conradson coal in order to use their coke for metallurgical purposes do.

Bei einem herkömmlichen Delayed-Coking-Verfahren (unter Delayed-Coking-Verfahren wird ein in bestimmten Zeitabschnitten, chargenweise betriebenes Kokerverfahren verstanden) wird Rückstandsöl durch Wärmeaustausch mit der Wärme flüssiger Produkte des Verfahrens aufgeheizt und in einen Fraktionierturm geleitet, in dem mittels des Verfahrens entwickelte oder in dem Rückstandsöl vorhandene leichte Endprodukte durch Destillation abgetrennt werden. Das Rückstandsöl wird dann vom Boden des Fraktionierturmes unter Druck durch einen röhrenförmigen Ofen gepumpt, in dem es auf die notwendige Temperatur aufgeheizt und anschliessend auf den Boden einer Kokertrommel ausgetragen wird. Die ersten Stufen der Wärmezersetzung reduzieren dieses Restöl zu flüchtigen Stoffen und einem sehr schweren Teer oder Pech, die sich weiter zersetzen, um feste Koksteile zu ergeben. Die Gase oder Dämpfe, die sich während der Zersetzung gebildet haben, bilden Poren und Kanäle in der Koks- und Pechmasse, welche das einströmende Rückstandsöl vom Ofen durchlaufen muss. Das einströmende Rückstandsöl und die Zersetzungsgase dienen dazu, die Mischung aus Koksmasse und Rückstandsöl in Bewegung und auf einer relativ gleichförmigen Temperatur zu halten. Dieser Zerset-zungsprozess wird so lange in Gang gehalten, bis die Koks- In a conventional delayed-coking process (delayed-coking process is understood to mean a coker process operated in batches in certain periods), residual oil is heated by heat exchange with the heat of liquid products of the process and passed into a fractionation tower, in which developed by the process or light end products present in the residual oil are separated off by distillation. The residual oil is then pumped from the bottom of the fractionation tower under pressure through a tubular furnace, in which it is heated to the necessary temperature and then discharged to the bottom of a coker drum. The first stages of heat decomposition reduce this residual oil to volatiles and a very heavy tar or pitch, which further decompose to give solid coke parts. The gases or vapors that have formed during the decomposition form pores and channels in the coke and pitch mass, which the incoming residual oil from the furnace must pass through. The inflowing residue oil and the decomposition gases serve to keep the mixture of coke and residue oil in motion and at a relatively uniform temperature. This decomposition process is kept going until the coke

5 5

10 10th

15 15

20 20th

25 25th

30 30th

35 35

40 40

45 45

50 50

55 55

60 60

65 65

3 3rd

660 021 660 021

trommel mit einer gewissen Menge an Koks und einer kleinen Menge Pech gefüllt ist. Die Gase, die sich gebildet haben, verlassen den Kopf der Kokertrommel und werden zu dem Fraktionierturm zurückgeführt, wo sie zu den gewünschten Petroleumprodukten fraktioniert werden. Nachdem die Kokertrommel mit einer Mischung aus Kokspartikeln und etwas Teer gefüllt ist, werden die Rückstandsgase entfernt, und der Koks wird aus der Trommel mittels hydraulischer oder mechanischer Mittel entfernt. Dieser grüne, chargenweise hergestellte Petroleumkoks hat besondere kristalline und chemische Eigenschaften, die ihn besonders brauchbar für die Herstellung von Kohlenanoden für die Aluminiumindustrie machen, hingegen muss der grüne Koks durch weitere Behandlung kalziniert oder karbonisiert werden, um zu einem kalzinierten Koksendprodukt zu gelangen. drum is filled with a certain amount of coke and a small amount of pitch. The gases that have formed leave the top of the coker drum and are returned to the fractionation tower, where they are fractionated into the desired petroleum products. After the coker drum is filled with a mixture of coke particles and some tar, the residual gases are removed and the coke is removed from the drum by hydraulic or mechanical means. This green, batch-made petroleum coke has special crystalline and chemical properties that make it particularly useful for the production of carbon anodes for the aluminum industry, whereas the green coke has to be calcined or carbonized by further treatment in order to obtain a calcined coke end product.

Aufgrund der vorstehend erwähnten Charakteristika schwerer Rohöle können diese mit herkömmlichen Verfahren nicht wirtschaftlich aufbereitet werden. Zusätzlich zu ihrer geringen Qualität sind diese Rohöle ausserordentlich temperaturempfindlich und zersetzen sich bereits bei relativ niedrigen Temperaturen.-Die Aufbereitung und Behandlung dieser Rohöle unter herkömmlichen Verfahrensbedingungen und mit bekannten Raffinerieverfahren läuft auf höhere Betriebskosten und auf den Anfall von Produkten mit überwiegend geringem Wert hinaus. Due to the above-mentioned characteristics of heavy crude oils, they cannot be processed economically using conventional processes. In addition to their low quality, these crude oils are extremely sensitive to temperature and decompose even at relatively low temperatures.-The processing and treatment of these crude oils under conventional process conditions and with known refinery processes amounts to higher operating costs and the occurrence of products with a predominantly low value.

