DE10149859A1 - Integriertes Verfahren zur Behandlung einer Beschickung - Google Patents

Abstract

Integriertes Verfahren zur Behandlung einer Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin und Diesel enthaltenden Beschickung, welches die folgenden Schritte umfaßt: Bereitstellen einer Reaktionsbeschickung, die Rückstand, Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin, Diesel, Schwefelwasserstoff, Ammoniak und C1-C4-Gasphasenverbindungen enthält; Bereitstellen eines Strippgases; Bereitstellen einer Waschbeschickung; und Einbringen der Reaktionsbeschickung, des Strippgases und der Waschbeschickung in eine Stripping- und Waschzone, so dass eine Gasphase erhalten wird, die Schwefelwasserstoff, Ammoniak, C1-C4-Gasphasenverbindungen, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und Vakuumgasöl sowie eine Flüssigphase enthält, in welchem die Reaktionsbeschickung einen Reaktionsbeschickungsdruck von zwischen etwa 700 psig und etwa 3500 psig aufweist und in welchem die Stripping- und Waschzone unter einem Druck betrieben wird, der um höchstens etwa 80 psig vom Druck der Reaktionsbeschickung abweicht.

Description

Hintergrund der Erfindung

Die Erfindung bezieht sich auf das Hydrotreating (auch: "Hydrobehandeln") und Hydrokracken von Vakuumgasöl-, Diesel- Kerosin- und Schwerbenzin-(Naphtha)-Fraktionen aus einem Vakuum-Rückstands-Hydrocracken ("vacuum residue hydrocracking" VRHCK) unter Verwendung einer mit hoher Temperatur und hohem Druck arbeitenden Stripping- und Waschstufe zur Verbindung zweier Hochdruckreaktionszonen. Die Erfindung bezieht sich insbesondere auf ein Hydrotreating- und/oder Hydrokrack-Verfahren unter Verwendung eines unter hohem Druck und mit hoher Temperatur arbeitenden Stripping- und Waschverfahrens, welches sich hervorragend als integrierter Zwischenschritt in einem mit hoher Temperatur und hohem Druck arbeitenden Kreislauf eines Vakuumrückstands-Hydrokrack(VRHCK)-Verfahrens eignet, in welchem durch das VRHCK-Verfahren und den Stripping- /Waschschritt Kerosin-, Schwerbenzin-, Diesel- und Vakuumgasöl-Beschickungen produziert und einem Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktor zur Verringerung des Schwefelgehalts und Steigerung der Ausbeute und Qualität von Schwerbenzin, Kerosin und Diesel zugeführt werden; insbesondere dient das VRHCK-Verfahren und der Stripping- /Waschschritt der Herstellung von Kerosin mit einem hohen Rußpunkt, von Diesel mit hoher Cetanzahl und geringem Schwefelgehalt und Schwerbenzinfraktionen mit geringem Schwefelgehalt.

Viele Raffinerien unterziehen unbehandelte und gekrackte Beschickungsmaterialien einem Hydrotreating-Verfahren, um veredelte Benzin- und Dieselprodukte zu erhalten. Diese Raffinerien verwenden Hochdruckanlagen. Hochdruck- Hydroentschwefelungs-(HDS)Anlagen können mit gekracktem Vakuumgasöl (VGO) eingesetzt werden und wenn diese mit einem Druck von zwischen 700 und 1200 psig betrieben werden, kann eine HDS-Umwandlungsrate von größer als 99% erreicht werden, so dass ein Produkt mit einem Schwefelgehalt von zwischen 0,002 und 0,12 Gew.-% entsteht. Dieses Produkt kann dann einem katalytischen Wirbelschicht- Krack-Verfahren (FCC) zugeführt werden, bei welchem Benzin- und Dieselkraftstoff mit einem Schwefelgehalt von weniger als 150 ppm bzw. 600 ppm produziert wird. Leider weist die in einem FCC-Verfahren aus einer solchen VGO-Beschickung produzierte Dieselfraktion normalerweise eine Cetanzahl von lediglich etwa 20 bis 30 auf, was als "out of spec" (d. h. nicht spezifikationsgemäß) betrachtet wird und wodurch dieses Produkt den Dieselpools nicht zugemischt werden kann. Um verwendet werden zu können, muß diese Dieselfraktion in zusätzlichen Hydrotreating-Schritten einer Behandlung unterzogen werden. Außerdem sind in den Raffinerien zahlreiche andere Dieselströme, wie beispielsweise Straightrun-Kerosin und Diesel, thermisch gekrackter Diesel und dergleichen erhältlich, welche alle über einen hohen Schwefelgehalt und eine typischerweise mittlere Cetanzahl verfügen, was eine zusätzliche, eingehende Behandlung entsprechend des Hydrotreating- Verfahrens erforderlich macht.

Herkömmliche, mit geringem bis mittlerem Druck arbeitende Diesel-Hydrotreating-Verfahren können den Schwefelgehalt in zufriedenstellender Weise reduzieren, die Zunahme der Cetanzahl kann allerdings nur geringfügig, im Bereich von 2 bis 4 Punkten, gesteigert werden.

Einige Raffinerien haben Rückstand-Hydrokrack-Anlagen installiert, mit welchen der schwerste Teil des Öls in Destillate umgewandelt wird. Mit Hilfe all dieser Technologien wird ein Produkt mittlerer Qualität hergestellt, welches einer zusätzlichen Hochdruck- Hydrotreating-Stufe in einer separaten Anlage unterzogen werden muß, um die Pool-Spezifikationen zu erfüllen. Sie produzieren außerdem eine große Menge an Vakuumgasöl (VGO), welches in gewöhnlichen FCC- oder Hydrokrack-Anlagen umgewandelt werden muß.

Typische Katalysatoren zur Verwendung in Hydrotreating- /Hydrokrack-Verfahren zur Erhöhung der Cetanzahl und des Rußpunktes sowie zur Reduzierung des Schwefelgehaltes auf ein sehr niedriges Niveau sind äußerst empfindlich selbst gegenüber kleinen Mengen von Schwefel und Ammoniak und können deshalb nicht ohne weiteres in Hydrotreating- /Hydrokrack-Reaktoren eingesetzt werden.

Alternativen zur Behandlung von Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und Vakuumgasöl, um die oben genannten Probleme hinsichtlich Ausbeute und Qualität zu lösen, beinhalten das Integrieren eines Hochdruck-Hydrotreating-/Hydrokrack- Reaktors in eine bestehende oder neue Vakuumrückstandhydrokracktechnologie zur sequentiellen Hydrotreating-/Hydrokrack-Behandlung der vorhandenen "out of spec"-Produkte. Ziel dieser Bemühungen ist eine Verbesserung hinsichtlich Ausbeute, Schwefelgehalt, Rußpunkt und Cetanzahl durch Verwendung von zwei oder mehr Stufen Hydroprocessing.