Ausgehend von diesem Stand der Technik haben sich die Erfinder die Aufgabe gestellt, ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung schweren Rohöles zu schaffen, mit denen eine wirtschaftliche Produktion wertvoller Petroleumprodukte möglich ist. Mit dem Verfahren und der Anlage gemäss der vorliegenden Erfindung ist insbesondere die wirtschaftliche Herstellung von Koks, geeignet für metallurgische Zwecke, möglich. Based on this state of the art, the inventors have set themselves the task of creating a method and a plant for the processing of heavy crude oil, with which an economical production of valuable petroleum products is possible. With the method and the plant according to the present invention, in particular the economical production of coke, suitable for metallurgical purposes, is possible.

Demgemäss ist es zunächst die übergeordnete Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung von schweren Rohölen zu schaffen. Accordingly, the primary object of the invention is to provide a method and a plant for the treatment of heavy crude oils.

Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren bzw. Anlage nach den Ansprüchen 1 bzw. 10 gelöst. This object is achieved by a method or system according to claims 1 and 10, respectively.

Weitere Aufgaben und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden aus der nachfolgenden Darstellung ersichtlich. Further objects and advantages of the present invention will become apparent from the illustration below.

Die heiligende Figur stellt ein schematisches Flussdiagramm dar, mit dem das Verfahren und die Anlage gemäss der vorliegenden Erfindung erläutert werden. The holy figure represents a schematic flow diagram with which the method and the system according to the present invention are explained.

Die Anlage 10 und das Verfahren gemäss der vorliegenden Erfindung, wie in der Figur gezeigt, beschreibt die verschiedenen Stufe einer in bestimmten Zeitabschnitten chargenweise arbeitenden Koksproduktionsanlage einschliesslich der Anlageteile zur Aufbereitung von Eingangsmaterialien in Form schwerer Rohöle. Ein typisches schweres Rohöleingangsmaterial vom Orinoco-Öl-Gürtel hat folgende Zusammensetzung und Eigenschaften: The plant 10 and the method according to the present invention, as shown in the figure, describes the various stages of a coke production plant which operates in batches in certain time periods, including the plant parts for processing input materials in the form of heavy crude oils. A typical heavy crude oil input material from the Orinoco oil belt has the following composition and properties:

Tabelle I Table I

Dichte ° API (Grad American Petroleum Institute) Density ° API (American Petroleum Institute degree)

Schwefel % wt (Gewichtsprozent) Sulfur% wt (weight percent)

Mercaptans wt ppm (mg/kg Schweröl) Verflüssigungspunkt 0 F Stickstoff % wt (Gewichtsprozent) Mercaptans wt ppm (mg / kg heavy oil) liquefaction point 0 F nitrogen% wt (weight percent)

Wasser und Sinkstoffe Vol.-% Water and suspended matter vol .-%

Salzgehalt als NaCl; Lbs/1000 BBls (1 Lbs/1000 BBls = 0,45 kg/1000 Fass Rohöl à 159 Liter) Salinity as NaCl; Lbs / 1000 BBls (1 Lbs / 1000 BBls = 0.45 kg / 1000 barrels of crude oil at 159 liters)

Conradson-Kohle % wt (Gewichtsprozent) 13,8 Schwefelwasserstoff wt ppm (mg/kg Schweröl 37 Conradson coal% wt (weight percent) 13.8 hydrogen sulfide wt ppm (mg / kg heavy oil 37

Neutralisationszahl mg KOH/g Neutralization number mg KOH / g

8,0 (1,014 kg/ms) 8.0 (1.014 kg / ms)

3,71 3.71

Null zero

80 80

0,60 0.60

6,4 6.4

500 500

(mg Kaliumhydroxid/g) (mg potassium hydroxide / g)

MNI % wt (Gewichtsprozent) Alphaltene % wt (Gewichtsprozent) UOP K-Faktor 5 Viskositäten: MNI% wt (weight percent) Alphaltene% wt (weight percent) UOP K factor 5 viscosities:

KV bei 180 °F(cst) KV at 180 ° F (cst)

KV bei 140° F (est) KV at 140 ° F (est)

KV bei 122 °F(cst) (KV : Kinematische Viskosität) io Metallgehalte: KV at 122 ° F (cst) (KV: kinematic viscosity) OK metal contents:

Eisen wt ppm (mg/kg Schweröl) Vanadium wt ppm (mg/kg Schweröl) Nickel wt ppm (mg/kg Schweröl) Iron wt ppm (mg / kg heavy oil) Vanadium wt ppm (mg / kg heavy oil) Nickel wt ppm (mg / kg heavy oil)