Herkömmliche Vakuumrückstand-Hydrokrack-Anlagen erfordern leider ein herkömmliches Separier- bzw. Abscheidungsverfahren, in welchem die Produkte abgekühlt und auf Außendruck gebracht werden, um sie abzuscheiden und dann in einer unabhängigen Hydro-treating-, Hydrokrack- oder FCC-Anlage einer Behandlung unterziehen zu können. Diese herkömmlichen Abscheidungsverfahren werden bei niedriger Temperatur, mit geringem Druck, oder beidem, durchgeführt, wodurch zusätzliche Drucksysteme, eines für jede Stufe, erforderlich werden, die die Kosten für Ausrüstung und Betrieb verdoppeln können. Selbst dann ist eine komplette und möglicherweise sehr kostspielige Hydrotreating-/Hydrokrack-/FCC-Anlage erforderlich.

Es besteht eindeutig immer noch Bedarf an einem Verfahren zur Behandlung von Beschickungsmaterialien, wie beispielsweise Vakuumgasöl, Kerosin, Diesel und Schwerbenzin, aus einer primären Umwandlung (VRHCK) stammenden "out of spec"-Produkten, und andere, beispielsweise in der Raffinerie vorhandene Diesel- und Schwerbenzinfraktionen, um vorteilhafterweise deren Ausbeute zu steigern und den Schwefelgehalt zu reduzieren, während Rußpunkt ("smoke point") und Cetanzahl verbessert werden. Ferner besteht weiterhin Bedarf an einem Verfahren, bei welchem die Abscheidung von Bestandteilen unter hoher Temperatur und hohem Druck erreicht wird, so dass eine zusätzliche Druckeinrichtung und dergleichen nicht erforderlich wird. Ferner besteht weiterhin Bedarf an einem Hydrofinishing-Verfahren, welches ohne den Zukauf kompletter Hydrotreating-/Hydrokrack-Anlagen auskommt.

Das wesentliche Ziel der vorliegenden Erfindung besteht daher in der Bereitstellung eines Verfahrens, in welchem Vakuumgasöl-, Kerosin-, Diesel- und Schwerbenzin-"out of spec" (spezifikationsfreie) Beschickungen auf vorteilhafte und wirtschaftliche Weise in wertvolle Endprodukte umgewandelt werden können.

Ein weiteres Ziel der Erfindung besteht in der Bereitstellung eines Verfahrens, welches vorteilhafterweise bei der Renovierung bestehender oder beim Bau neuer Anlagen eingesetzt werden kann.

Ein weiteres Ziel der Erfindung besteht in der Bereitstellung eines mit hohem Druck und hoher Temperatur arbeitenden Abscheideverfahrens zur Herstellung einer Zwischenbeschickung, die mit einem externen VGO-, Diesel- und Schwerbenzin-"out of spec"-Bestandteil gemischt werden kann, welche Zwischenbeschickung in nachfolgenden Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktionsstufen einer sequentiellen Hydrotreating- bzw. Hydrokrack-Behandlung unterzogen wird.

Ein weiteres Ziel der vorliegenden Erfindung besteht in der Verwendung des in einer Vakuumrückstandhydrokrackanlage bzw. einem solchen Verfahren bestehenden hohen Drucks und der Temperatur, um ein integriertes Verfahren bereitzustellen, welches ein Hot-Separation-Stripping- Washing-(HSSW)-System in ein Vakuumrückstand- Hydrokrackverfahren mit einer weiteren Hydrotrating- /Hydrokrack-Stufe oder -Stufen sequentiell integriert, so dass in vorteilhafter und wirtschaftlicher Weise ausgezeichnete Werte bei der Umwandlung von VGO-, Kerosin-, Diesel- und Schwerbenzin-Beschickungen in die gewünschten Endprodukte erhalten werden, während dennoch die Ausgaben - aufgrund der Kosten für die Ausrüstung und der wirtschaftlichen Verwendung von Druck und Temperatur - minimiert werden.

Weitere Ziele und Vorteile werden nachfolgend beschrieben.

ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG

Erfindungsgemäß werden die zuvor genannten Ziele und Vorteile auf einfache Weise erreicht.

Entsprechend der Erfindung wird ein Verfahren bereitgestellt zur sequentiellen Hydrotreating-Behandlung von Vakuumgasöl, Kerosin, Diesel und Schwerbenzin, welches die folgenden Schritte aufweist: Bereitstellen einer Reaktionsbeschickung, die Rückstand, Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin, Diesel, Schwefelwasserstoff-, Ammoniak- und C1-C4-Gasphasenverbindungen enthält; Bereitstellen eines Strippgases; Bereitstellen einer Waschbeschickung; und Einbringen der Reaktionsbeschickung, des Strippgases und der Waschbeschickung in eine Stripping- und Waschzone, so dass eine Gasphase erhalten wird, die den Schwefelwasserstoff, den Ammoniak, die C1-C4- Gasphasenverbindungen, das Schwerbenzin, das Kerosin, den Diesel und das Vakuumgasöl sowie eine Flüssigphase enthält, wobei die Reaktionsbeschickung mit einem Druck von zwischen etwa 700 psig und etwa 3500 psig bereitgestellt wird und die Stripping- und Waschzone unter einem Druck betrieben wird, der um höchstens etwa 80 psig von dem Druck der Reaktionsbeschickung abweicht. Die Hydrotreating- /Hydrokrack-Reaktoren sowie der Stripping-/Waschabscheider werden vorteilhafterweise unter einem im Wesentlichen gleichen Druck und mit einer im Wesentlichen gleichen Temperatur betrieben, wodurch der Bedarf an zusätzlichen Druckeinrichtungen und auch zusätzlichem Erhitzen zwischen den Stufen vermieden wird, während die bereits bestehende Temperatur und der Druck aus dem VRHCK-Kreislauf für die Durchführung weiterer gewünschter Verbesserungen verwendet wird.

Das erfindungsgemäße Abscheidungsreaktionsverfahren kann vorteilhafterweise zur Integrierung von Hydrotreating- /Hydrokrackverfahren verwendet werden, die bei hohen Temperaturen und hohem Druck stattfinden, so dass Vakuumgasöl, Kerosin, Diesel, Schwerbenzin und andere Beschickungen sequentiell behandelt werden, um bei geringen Kosten eine hohe Umwandlungsrate in die gewünschten Produkte zu erhalten.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

Es folgt eine detaillierte Beschreibung bevorzugter Ausführungsbeispiele der Erfindung unter Bezugnahme der beigefügten Zeichnungen; in diesen Zeichnungen zeigt

Fig. 1 eine schematische Darstellung eines erfindungsgemäßen Systems und Verfahrens;

Fig. 2 zeigt ferner die Integrierung der Fig. 1 in eine Vakuumrückstand-Hydrokrack-Anlage;

Fig. 3 stellt Stripping- und Waschschritte gemäß einer Ausführungsform der Erfindung dar;

Fig. 4 stellt Stripping- und Waschschritte gemäß einer anderen Ausführungsform der Erfindung dar;

Fig. 5 stellt eine weitere Ausführungsform der Stripping- und Waschschritte der vorliegenden Erfindung dar;

Fig. 6 zeigt eine schematische Darstellung der Integrierung eines zweistufigen Hot-Separation-Washing- Stripping-Verfahrens in ein erfindungsgemäßes VRHCK- Verfahren;

Fig. 7 zeigt ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung, welches auf die Herstellung von Schwerbenzin ausgerichtet ist;

Fig. 8 zeigt ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung, welches auf die Herstellung von qualitativ hochwertigem Diesel ausgerichtet ist;

Fig. 9 zeigt ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung, welches auf die Hydrokrack- Behandlung zur Herstellung von Düsentreibstoff und Dieselkraftstoff ausgerichtet ist;

Fig. 10 zeigt eine grundsätzliche Konfiguration eines erfindungsgemäß integrierten Verfahrens zur Hydroentschwefelung von Vakuumgasöl und einer milden Hydrokrack-Behandlung;

Fig. 11 zeigt ein Beispiel des erfindungsgemäßen HSSW- Verfahrens bezüglich des Gleichgewichts von Masse und Energie; und die

Fig. 12 und 13 zeigen in einem Vergleich ein separates herkömmliches Verfahren (Fig. 12) und eine erfindungsgemäß integriertes Verfahren (Fig. 13).

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur sequentiellen Behandlung von Vakuumgasöl, Kerosin, Diesel und Schwerbenzin, so dass die Fraktion eines Endprodukts bereitgestellt wird, welche Bestandteile mit einem zufriedenstellend geringen Schwefelgehalt, Kerosin- und/oder eine Düsentreibstoff-Fraktion mit einem hohen Rußpunkt und Dieselfraktionen mit einer ausreichend verbesserten Cetanzahl enthält, die ein Zumischen in die Dieselpools ermöglicht. Das Verfahren verwendet einen Stripping- und Waschschritt (HSSW), um eine Abscheidung einer Zwischenbeschickung, beispielsweise aus einem VRHCK- Verfahren, bei hoher Temperatur und unter hohem Druck zu erreichen, so dass eine erneute (zwischenliegende) Druckerhöhung und/oder ein erneutes Erhitzen der abgeschiedenen Phasen nicht erforderlich wird. Hierdurch wird ein direktes Einbringen in nachfolgende Hydrotreating- /Hydrokrack-Stufen und dergleichen ermöglicht, in denen der hohe Druck und die hohe Temperatur verwendet wird.

Die Erfindung bezieht sich ferner auf ein integriertes Verfahren, das eine Hydrotreating-/Hydrokrack-Stufe oder -System in ein VRHCK-Verfahren mit einem hohen Druck- und Temperaturkreislauf integriert und den Vorgenannten Stripping- und Waschschritt zwischen den Stufen verwendet. Wie nachfolgend näher erläutert wird, hält das erfindungsgemäße Verfahren vorteilhafterweise den Druck des Produktes des ersten Hydrotreating- oder Hydrokrack- Schrittes aufrecht durch das Aufteilen dieses Produktes in Mengenanteile und durch das Einbringen einiger Mengenanteile in einen nachfolgenden Schritt, wie beispielsweise einem Hydrotreating-/Hydrokrack-Schritt, so dass die gewünschten Hydrotreating-/Hydrokrack-Bedingungen und -Reaktionen ohne Erforderlichwerden mehrerer Kompressoren oder dergleichen sowie eine effizientere Nutzung der Energie erreicht werden. Herkömmlicherweise wird die Zwischenbeschickung, beispielsweise aus einem VGO- Reaktorprodukt, gekühlt und auf einen niedrigeren Druck gebracht, um eine separate wasserstoffreiche Phase und eine kohlenwasserstoffreiche Phase bereitzustellen. Hierdurch werden zusätzliche Kompressoren und/oder Heizeinrichtungen erforderlich, um zumindest einige Mengenanteile der Zwischenbeschickung wieder auf den ursprünglichen Druck und die ursprüngliche Temperatur zu bringen.

Ein Verfahren, in welchem ein erfindungsgemäßer Hot- Separation-Stripping-Washing-(HSSW)Schritt besonders vorteilhaft ist, ist ein Verfahren zur sequentiellen Behandlung einer kombinierten Vakuumgasöl (VGO)-, Kerosin-, Diesel- und Schwerbenzin-Beschickung. In einem solchen Verfahren wird die aus Wasserstoff und Vakuumrückstand bestehende Ausgangsbeschickung mittels Hydrokracken in eine Reaktionsbeschickung umgewandelt, die VGO, Diesel, Schwerbenzin, C1-C4, Schwefelwasserstoff, Ammoniak und Wasserstoff enthält. Diese Reaktionsbeschickung wird vorzugsweise unter hohen Druck- und Temperaturbedingungen und unter Verwendung einer Hot-Separation-Stripping-Washing (HSSW)-Zone, wie nachfolgend genauer beschrieben wird, behandelt, so dass eine Gasphase, die vorteilhafterweise an eine Hydrotreating-/Hydrokrack-Zone geleitet werden kann, eine Flüssigphase, die geeigneterweise durch Destillation behandelt werden kann, um Vakuumgasöl zurückzugewinnen, welches dem Verfahren wieder zugeführt werden soll, und eine untere Schicht erhalten wird, die idealerweise Delayed-Coking-Verfahren oder dergleichen zugeführt werden kann. Die nachfolgende Beschreibung wird sich auf diese Verfahrensart beziehen. Es sollte jedoch beachtet werden, dass die HSSW-Zwischenschritte und das Verfahren der vorliegenden Erfindung ohne Weiteres auch auf andere Arten von Verfahren anwendbar wären und verändert werden können, ohne hierdurch vom Umfang der vorliegenden Erfindung abzuweichen.

Eine typische Beschickung für das Gesamtverfahren dieser Ausführungsform enthält Vakuumrückstand und verschiedene Destillationsprodukte, ein geeignetes Beispiel hierfür ist Vakuumgasöl (VGO), Diesel (DO) und Schwerbenzin bzw. Naphtha (N). VGO-Ströme sind ohne Weiteres in Raffinerien erhältlich, verfügen jedoch häufig über einen zu hohen Schwefelgehalt. In diesen Strömen sind Mengen enthalten, die vorteilhafterweise, jedoch zu hohen Kosten, in einer unabhängigen Hydrokrackanlage in brauchbare Benzin-, Düsentreibstoff- und Dieselfraktionen umgewandelt werden können. Das VGO kann auch in einem katalytischen Wirbelschicht-Krack-Verfahren (Fluid-Catalytic-Cracking­ (FCC)-Verfahren) behandelt werden, aber die erhaltene Dieselfraktion weist typischerweise leider eine zu niedrige Cetanzahl auf, um ohne weitere Behandlung brauchbar zu sein.