3,95 13,54' 7,95 11,32 3.95 13.54 '7.95 11.32

1184 1184

7558 19229 7558 19229

19 396 78 19 396 78

151 MNI : Exxon Standard Test zur Messung Modifizierten Naphtha's in Insolubles, d.h. nicht mischbaren Substanzen 2UOP K-Faktor: Universal Oil Products, K-Faktor: Flüchtigkeitsfaktor 151 MNI: Exxon Standard Test for Measuring Modified Naphthas in Insolubles, i.e. immiscible substances 2UOP K-factor: Universal Oil Products, K-factor: volatility factor

2o Die meisten der Rohöleingangsmaterialen fallen in die folgenden Zusammensetzungs- und Eigenschaftsbereiche: 2o Most of the crude oil input materials fall into the following composition and property ranges:

Tabelle II Table II

Dichte0 API 6-12 ' Viskositäten : Density0 API 6-12 'viscosities:

KV bei 180 °F, est 400-2500 KV at 180 ° F, est 400-2500

KV bei 140 ° F, est 2000-20 000 KV at 140 ° F, est 2000-20 000

KV bei 122 ° F, est 5000^10 000 Metallgehalte: KV at 122 ° F, est 5000 ^ 10 000 metal contents:

Eisen, wt ppm 15-25 Iron, wt ppm 15-25

Vanadium, wt ppm 300-500 Vanadium, wt ppm 300-500

Nickel, wt ppm 60-120 Nickel, wt ppm 60-120

Asphaltene % wt 6-12 Asphaltenes% wt 6-12

Salzgehalt als NaCl Lbs/1000 BBls 35-1000 Salinity as NaCl Lbs / 1000 BBls 35-1000

Verflüssigungspunkt ° F 50-90 Liquefaction point ° F 50-90

Schwefel % wt 3,5-4,5 Sulfur% wt 3.5-4.5

Wasser und Sinkstoffe Vol.-% 0,2-10 Water and suspended matter vol .-% 0.2-10

30 30th

40 40

45 45

55 55

60 60

Das Rohöleingangsmaterial wird der in der Figur gezeigten Anlage mittels der Leitung 12 zugeführt. Das Schweröl wird einmal an der Förderquelle mit Verdünnungsmittel gemischt und später, bei Eintritt in die Anlage, wird dieses Rohöl mit zusätzlichem Verdünnungsmittel gemischt, welches der Leitung 12 über die Leitung 14 für frisches Verdünnungsmittel und die Leitungen 16 und 18 für rückgeführtes Verdünnungsmittel zugeführt wird. Die Verwendung eines Verdünnungsmittels ist aus verschiedenen Gründen wesentlich. Zunächst senkt das Verdünnungsmittel die Viskosität und den Flüssigkeitspunkt des Rohöles, so dass es bei Raumtemperatur nicht in festem Zustand vorliegt, wodurch der Transport oder das Fliessen des Rohöles ermöglicht wird. Ferner ermöglicht das Verdünnungsmittel die Beeinflussung oder Einstellung bzw. Kontrolle der Temperaturen und Verweilzeiten in der Anlage, wodurch eine vorzeitige Zersetzung und damit ein Verlust an Kokerausbeute vermieden ist. Das Verdünnungsmittel sollte mit dem Rohöl in einer Menge von ungefähr 10 bis ungefähr 50 Vol.-% gemischt werden. Gemäss der vorliegenden Erfindung sollte das Verdünnungsmittel ein Kohlenwasserstoff-Verdünnungsmittel mit einem eng begrenzten Siedetemperaturbereich sein mit besonders ange-passten Löslichkeitseigenschaften, um eine Trennung zu unterdrücken. Die Zusammensetzung und Eigenschaften des Verdünnungsmittels sollten in folgende Bereiche fallen: The crude oil input material is fed to the plant shown in the figure by means of the line 12. The heavy oil is mixed with diluent once at the source and later, when entering the plant, this crude oil is mixed with additional diluent, which is fed to line 12 via line 14 for fresh diluent and lines 16 and 18 for recycled diluent. The use of a diluent is essential for several reasons. First of all, the diluent lowers the viscosity and the liquid point of the crude oil so that it is not in a solid state at room temperature, which enables the crude oil to be transported or flowing. Furthermore, the diluent enables the temperatures and residence times in the plant to be influenced or adjusted or controlled, as a result of which premature decomposition and thus loss of coker yield is avoided. The diluent should be mixed with the crude oil in an amount from about 10 to about 50 volume percent. According to the present invention, the diluent should be a hydrocarbon diluent with a narrow boiling temperature range with specially adapted solubility properties in order to suppress separation. The composition and properties of the diluent should fall into the following areas:

65 65

Tabelle III Dichte °API Viskositäten: Table III Density ° API viscosities:

20-65 20-65

660 021 660 021

4 4th

KV bei 100° F, est 0,5-10,5 KV at 100 ° F, est 0.5-10.5

KV bei 210 °F, est 0,1-3 Destillation ASTM D-86, °F (ASTM = American Society of Testing Materials) KV at 210 ° F, est 0.1-3 distillation ASTM D-86, ° F (ASTM = American Society of Testing Materials)