Zusätzliche Beschickungsmaterialien, die eine vorteilhafte Verwendungsmöglichkeit im Gesamtverfahren der vorliegenden Erfindung finden können, enthalten weitere Raffinerieströme, einschließlich Kerosin-, Diesel- und Schwerbenzinströme, wie beispielsweise Straightrun-Kerosin und Diesel, thermisch gekrackter Diesel und Schwerbenzin (zum Beispiel aus einer Delayed-Coking-Anlage) und dergleichen, wovon jeder einzelne Strom typischerweise einen hohen Schwefelgehalt und Diesel eine mittlere Cetanzahl besitzt, was einer Verbesserung bedarf, um dem Dieselpool hinzugefügt werden zu können.

Entsprechend dem erfindungsgemäßen Verfahren wird eine erste Hydrokrack-Reaktionszone gebildet, in welcher vorteilhafterweise der Vakuumrückstand in einen Produktstrom umgewandelt wird, der Rückstand, VGO, Kerosin, Diesel, Schwerbenzin, C1-C4-Gasphasenverbindungen, Schwefelwasserstoff und Ammoniak enthält. Aus dem Hydrokrack-Verfahren stammende Produktfraktionen werden als Reaktionsbeschickung in einer Hochdruck-Separation- Stripping-Washing-(HSSW)Zone verwendet, die im Wesentlichen mit dem gleichen Druck arbeitet, welchen die Beschickung beim Verlassen des Hydrokrack-Schrittes aufweist. Im HSSW-Schritt wird eine Gasphase produziert, die vorteilhafterweise Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel, leichtes und schweres Vakuumgasöl, C1-C4-haltige Verbindungen, H₂S- und NH₃-Fraktionen sowie eine Flüssigphase mit geringen Mengen Diesel und leichtem Vakuumgasöl, schwerem Vakuumgasöl und Rückstand enthält. Die Gasphase weist vorteilhafterweise immer noch einen Druck und eine Temperatur auf, der/die ausreichend hoch ist, um die Gasphase direkt einer zweiten Hochdruckreaktionszone, beispielsweise einer Hydrotreating- /Hydrokrack-Zone, zuführen zu können, um das Vakuumgasöl in qualitativ hochwertige Destillate umzuwandeln und die Qualität des Diesels, Kerosins und Schwerbenzins zu verbessern, ohne zusätzliche Kompressoren oder Heizeinrichtungen und dergleichen erforderlich zu machen.

Auf diese Weise werden durch den erfindungsgemäßen Stripping- und Waschschritt die gewünschten Flüssig- und Gasphasen bereitgestellt, ohne den Druck zwischen dem Hydrokrack-Schritt und nachfolgenden Hydrotreating- /Hydrokrack-Schritten wesentlich zu verändern. Der Druck in der Hydrokrack- oder ersten Stufe, der Abscheidungsstufe, und der Hydro-treating-/Hydrokrack-Stufe oder zweiten Stufe kann vorteilhafterweise zwischen etwa 900 psig und etwa 3500 psig, vorzugsweise zwischen etwa 1300 psig und etwa 3000 psig, betragen. Der Druck beträgt vorzugsweise zwischen etwa 900 psig und etwa 3000 psig am Auslaß der Vakuumrückstand-Hydrokrackstufe und wird durch die Hot- Separation-Stripping-Washing-Zone auf einem Druck gehalten, der höchstens etwa 80 psig, vorzugsweise etwa 50 psig, unterhalb des Drucks am Reaktionseinlaß der zweiten Hydrotreating-/Hydrokrackstufe liegt.

Wie oben erläutert, ist die dem Hydrokrack-Reaktor zugeführte Beschickung vorzugsweise eine VRO-Beschickung, die in ein hochwertigeres Destillat umgewandelt werden soll. Bevor die Vakuumrückstandbeschickung in den Hydrokrackreaktor eingebracht wird, kann sie vorzugsweise auf eine Temperatur von zwischen etwa 400°F und etwa 800°F, und in einer noch bevorzugteren Weise auf zwischen etwa 500°F und etwa 650°F erhitzt werden. Der Vakuumrückstand kann mit Wasserstoff und einem Katalysator gemischt und dem Hydrokrackreaktor zugeführt werden. Der Hydrokrackreaktor kann geeigneterweise ein Reaktor der Art mit aufwärts strömenden Blasen ("upglowbubble type") oder ein anderer, geeigneter Reaktor sein, und der verwendete Katalysator kann ein beliebiger, auf Eisen oder Koks basierender Katalysator mit einer Wirksamkeit in Richtung der gewünschten Reaktion sein.

Das Produkt des Hydrokrackreaktors enthält typischerweise Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel, leichtes Vakuumgasöl (LVGO), schweres Vakuumgasöl (HVGO), C1-C4- Kohlenwasserstoffe, Schwefelwasserstoff und Ammoniak, wobei die Diesel-, Kerosin- und Schwerbenzinfraktionen häufig "out of spec" sind oder ungeeignete Eigenschaften aufweisen, um schließlich im Raffinationspool gemischt zu werden.

Der hier verwendete Begriff "out of spec" bezieht sich auf ein Kohlenwasserstoffprodukt oder eine Zusammensetzung mit Eigenschaften, die der für den Gebrauch einer solchen Zusammensetzung als Kraftstoff bestehenden Norm nicht entsprechen.

Dieser Produktstrom oder zumindest ein Mengenanteil des Produktstroms wird alleine oder in Kombination mit externem VGO, Diesel und/oder Schwerbenzin als Reaktionsbeschickung der bei hoher Temperatur und unter hohem Druck arbeitenden HSSW-Zone zur Trennung in die erfindungsgemäß gewünschten Phasen zugeführt. Eine Ausführungsform einer Hochdruck- HSSW-Zone ist in Fig. 1 dargestellt, welche nachfolgend näher beschrieben wird.

Fig. 1 zeigt eine Hot-Separation-Stripping-Washing-Zone 10, in welcher die Reaktionsbeschickung 12 aus dem Hydrokrackreaktor vorzugsweise in einen Stripping- und Wasch-(HSSW)tank bzw. -tanks 14, 15 zusammen mit einem Strippgas 16, wie beispielsweise Wasserstoff, und einer Waschbeschickung oder -medium 18, wie beispielsweise einer zusätzlichen, externen Beschickung aus Diesel, LVGO und dergleichen, zugeführt wird. Ein Teil der Waschbeschickung in Fig. 1 wird dargestellt, wie er aus einer externen VGO- Quelle 19 durch einen Ofen 20 geführt und dann mit einer Gasphase aus Tank 15 gemischt wird, während ein anderer Teil dem Tank 15 zugeführt wird. Idealerweise werden die Reaktionsbeschickung, die Waschbeschickung und das Strippgas jeweils auf einer unterschiedlichen vertikalen Höhe dem Reaktor bzw. Tank zugeführt und die HSSW-Tanks 14, 15 verfügen über einen Gasphasenauslaß 21 und einen Flüssigphasenauslaß 22.

Das Strippgas dient zur Verstärkung der unter hoher Temperatur und hohem Druck durchgeführten Trennung von Wasserstoff-, Schwefelwasserstoff-, Ammoniak-, C1-C4- sowie Schwerbenzinverbindungen in die Gasphase. Das Strippen von Wasserstoff dient außerdem der verstärkten Trennung der Gasphase und ist selbst in der entstehenden Gasphase vorhanden, die als Beschickung für spätere Hydrotreating- Verfahren verwendet werden kann. Im Vakuumrückstand- Hydrokrack-(VRHCK)Beispiel der vorliegenden Ausführungsform enthält das Gasphasenprodukt des Stripping- und Waschschritts vorzugsweise Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel, LVGO, C1-C4-Kohlenwasserstoffe, H₂S und NH₃. Die restliche Flüssigphase aus dem Stripping- und Waschschritt enthält hauptsächlich einen festen Katalysator aus dem VRHCK-Verfahren, HVGO und nicht umgewandelten Rückstand.

Die Flüssigphase kann vorteilhafterweise einer weiteren Fraktionierung zur Rückgewinnung des Vakuumgasöls zugeführt werden, welches recycelt werden kann, und der Katalysator und der nicht umgewandelte Rückstand können beispielsweise in einem Delayed-Coking-Verfahren oder dergleichen weiter verarbeitet werden. Bei der VRHCK-Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann diese Flüssigphase typischerweise eine geringe Menge Diesel und LVGO sowie HVGO und Vakuumrückstand enthalten. Ein wesentlicher Vorteil der vorliegenden Erfindung besteht darin, dass durch den Waschschritt ein Verschleppen von Asphalten und Katalysator in die Gasphase kontrolliert und/oder vermieden wird, was für ein weiteres Trickle-Bett-Verfahren ("trickle bed processing")vorteilhaft ist.

Es sollte beachtet werden, dass die Hot-Separation- Stripping-Washing-Schritte der vorliegenden Erfindung für die vorteilhafte Trennung der Gasphase und der Flüssigphase und der in beiden Phasen enthaltenen Bestandteile sorgen, ohne die Reaktionsbeschickung abzukühlen oder deren Druck zu mindern, so dass diese in nachfolgenden Hochdruckreaktionen behandelt werden können.

Es sollte ferner beachtet werden, dass durch die Verwendung einer extern erhaltenen Beschickung als Wasch- und/oder Stripping-Beschickung die Möglichkeit besteht, die Temperatur im HSSW-Tank, falls gewünscht, anzupassen oder fein abzustimmen. Dies wird dadurch erreicht, dass die externe Beschickung und/oder das Strippgas in größeren oder kleineren Mengen und/oder in verschiedenen Temperaturen zugeführt wird, so dass eine gewünschte Endtemperatur der Mischung erhalten wird.

Das Strippgas kann vorteilhafterweise Wasserstoff sein, der sich für die gewünschte Strippfunktion sehr gut eignet und der ohne Weiteres aus dem Gasphasenprodukt des Stripping- und Waschschritts recycelt werden kann. Selbstverständlich können auch andere Wasserstoffquellen oder ein anderes Strippgas verwendet werden, falls dies gewünscht wird.

Die Waschbeschickung kann geeigneterweise Diesel, hydrobehandeltes Schwerbenzin, LVGO oder eine andere, geeignete Waschsubstanz sein, die vorteilhafterweise aus einem Lager bereitgestellt werden oder aus der Trennung von VGO-Flüssigfraktionen oder aus anderen Behandlungseinrichtungen stammen könnte, wie beispielsweise DC, FCC, Destillation, Niederdruck-HDS-Anlagen und anderen Einrichtungen oder Verfahren. In dieser Hinsicht könnte jede dieser Quellen als externe Beschickungsquelle betrachtet werden.

Erfindungsgemäß werden die Reaktionsbeschickung, die Strippgas- und Waschbeschickung vorzugsweise jeweils in ausreichenden Mengen der Stripping- und Waschzone zugeführt, so dass die gewünschte Trennung der Gas- und Flüssigphasen erreicht wird. Das Strippgas kann der Stripping- und Waschzone geeigneterweise in einer Menge von etwa 10 bis etwa 100 ft³ Gas pro Barrel der Reaktionsbeschickung zugeführt werden. Die Waschbeschickung kann vorteilhafterweise in einer Menge von zwischen etwa 5 Volumen-% (v/v) und 25 Volumen-% (v/v) hinsichtlich der Reaktionsbeschickung zugeführt werden.

Es ist insbesondere vorteilhaft, dass die im Stripping- und Waschschritt erhaltene Gasphase unter einem Druck hergestellt wird, der höchstens etwa 80 psig und vorzugsweise etwa 50 psig unterhalb des Drucks der stromaufwärts liegenden oder VR-Hydrokrack-Reaktionszone liegt, und daher weiterhin immer noch in einem ausreichend hohen Druckbereich liegt, so dass die gewünschten nachfolgenden Reaktionen, wie beispielsweise Hydrotreating/Hydrokracken und dergleichen, durchgeführt werden können, ohne die Gasphase einem Kompressor zuführen zu müssen.

Entsprechend der Hydrokrack-/Hydrotreating-Hydrokrack- Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird die Gasphase aus der HSSW-Zone einem zweiten Reaktor zur Durchführung des Hydrotreating-Hydrokrack-Schrittes zugeführt, um Ausbeute und Qualität der Destillatfraktion zu verbessern. Das Produkt aus dem Hydrotreating- Hydrokrack-Reaktionsschritt enthält Kerosin oder Düsentreibstoff mit einem Rußpunkt von zwischen 20 und 28, der um 5 bis 8 Punkte gegenüber dem Produkt der ersten Reaktionsstufe wesentlich erhöht ist, eine Dieselfraktion mit einer Cetanzahl von zwischen 45 und 60, welche um zumindest 13 Punkte gegenüber der aus der ersten Reaktionsstufe stammenden oder externen Fraktion wesentlich erhöht ist, und Düsentreibstoff oder Diesel mit einem Schwefelgehalt von weniger als oder gleich etwa 20 ppm. Die Benzinfraktion wird mit einem Schwefelgehalt von weniger oder gleich etwa 5 ppm bereitgestellt.

Zusätzliche Flüssigproduktfraktionen aus der Separation- Stripping-Washing-Zone können vorteilhafterweise zur Rückgewinnung von Vakuumgasöl fraktioniert werden, um dieses weiter zu recyceln und zu verarbeiten. Die Flüssigphase enthält den restlichen Katalysator und Vakuumrückstand, wodurch die zweite Reaktionszone vorteilhafterweise ein Hydrier-/Hydrokrack-Rieselreaktor ("trickle bed") sein kann, der vorzugsweise eine wirksame Menge eines geeigneten Katalysators enthält, vorzugsweise eines schwefel/stickstoffbeständigen, hinsichtlich aromatischer Sättigung und Alkylparaffin bildenden Reaktionen selektiv wirkenden Katalysators. Selbstverständlich kann die zweite Reaktion eine beliebige Hochdruckreaktion sein und der Katalysator sollte so gewählt werden, dass er in Richtung der gewünschten Reaktion wirksam ist.