IBP 150-410 Siedeanfangspunkt IBP 150-410 boiling point

50 Vol.-% 200-610 50 vol% 200-610

EP 250-800 Verdampfungsendpunkt EP 250-800 evaporation end point

Ein Verdünnungsmittel folgender Zusammensetzung und A diluent of the following composition and

Eigenschaften ist bevorzugt: Properties is preferred:

Tabelle IV Table IV

Dichte °API Density ° API

35,4 35.4

Schwefel % wt Sulfur% wt

0,48 0.48

Verflüssigungspunkt ° F Liquefaction point ° F

-25 -25

Wasser und Sinkstoffe Vol.-% Water and suspended matter vol .-%

0,02 0.02

Conradson-Kohle % wt Conradson coal% wt

0,05 0.05

KV bei 100 °F, est KV at 100 ° F, est

3,35 3.35

KV bei 122 °F, est KV at 122 ° F, est

2,78 2.78

Destillation ASTM D-86 °F Distillation ASTM D-86 ° F

IBP IBP

360 360

50 Vol.-% 50 vol .-%

496 496

EP EP

642 642

Das in die Anlage 10 durch die Leitung 12 strömende Rohöleingangsmaterial, welches mit Verdünnungsmittel aus der Leitung 18 gemischt ist, wird zu einer Entsalzungsstation 20 gefördert, die, in Reihe geschaltet, einen Entwässerer 22, einen Entsalzer der ersten Stufe 24 und einen Entsalzer der zweiten Stufe 26 umfasst. Der Wassergehalt des Rohöles wird in dem Entwässerer 22 auf ungefähr 1,0 Vol.-% gesenkt, und der Salzgehalt wird im Entwässerer 22 auf ungefähr 150 PTB (1 PTB = 0,45 kg/1000 Fässer Öl à 159 Liter) abgesenkt und anschliessend in den Entsalzern 24 und 26 weiter bis auf ungefähr 5 PTB reduziert. Die Temperatur in der Entsalzungsstation 20 sollte 135 °C nicht überschreiten. The crude oil input material flowing into the plant 10 through the line 12, which is mixed with diluent from the line 18, is conveyed to a desalination station 20 which, connected in series, a dewaterer 22, a desalinator of the first stage 24 and a desalinator of the second Level 26 includes. The water content of the crude oil is reduced in the dewater 22 to approximately 1.0% by volume, and the salt content in the dewater 22 is reduced to approximately 150 PTB (1 PTB = 0.45 kg / 1000 barrels of oil of 159 liters) and then in desalinators 24 and 26 further reduced to approximately 5 PTB. The temperature in the desalination station 20 should not exceed 135 ° C.

Das entsalzte Rohöl flieset von dem Entsalzer 26 zu einem beheizten Aufwärmer 28, in dem das Rohöl als Zufluss zu einem Rohöl-Destillationsturm auf die notwendige Eingangstemperatur vorgeheizt wird, dann fliesst das Rohöl zu einem unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlageteil 30, in dem es in Gase, flüssige Produkte und atmosphärischen Ölrückstand getrennt wird. Das atmosphärisch arbeitende Öldestillations-Anlageteil 30 ist für mehrere Betriebsarbeiten ausgelegt. The desalted crude oil flows from the desalinator 26 to a heated heater 28, in which the crude oil is preheated to the necessary inlet temperature as an inflow to a crude oil distillation tower, then the crude oil flows to an oil distillation plant part 30 working under atmospheric pressure, in which it is separated into gases, liquid products and atmospheric oil residue. The atmospheric oil distillation system part 30 is designed for several operations.

In einer Betriebsart wird über 260-°C-grädiger Ölrückstand produziert, abgezogen und über die Leitung 32 dem Kombinations-Destillationsturm 34 zur Verwendung als Ausgangsmaterial für den Koker zugeleitet. Das unter 260-° C-grädige Obendestillat wird durch die Leitung 36 abgezogen und dem Trennturm 38 zugeführt. Die Abgase von dem unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlage-teil 30 werden durch die Leitung 40 abgeführt und einem Gaswäscher herkömmlicher Bauart zugeleitet. Die Gasölpro-dukte von dem unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlageteil 30 werden durch die Leitung 42 abgezogen. Das unter 260-°C-grädige Obendestillat wird dem Trennturm 38 zugeführt, in dem Naphtha und Abgase als Obendestillate herausgetrennt und durch die Leitungen 44 bzw. 46 abgezogen werden. Das Bodenprodukt des Trennturmes 38 ist eine Flüssigkeit mit eng begrenztem Siedetemperaturbereich (zwischen 204 und 260 ° C) mit Eigenschaften und einer Zusammensetzung, die sie zur Verwendung als Verdünnungsmittel geeignet machen. Das Bodenprodukt des Trennturmes 38 wird durch die Leitung 16 abgezogen, rückgeführt und mit dem in den Entwässerer 22 einströmenden Rohölausgangsmaterial gemischt. In one mode of operation, over 260 ° C oil residue is produced, withdrawn and fed via line 32 to the combination distillation tower 34 for use as starting material for the coker. The top distillate at 260 ° C is withdrawn through line 36 and fed to the separation tower 38. The exhaust gases from the oil distillation system part 30 operating under atmospheric pressure are discharged through the line 40 and fed to a gas scrubber of conventional design. The gas oil products from the atmospheric pressure oil distillation system section 30 are withdrawn through line 42. The top distillate at 260 ° C. is fed to the separation tower 38, in which naphtha and exhaust gases are separated out as top distillates and drawn off through lines 44 and 46, respectively. The bottom product of the separation tower 38 is a liquid with a narrowly limited boiling temperature range (between 204 and 260 ° C.) with properties and a composition which make it suitable for use as a diluent. The bottom product of the separation tower 38 is drawn off through the line 16, returned and mixed with the crude oil starting material flowing into the dewaterer 22.

In einer anderen Betriebsweise des unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlageteiles 30 produziert das Anlageteil 30 wiederum unter 260-° C-grädiges Obendestillat, das abgezogen und zu dem Trennturm 38 über die Leitung 36 geleitet wird. Bei 260 bis 371 °C wird Gasöl produziert und durch die Leitung 42 entfernt. Der atmosphärische Ölrückstand ist ein über 371-° C-grädiges Produkt, das durch die Leitung 32 abgezogen und der Leitung 48 zugeführt wird, von der aus es in einen gasbeheizten Aufwärmer 50 gefördert wird, indem der atmosphärische Ölrückstand auf seine gewünschte Temperatur aufgeheizt und von dort zum Zweck der weiteren Verarbeitung einem Vakuumdestillations-Anlageteil 52 zugeleitet wird. Der atmosphärische Ölrückstand wird in dem Vakuumdestillations-Anlageteil 52 unter Vakuum destilliert, um ein gasförmiges Gasölprodukt zu erzeugen, welches durch die Leitung 54 abgeführt wird; es kann getrennt oder zusammen mit dem Gasöl des unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlagetei-les 30 rückgewonnen werden. Die Abgase von dem Vakuumdestillations-Anlageteil 52 werden durch die Leitung 56 abgezogen und mit den Abgasen von dem unter atmosphärischem Druck arbeitenden Öldestillations-Anlageteil 30 vereinigt. Das Vakuumdestillations-Anlageteil 52 ist so ausgelegt, dass von dem atmosphärischen Ölrückstand ein über 482-°C-grä-diger Vakuum-Ölrückstand erzeugt wird, der durch die Leitung 58 abgezogen und dem Kombinationsturm 34 über die Leitung 32 zur Verwendung als Ausgangsmaterial für den Koker (66,68) zugeleitet wird. In another mode of operation of the oil distillation plant part 30 working under atmospheric pressure, the plant part 30 again produces top distillate at 260 ° C., which is drawn off and passed to the separation tower 38 via the line 36. Gas oil is produced at 260 to 371 ° C and removed through line 42. The atmospheric oil residue is a product above 371 ° C which is withdrawn through line 32 and fed to line 48, from which it is conveyed to a gas heated heater 50 by heating the atmospheric oil residue to its desired temperature and from there is fed to a vacuum distillation plant part 52 for the purpose of further processing. The atmospheric residual oil is distilled in the vacuum distillation plant section 52 under vacuum to produce a gaseous gas oil product which is discharged through line 54; it can be recovered separately or together with the gas oil of the atmospheric oil distillation plant part 30. The exhaust gases from the vacuum distillation unit 52 are withdrawn through line 56 and combined with the exhaust gases from the oil distillation unit 30 operating under atmospheric pressure. The vacuum distillation system part 52 is designed in such a way that an atmospheric oil residue produces a vacuum oil residue which is above 482 ° C. and is withdrawn through line 58 and sent to the combination tower 34 via line 32 for use as a starting material for the Koker (66.68) is fed.