In Fig. 2 wird ein erfindungsgemäßes Verfahren schematisch dargestellt. Fig. 2 zeigt ein erstes Reaktorsystem 24 zur Durchführung einer ersten Hydrokrackreaktion, einen zweiten und dritten Reaktor 26 und 28 zur Durchführung einer Hydrotreating-/Hydrokrackreaktion und eine Hochdruck-HSSW- Anlage 30 zwischen dem Reaktor 24 und den Reaktoren 26, 28 zur Trennung des Produkts des Reaktors 24 in eine Hochdruck-Gasphase, welche in den Reaktoren 26, 28 erfindungsgemäß behandelt wird, und eine Flüssigphase zu weiterem Fraktionieren und Recyceln von Vakuumgasöl.

Wie dargestellt, beginnt das Verfahren vorteilhafterweise durch die Bereitstellung einer Vakuumrückstandbeschickung 32, die, falls gewünscht, einem Ofen zugeführt werden kann und die dann in einen ersten Reaktor 24 eingebracht wird. Die umgewandelten Produkte aus dem ersten Reaktor 24 werden durch verschiedene Stufen befördert und gelangen dann als Beschickung, zusammen mit zusätzlichem Vakuumgasöl und Diesel aus einer externen Quelle, einem Hydrotreating- Verfahren unterzogenem Schwerbenzin und einer Wasserstoffbeschickung als Strippgas, an einen Einlaß einer Hot-Separation-Stripping-Washing-(HSSW)Anlage 30. Diese Kombination von Bestandteilen bildet die Beschickungsmischung für die Anlage 30. Die Anlage 30 produziert eine Gasphase 34, die idealerweise Wasserstoff-, Schwerbenzin- und Dieselfraktionen sowie LVGO, C1-C4- Kohlenwasserstoffe, H₂S und NH₃ enthält. Die Gasphase 34, oder eine Portion/Menge daraus, wird dann direkt dem zweiten und dritten Reaktor 26, 28 zugeführt, in welchem Vakuumgasöl-, Kerosin-, Diesel- und Schwerbenzinfraktionen einem Hydrotreating-/Hydrokrack-Verfahren unterzogen werden, so dass Ausbringung und Qualität des Destillats, wie beispielsweise Rußpunkt, Cetanzahl und Schwefelgehalt wunschgemäß erhöht werden. Das Produkt 36 aus dem zweiten und dritten Reaktor 20, 21 kann in Benzin, Düsentreibstoff, Diesel, nicht umgewandeltes Vakuumgasöl, welches recycelt wird, und andere Fraktionen getrennt werden.

Ein Mengenanteil des nicht umgewandelten Vakuumrückstands kann, falls gewünscht, als Brennstoff für einen Ofen bzw. mehrere Öfen abgetrennt werden, so dass für eine gewünschte Erhitzung der Vakuumrückstandbeschickung gesorgt ist. Selbstverständlich könnten auch andere Heizmechanismen und -Verfahren verwendet werden.

Außerdem wird Wasserstoff in diesem Ausführungsbeispiel von der Gasphase des Produkts des zweiten und dritten Reaktors 26, 28 getrennt, vorzugsweise stromabwärts der Reaktoren 26, 28, wird dann gereinigt und recycelt, um mit dem Vakuumrückstand gemischt zu werden und die Beschickungsmischung für das Hydrokrack-Reaktorsystem 24 zu bilden, und könnte auch als Strippgas recycelt werden.

Die H₂S- und die NH₃-Mengen der Gasphase 34 können, sofern gewünscht, getrennt werden, bevor sie den Reaktoren 26, 28 zugeführt werden.

Ein besonderer Vorteil der vorliegenden Erfindung besteht darin, dass das Hydrokrackreaktorsystem 24 (R1), die Hydrotreating-Hydrokrack-Reaktoren 26, 28 (R2, R3) und die Stripping- und Waschanlage 30 alle mit dem im Wesentlichen gleichen Druck betrieben werden, so dass kein zusätzlicher Kompressor über den gesamten Verfahrensstrom, vom ersten Reaktorsystem 24 über die Anlage 30 bis zum zweiten und dritten Reaktor 26, 28, benötigt wird. Somit werden die Kosten für Ausrüstungen und andere Overheadkosten in Verbindung mit dem Verfahren wesentlich reduziert, während die Endprodukte vorteilhafterweise einen niedrigen Schwefelgehalt aufweisen und dennoch Düsentreibstoff- und Dieselfraktionen enthalten, die über einen erhöhten Rußpunkt bzw. eine erhöhte Cetanzahl verfügen.

Mit erneutem Bezug auf Fig. 1 werden nunmehr die Hot- Separation-Stripping-Washing-Schritte der vorliegenden Erfindung eingehender beschrieben. Für diese Schritte werden Diesel aus einer externen Quelle oder eine VGO- Mischung als Waschbeschickung, eine umgewandelte Dieselfraktion 12 aus dem ersten Reaktor (VRHCK) als eine Reaktionsbeschickung, eine Flüssigphase 38 eines einem Hydrotreating-Verfahren unterzogenen Schwerbenzin und Zusatzwasserstoff 16 als Strippgas verwendet. Wie oben dargestellt und beschrieben, kann die HSSW-Zone 10 zwei Zonen 14, 15 aufweisen und die Gasphase 40 aus der Zone 32 kann der Zone 15 zugeführt werden, wobei die Gasphase 21 als Beschickung für ein Hydro-treating-/Hydrokrack- Verfahren oder ein anderes Verfahren dienen kann, wie beispielsweise die Reaktoren der Fig. 2 oder dergleichen. Der Produktstrom aus der HSSW-Zone 10 enthält außerdem eine Flüssigphase 22, die gestripptes Vakuumgasöl, Vakuumrückstand und einen Katalysator enthält, sowie andere Flüssigprodukte, die vorzugsweise einem Fraktionator oder einer Vakuumdestillation zugeführt werden, um VGO und andere destillierbare Produkte zurückzugewinnen. Der nicht umgewandelte Vakuumrückstand eignet sich zusammen mit dem Katalysator ideal für die Weiterverarbeitung in einer Delayed-Coking-Anlage oder dergleichen.

Die Betriebsbedingungen für das Hydrokrack (VRHCK)- Reaktorsystem und die nachfolgenden Hydrotreating- /Hydrokrack-Reaktoren werden vorteilhafterweise so ausgewählt, dass der Druck aus dem ersten Reaktorsystem (VRHCK) erhalten und in den nachfolgenden Reaktoren verwendet wird. Hierdurch erhöht sich die Effizienz und der Einsatz eines zusätzlichen Kompressors zwischen den einzelnen Schritten ist nicht erforderlich. Die Betriebsbedingungen des Verfahrens für den ersten Reaktor können, zum Beispiel, basierend auf den Eigenschaften der Beschickung ausgewählt werden. Diese Betriebsbedingungen können dann für die Betriebsbedingungen in den nachfolgenden Reaktoren bestimmend sein. Die nachfolgend dargestellte Tabelle 1 zeigt Beispiele typischer Betriebsbedingungen für einen VRHCK-Reaktor (R1) und nachfolgende Hydrotreating-Reaktoren (R2) und (R3) jeweils für Verfahrensbeginn (SOR) und Verfahrensende (EOR).

TABELLE 1

Ein. Beispiel einer typischen Beschickung für das Hydrokrack-Reaktorsystem für das erfindungsgemäße Verfahren ist in der letzten Spalte der nachfolgenden Tabelle 2 aufgeführt. Beispiele typischer Beschickungen für Hydrotreating- und Hydrokrack-Reaktoren sind in Tabelle 2, Spalten 2 bis 6 dargestellt.

TABELLE 2

Wie oben dargestellt, enthält die Beschickung für das VRHCK-Reaktorsystem vorzugsweise einen Vakuumrückstand und Beschickungen für die Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren können typischerweise eine Mischung aus VGO, Diesel und anderen Bestandteilen enthalten. Die nachfolgende Tabelle 3 gibt Aufschluß über die Eigenschaften einer typischen VGO- Beschickungsmischung und einer Dieselmischung für die Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren (R2-R3) entsprechend der Erfindung. Die R2- und R3-Beschickung könnte aus unterschiedlichen Mengenanteilen eines Produkts aus dem ersten Reaktor R1 und aus externen Quellen von Bestandteilen bestehen. Um ein spezifisches Beispiel darzustellen, werden in Tabelle 3 die VGO-, Diesel- und Kerosinfraktionen in Gruppen dargestellt.

TABELLE 3

Wie in der Tabelle dargestellt, weist die typische Reaktor­ beschickung für die Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren einen zu hohen Schwefelgehalt auf, die Dieselmischung zeigt eine Cetanzahl von zwischen etwa 30 und etwa 40, was für eine Einmischung in den Dieselpool nicht akzeptabel ist, und die Kerosinmischung weist einen Rußpunkt von zwischen etwa 15 und etwa 17 auf, was für eine Einmischung in den Düsentreibstoffpool inakzeptabel ist. Diese Fraktionen sind daher "out of spec" und müssen verbessert werden.

In der nachfolgenden Tabelle 4 werden Eigenschaften einer typischen, nicht umgewandelten VGO-Fraktion, einer typischen Düsentreibstoff-Fraktion und einer Dieselfraktion dargestellt. Hierbei handelt es sich um Produkte der Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren.

TABELLE 4

Das abschließende Verfahrensprodukt enthält Vakuumgasöl, das für FCC oder Schmierstoff brauchbar ist, Diesel für den Dieselpool, Kerosin für Düsentreibstoff und Schwerbenzin für Reformierungsanlagen. Die Fraktionen weisen einen wesentlich geringeren Schwefelgehalt auf und die Dieselfraktionen verfügen über eine wesentlich höhere Cetanzahl, wodurch der Dieselfraktion eine Einmischung in den Dieselpool ermöglicht wird. Die Kerosinfraktion verfügt über einen Rußpunkt und eine Cetanzahl, die wesentlich erhöht worden sind, wodurch die Kerosinfraktion für eine Einmischung in den Düsentreibstoffpool oder den Dieselpool geeignet ist.

Angesichts der vorhergehenden Ausführungen sollte anerkannt werden, dass ein Verfahren zur vorteilhaften Behandlung von Vakuumrückstand, VGO und Diesel sowie einer Schwerbenzinbeschickung bereitgestellt worden ist, in welchem sequentiell aus allen Strömen Schwefel sequentiell entzogen und in einem Verfahren, das sowohl hinsichtlich Energieverbrauch und Ausrüstung wirtschaftlich arbeitet, die Cetanzahl der Dieselfraktionen sowie der Rußpunkt des Kerosins erhöht wurde. Das Verfahren eignet sich also zur Umwandlung leicht erhältlicher Beschickungen zu hochwertigen Endprodukten.

Mit Bezug auf die Fig. 3, 4 und 5 werden nunmehr einige zusätzliche Ausführungsformen der in Fig. 1 dargestellten, erfindungsgemäßen Stripping- und Waschzone (HSSW) 10 beschrieben.

Fig. 3 zeigt eine erfindungsgemäße Hot-Separation- Stripping-Washing-Anlage 30, in welche eine Reaktionsbeschickung 12 aus einem Hydrokrack-Verfahren (R1) eingebracht wird. Die Reaktionsbeschickung enthält Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel, LVGO, HVGO, Vakuumrückstand, C1-C4-Kohlenwasserstoffe, Schwefelwasserstoff, Ammonium, Katalysatoren und Verunreinigungen. Die Reaktionsbeschickung 12 wird in die Anlage 30 eingebracht. Dies geschieht typischerweise an einer mittleren, vertikalen Position, so dass das Strippgas 42 an einer vertikal niedrigeren Position als die Reaktionsbeschickung 12 eingebracht werden kann und die Waschbeschickung 44 wird an einer vertikal höheren Position als die Reaktionsbeschickung 12 eingebracht. Im Innern der Anlage 30 entsteht eine Gegenströmung, wobei das Strippgas 42 aufwärts durch die Anlage strömt und die Waschbeschickung 44 nach unten fließt, wobei jede Beschickung die gewünschte Funktion ausübt und mit dazu beiträgt, die gewünschte getrennte Gasphase 34 zu erzeugen, die Wasserstoff, Schwerbenzin, Diesel, LVGO, HVGO, C1-C4, H₂S und NH₃ enthält. Ferner wird eine Flüssigmenge oder Flüssigphase 46 produziert, die kleine Mengen an LVGO, HVGO und insbesondere Vakuumrückstand sowie einen Katalysator enthält, die vorteilhafterweise als Beschickung einer Vakuumkolonne zugeführt werden können, in welcher VGO zum weiteren Recyceln hergestellt wird, sowie eine Vakuumrückstand- und Katalysatorfraktion, die vorteilhafterweise in eine Delayed-Coking-Anlage oder dergleichen zur weiteren Verarbeitung eingebracht werden können.

Weiterhin mit Bezug auf Fig. 3 ist die Stripping- und Waschanlage 30 in diesem Ausführungsbeispiel in Form von zwei Anlagen 48, 50 dargestellt, wobei die Reaktionsbeschickung 12 in die Anlage 48 eingebracht wird. Das Strippgas 42 in diesem Ausführungsbeispiel wird einem unteren Abschnitt der Anlage 48 zugeführt und die Waschbeschickung 44 wird in einen oberen Abschnitt der Anlage 48 eingebracht. Zusätzliches Strippgas 52 wird ebenfalls einem unteren Abschnitt der Anlage 50 zugeführt und die Anlagen 48, 50 produzieren jeweils eine Gasphasenfraktion 54, 56, welche zur Bildung der Gasphase 34 kombiniert werden. Ferner wird die Flüssigkeit 58, welche die stromaufwärts liegende Anlage 48 verläßt, in die stromabwärts liegende Anlage 50 eingebracht und durch weiteres Strippen wird die oben genannte Flüssigphase 46 erhalten, die als Beschickung für eine Vakuumkolonne 60 geeignet ist, in welcher verschiedene Fraktionen zur weiteren Behandlung getrennt werden.