Das reduzierte Rohöl-Kokerausgangsmaterial von jeder der beiden oben erwähnten Betriebsarten wird über die Leitung 32 dem Kombinationsturm 34 zugeleitet. Der Kombinationsturm 34 umfasst eine Wärmeaustausch- und einen Fraktionierabschnitt. Der Kokerfrischzulauf in Form atmosphärischen Ölrückstandes oder als Vakuum-Ölrückstand fliesst über die Leitung 32 zum Bodenabschnitt des Kombinationsturmes 34, wo er in direktem Kontakt mit Kokerauslauf (Leitung 70) aufgeheizt und fraktioniert wird zur Erzeugung eines reduzierten Kokerausgangsmateriales gemischt mit Rücklaufmaterial. Kokerausgangsmaterial wird vom Bodenabschnitt des Kombinationsturmes 34 über die Leitung 60 abgezogen und fliesst zu der Kokerheizung 62, in der das Ausgangsmaterial auf die gewünschte Temperatur von ungefähr 490 °C aufgeheizt wird. Das Kokerausgangsmaterial wird im Durchlauf durch die Kokerheizung 62 aufgeheizt und über die Leitung 64 zu einem von mehrerèn chargenweise arbeitenden Verkokungsbehältern geleitet, im vorliegenden Fall entweder zum Verkokungsbehälter 66 oder zum Verkokungsbehälter 68, in denen sich das Kohlenwasserstoff-Ausgangsmaterial unter Zurücklassung einer Grünkoksmasse zersetzt. Die Gase der Verkokungsbehälter, die Kokerprodukte und Rücklaufmaterial umfassen, werden über die Leitung 70 abgezogen und strömen zu dem Fraktionierabschnitt des Kombinationsturmes 34. Das Rücklaufmaterial wird kondensiert und mit dem frischen Zulauf in dem Bodenabschnitt des Kombinationsstromes 34 gemischt, während die Kokerprodukte in Abgase, Kokernaphtha, Kokerdestillate und Kokergase fraktioniert werden. Die vorstehend erwähnten fraktionierten Kokerprodukte werden über die Leitungen 72,74,76 und 78 abgezogen. Die Einheit ist so ausgelegt, dass sie normalerweise mit einer Verhältniszahl für Rücklauf (Verhältnis Rücklauf zu Zulauf) von 0,1 arbeitet. Sollte es jedoch notwendig sein, kann das Rücklaufverhältnis mit einer kleinen Reduktion des Frischzulaufes auf 1,0 gesteigert werden. The reduced crude oil coker feedstock from each of the above two modes of operation is supplied to the combination tower 34 via line 32. The combination tower 34 includes a heat exchange and a fractionation section. The fresh koker feed in the form of atmospheric oil residue or as a vacuum oil residue flows via line 32 to the bottom section of the combination tower 34, where it is heated and fractionated in direct contact with the koker outlet (line 70) to produce a reduced koker starting material mixed with return material. Coker starting material is withdrawn from the bottom section of the combination tower 34 via the line 60 and flows to the coker heater 62, in which the starting material is heated to the desired temperature of approximately 490 ° C. The coker feedstock is heated as it passes through coker heater 62 and passed via line 64 to one of several batch coking containers, in the present case either coking container 66 or coking container 68, in which the hydrocarbon feedstock decomposes leaving a green coke mass. The gases from the coking containers, which include coker products and return material, are withdrawn via line 70 and flow to the fractionation section of the combination tower 34. The return material is condensed and mixed with the fresh feed in the bottom section of the combination stream 34, while the coke products in exhaust gases, coke naphtha , Coke distillates and coke gases are fractionated. The fractionated coker products mentioned above are withdrawn via lines 72, 74, 76 and 78. The unit is designed in such a way that it normally works with a ratio for return (ratio return to inlet) of 0.1. Should it be necessary, however, the reflux ratio can be increased to 1.0 with a small reduction in the fresh supply.

Nachdem sich eine ausreichende Menge Koks in einem Verkokungsbehälter, z.B. im Verkokungsbehälter 66, abgesetzt hat, wird der Zufluss aufgeheizten Kokerausgangsmate- After a sufficient amount of coke has been placed in a coking container, e.g. in the coking container 66, the inflow of heated coker exit material is

5 5

10 10th

15 15

20 20th

25 25th

30 30th

35 35

40 40

45 45

50 50

55 55

60 60

65 65

5 5

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riales zu einem anderen Verkokungsbehälter 68 umgeschaltet, wobei der Verkokungsbehälter vorgeheizt wurde. Der Koks aus dem Verkokungsbehälter 66 wird dann ausgebracht. Das Koksbett in dem vollen Verkokungsbehälter wird mittels Dampf aufgebrochen und dann zur Kühlung mit Wasser abgeschreckt. Nach Ablass des Wassers werden die Kopf-und Bodenteile des Verkokungsbehälters entfernt. Der Koks wird dann mittels hydraulischem Schnitt ausgetragen und in einer Koksgrube gesammelt. Das Wasser für den hydraulischen Koksschnitt wird dann aus der Kokssammeigrube abgelassen, in einer Auffangleitung gesammelt und zur Wiederverwendung in einen Vorratstank gepumpt. Der leere Verkokungsbehälter wird dann wieder erhitzt, mittels Dampf gesäubert und auf seine Druckfestigkeit geprüft. Danach wird der Verkokungsbehälter mit überhitztem Dampf auf ungefähr 370 °C erhitzt und steht wieder bereit, den Materialstrom aus der Kokerheizung 62 aufzunehmen. riales switched to another coking container 68, the coking container having been preheated. The coke from the coking container 66 is then discharged. The coke bed in the full coking container is broken up by steam and then quenched with water for cooling. After draining the water, the top and bottom parts of the coking container are removed. The coke is then discharged by means of a hydraulic cut and collected in a coke pit. The water for the hydraulic coke cut is then drained from the coke collection pit, collected in a collection line, and pumped into a storage tank for reuse. The empty coking container is then heated again, cleaned with steam and checked for its pressure resistance. The coking container is then heated to about 370 ° C. with superheated steam and is again ready to receive the material flow from the coker heater 62.

Durch Hydrierung können die flüssigen Produkte des Kokers zu Endprodukten wie leichtes Petroleumgas, Benzin, Kerosin, Turbinentreibstoff, Dieselöle und Gasöle aufgearbeitet werden. Hydrogenation allows the coke's liquid products to be processed into end products such as light petroleum gas, gasoline, kerosene, turbine fuel, diesel oils and gas oils.

Es versteht sich, dass die Erfindung nicht auf die hier gezeigten und beschriebenen Ausführungsformen beschränkt ist, die für die bestmögliche Ausübung der Erfindung lediglich erläuternder Art sein sollen, wobei für die Ausführungsformen Abänderungen in Form, Grösse, Anordnung von Anlageteilen und in Einzelheiten der Betriebsweise denkbar sind. Die beanspruchte Erfindung soll vielmehr auch solche Abänderungen umfassen, die innerhalb des allgemeinen Erfindungsgedankens und im weiteren Schutzumfang der Ansprüche liegen. It goes without saying that the invention is not limited to the embodiments shown and described here, which are intended to be merely explanatory for the best possible practice of the invention, with changes in shape, size, arrangement of system parts and details of the operating mode conceivable for the embodiments are. Rather, the claimed invention is also intended to encompass such changes which lie within the general inventive concept and within the further scope of protection of the claims.

Es wird somit, und wie aus der Beschreibung ersichtlich, ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung von schweren Rohölen geschaffen, die sich für die Herstellung metallurgischer Kokse gut eignen. It is, and as can be seen from the description, a method and an installation for the treatment of heavy crude oils which are well suited for the production of metallurgical coke.

Weiter ist es möglich, dass bei der Aufbereitung schwerer Rohöle diesen ein kohlenwasserstoffhaltiges Verdünnungsmittel zur Beeinflussung der Temperatur und Verweilzeit zwecks Vermeidung vorzeitiger Zersetzung zugesetzt wird. Zudem wird erreicht, dass bei der Aufbereitung schwerer It is also possible that a heavy hydrocarbon-containing diluent is added to the processing of heavy crude oils to influence the temperature and residence time in order to avoid premature decomposition. It also ensures that processing is more difficult

Rohöle zum Zwecke der maximalen Flüssigkeitsausbeuten während des Verkokungsvorganges sorgfältig fraktioniert wird. Crude oils are carefully fractionated for maximum fluid yields during the coking process.

In kurzer Zusammenfassung bezieht sich die vorliegende 5 Erfindung auf ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung schwerer kohlenwasserstoffhaltiger Materialien und insbesondere auf ein Verfahren und eine Anlage zur Aufbereitung schwerer Rohöle, um deren Kokse für metallurgische Zwecke brauchbar zu machen. Die Rohöle, die im Orinoco-io Öl-Gürtel Venezuelas gefördert werden, kennzeichnen sich generell durch hohe Dichten (nahe der Dichte des Wassers), hohe Verflüssigungspunkte (die Öle sind bei Umgebungstemperatur in etwa fest), hohe Viskositäten und hohe Anteile an Metallen, Schwefel, Wasser, Salz und Conradson-Kohle. 15 Zusätzlich sind die Rohöle äusserst temperaturempfindlich, d.h. bei niedrigen Temperaturen setzt eine schnelle Zersetzung ein. Das Verfahren und die Anlage nach der vorliegenden Erfindung ermöglicht auch die wirtschaftliche Herstellung von Petroleumprodukten höherer Wertschöpfung wie 2o leichtes Petroleumgas (L.P.G.), Benzin, Kerosin, Turbinentreibstoff, Dieselöl und Gasöle. In a brief summary, the present invention relates to a method and a plant for the treatment of heavy hydrocarbonaceous materials and in particular to a process and a plant for the treatment of heavy crude oils in order to make their coke usable for metallurgical purposes. The crude oils that are extracted in the Orinoco-io oil belt of Venezuela are generally characterized by high densities (close to the density of the water), high liquefaction points (the oils are approximately solid at ambient temperature), high viscosities and high proportions of metals, Sulfur, water, salt and Conradson coal. 15 In addition, the crude oils are extremely temperature sensitive, i.e. rapid decomposition sets in at low temperatures. The method and the plant according to the present invention also enables the economical production of petroleum products of higher added value, such as light petroleum gas (L.P.G.), gasoline, kerosene, turbine fuel, diesel oil and gas oils.

Das Verfahren und die Anlage bedient sich eines kohlen-wasserstoffhaltigen Verflüssigungsmittels mit einem eng begrenzten, kontrollierten Siedetemperaturbereich, um den 25 Transport, die Entwässerung und Entsalzung des Rohöles zu ermöglichen. Weiter ermöglicht das Verdünnungsmittel eine genaue Einstellung und Kontrolle der Temperaturen und Verweilzeiten, wodurch eine vorzeitige Zersetzung und damit Verminderung der Kokerausbeuten vermieden ist. Das Ver-30 fahren und die Anlage benutzen auch die besondere Auslegung bzw. Konstruktion für einen Kokerfraktionator und eine Kokerheizung mit dem Ziel, die Quantität und Qualität des Kokerrückflussstromes zum Zwecke der Minimierung der Gas- und Koksbildung und zur Verbesserung der Dichte des 35 erzeugten Kokses besser zu kontrollieren. Das Verfahren und die Anlage umfassen eine sorgfältige Fraktionierung des Rohöles zur Anfangswerteinstellung (optimale Einstellung des Anfangsabschnittes der Siedepunktkurve), um die Flüssigkeitsausbeuten des Verkokungsvorganges zu maximieren. The process and the plant use a hydrocarbon-containing liquefier with a narrow, controlled boiling temperature range to enable the crude to be transported, dewatered and desalinated. Furthermore, the diluent enables precise adjustment and control of the temperatures and residence times, which prevents premature decomposition and thus a reduction in the coke yield. The Ver-30 process and the plant also use the special design for a coker fractionator and a coker heater with the aim of reducing the quantity and quality of the coke return flow in order to minimize gas and coke formation and to improve the density of the coke produced to control better. The process and equipment include careful fractionation of the crude oil to set the initial value (optimal setting of the initial portion of the boiling point curve) to maximize the liquid yields of the coking process.

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1 Blatt Zeichnung 1 sheet of drawing

Claims

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2nd

PATENT CLAIMS

1. A process for the preparation of heavy crude oils, in particular for the use of their coke for metallurgical purposes, characterized in that a) a diluent is mixed with the incoming heavy crude oil to form a mixture of crude oil and diluent,

b) the mixture of crude oil and diluent is subjected to distillation to form gaseous hydrocarbon products, an upper distillate in the form of a liquid hydrocarbon product and a crude oil residue,

c) the top distillate in the form of a liquid hydrocarbon product is subjected to a further treatment in which naphtha and exhaust gases are separated off as top distillate and a diluent with a narrowly limited boiling temperature range is produced,

d) the diluent with a narrowly limited boiling temperature range is recycled and e) the diluent with a narrowly limited boiling temperature range is mixed with the inflowing heavy crude oil.

2. The method according to claim 1, characterized in that the diluent boils in a temperature range from 66 to 427 ° C with a narrowly limited boiling temperature range.

3. The method according to claim 2, characterized in that the mixture of heavy crude oil and diluent is subjected to dewatering and desalination before distillation.

4. The method according to claim 2, characterized in that the mixture of heavy crude oil and diluent is preheated before the distillation.

5. The method according to claim 3, characterized in that the salt content of the mixture of heavy crude oil and diluent is reduced to less than 2.25 kg / 1000 barrels of 159 liters of crude oil.

6. The method according to claim 3, characterized in that the water content of the mixture of heavy crude oil and diluent is reduced to less than 1.0 vol .-%.

7. The method according to claim 3, characterized in that the desalination temperature is approximately equal to or less than 135 ° C.

8. The method according to claim 1, characterized in that the diluent is mixed with the heavy crude oil in an amount of 10 to 50 vol .-%.

9. The method according to claim 1, characterized in that the top distillate boils in the form of a liquid hydrocarbon product at a temperature approximately equal to or less than 260 ° C.

10. Plant for carrying out the method according to claim 1, characterized in that a) means for mixing the incoming heavy crude oil with a diluent to form a mixture of crude oil and diluent,

b) downstream of the agent for mixing the diluent with the heavy crude oil flowing in, a distillation system for distilling the mixture into gaseous hydrocarbon products, a top distillate in the form of a liquid hydrocarbon product and a crude oil residue,

c) downstream of the distillation plant, a separation tower for further processing of the top distillate in the form of a liquid hydrocarbon product; and d) means for recycling the diluent to be recycled with a narrowly limited boiling temperature range to the means for mixing the diluent with a narrowly limited boiling temperature range with the inflowing heavy crude oil are.

11. Plant according to claim 10, characterized in that means are provided in which the diluent boils in a temperature range from 66 to 427 ° C with a narrow boiling temperature range.

12. Plant according to claim 11, characterized in that means for dewatering and desalting the mixture of crude oil and diluent are provided upstream of the distillation system.

13. Plant according to claim 11, characterized in that a heated heater is provided for preheating the mixture of crude oil and diluent upstream of the distillation plant and downstream of the means for dewatering and desalination.

14. Plant according to claim 12, characterized in that means for dewatering and desalination are provided which reduce the salt content of the mixture of crude oil and diluent to not more than 2.25 kg / 1000 barrels of 159 liters of crude oil.

15. Plant according to claim 12, characterized in that means for dewatering and desalination are provided which reduce the water content of the mixture of crude oil and diluent to not more than 1.0% by volume.

16. Plant according to claim 10, characterized in that a device is provided which mixes the diluent with the crude oil in an amount of 10-50 vol .-%.

17. Plant according to claim 10, characterized in that devices are provided in which the top distillate boils in the form of a liquid hydrocarbon product at a temperature equal to or less than 260 ° C.