Fig. 4 stellt ebenfalls eine alternative Ausführungsform der erfindungsgemäßen HSSW-Zone 10 dar. Wie in der Abbildung dargestellt, wird die Reaktionsbeschickung 12 in die Anlage 30 eingebracht, die in dieser, wie auch in anderen Ausführungsformen in Form von zwei Anlagen 48, 50 ausgeführt ist.

Die Waschbeschickung 44 wird, wie dargestellt, in die Anlage 50 eingebracht und Strippgas 42 wird in dieser Ausführungsform in einen unteren Abschnitt der stromaufwärts liegenden Anlage 48 eingebracht. Die Anlage 48 produziert eine Gasphasenfraktion 54, die die oben genannten, gewünschten Bestandteile enthält, die zur weiteren Trennung der Anlage 50 zugeführt werden, sowie eine Flüssigphase 58, die einer Vakuumfraktionierung 62 zugeführt wird. Die Anlage 50 produziert eine zusätzliche Flüssigphase 64, die mit der Flüssigphase 58 kombiniert und der Vakuumfraktionierung 62 zugeführt wird, sowie eine Gasphase 34 zur weiteren Hydrotreating-/Hydrokrack- Behandlung. Die stromabwärts gelegene Reaktion könnte beispielsweise eine Hydrotreating-Reaktion oder eine zweite Separator-Zone plus eine Hydrotreating-Reaktion sein, und in einer solchen Ausführungsform kann zusätzliches Schwerbenzin/Diesel mit der Gasphase 34 gemischt werden, um die gewünschte Hydrotreating-Reaktionsbeschickung zu produzieren. Die Waschbeschickung 44 kann, wie dargestellt, aus einer externen Quelle stammen oder kann, falls gewünscht, aus der Vakuumfraktionierung 62 recycelt werden. In der Fig. 4 wird recyceltes VGO 68 dargestellt, welches mit externem VGO, Schwerbenzin und/oder Diesel gemischt wird, um einen zusätzlichen Beschickungsbestandteil für die stromabwärts gelegenen Reaktoren zu bilden. Für diesen Zweck könnte ebenso Diesel verwendet werden.

In Fig. 5 wird ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens dargestellt, in welchem ein stromabwärts gelegener Heißabscheider 70 zur weiteren Behandlung der Gasphase 34 aus den Anlagen 48, 50 verwendet wird. Der Heißabscheider 70 produziert eine Gasphase 72, welche einem Hydrokrack-Reaktor zugeführt werden kann. Die Gasphase 72 aus dem Heißabscheider 70 enthält Wasserstoff, Schwefelwasserstoff, Ammoniak, C1-C4, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und LVGO. Die Flüssigphase 74 besteht hauptsächlich aus LVGO und HVGO. Der Heißabscheider 70 dient zur verstärkten Trennung der Phasen, während die gewünschte Temperatur und der gewünschte Druck bis zu den stromabwärts gelegenen Hydrotreating- und Hydrokrackreaktoren aufrecht erhalten wird. Externes VGO und/oder externer Diesel 76 in dieser Ausführungsform können beim Mischen mit der Gasphase 34 oder der Gasphase 72 zur Steuerung der Reaktionstemperatur im stromabwärts gelegenen Reaktor hilfreich sein. Externes VGO und/oder Diesel können - entweder alleine oder, wie in Fig. 5 dargestellt, zusammen mit recyceltem VGO, ebenso als Waschbeschickung dienen.

Gemäß einem weiteren erfindungsgemäßen Ausführungsbeispiel können die Stripping- und Waschzone sowie die oben beschriebenen Schritte vorteilhafterweise zur Integration einer oder mehrerer Hydroprocessing-Stufen oder -Reaktoren in andere, mit hoher Temperatur und hohem Druck arbeitende Kreisläufe verwendet werden, was jedoch nicht auf Rückstand-Hydrokrack-Kreisläufe und dergleichen beschränkt ist. Hierdurch können weitere Vorteile aus den bereits bestehenden hohen Druck- und Temperaturbedingungen gewonnen werden und es kann eine sequentielle Behandlung ohne Kaltabscheidung oder die herkömmliche Heißabscheidung vorgenommen werden. Dies ist insbesondere vorteilhaft gegenüber herkömmlichen Systemen, in welchen Produkte einer ersten Reaktion behandelt werden, um ein Zwischenprodukt zu erhalten, und dann dieses Zwischenprodukt separat behandelt wird, um das Endprodukt zu erhalten.

Fig. 6 stellt eine Rückstand-Hydrokrack-Anlage mit integrierter HSSW-Zone 10 dar, die der Ausführungsform in Fig. 5 ähnlich ist. Fig. 6 zeigt die HSSW-Zone 10, einen Heißabscheider 70, einen Gasphasenreaktor 78 und die Hydrotreating- und Hydrokrackreaktoren 80, 82.

In dieser Ausführungsform wird ein sequentielles Verfahren eingerichtet, in welchem eine Vakuumrückstand-Hydrokrack- Zone (R1) mit anschließender HSSW-Zone 10, einem herkömmlichen Heißabscheider 70 und den Gasphasen- Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren 78 (R2), 80 (R3) und 82 (R4) verwendet wird, um die gewünschten Produkte herzustellen. Fig. 6 zeigt eine Vakuumrückstandbeschickung für einen VR-Hydrokrack-Reaktor R1, der eine Reaktionsbeschickung 12 für die HSSW-Zone 10 herstellt. Die Flüssigphase 46 aus Zone 10 wird zur Trennung einer VGO- Fraktion 68 einem Fraktionator 62 zugeführt, um diese zu recyceln und als Waschbeschickung in die Zone 10 einzubringen. Wasserstoff-Strippgas 42 wird, wie dargestellt, ebenfalls der Zone 10 zugeführt. Die Gasphase 34 aus der Zone 10 wird zur weiteren Behandlung im Gasphasenreaktor (GPR) 78 dem Heißabscheider 70 zugeführt, so dass ein veredeltes Gasprodukt 84 entsteht, während eine Flüssigphase 74 aus dem Heißabscheider 70 den Reaktoren 80 (R3) und 82 (R4) zugeführt wird, um ein veredeltes Flüssigprodukt 86 herzustellen, welches vorteilhafterweise mit der Gasphase 84 kombiniert und einer Reihe von Abscheidern 88 zugeführt wird zur Abscheidung einer Gasphase 90, einer Flüssigphase 92 zur weiteren Verarbeitung, beispielsweise in einer Fraktionierungs- oder Destillationsanlage 95, und einer End-Flüssigphase oder einem Bodenprodukt 94. Die Gasphase 90 kann, wie dargestellt, in einem Abscheider 96 behandelt werden, um recycelten Wasserstoff 98 zu erhalten, der als recyceltes Strippgas verwendet wird, und um einen etwaigen Wasserstoffbedarf in den Reaktoren R2, R3 und/oder R4 abzudecken. Vakuumgasöl, welches keiner Reaktion unterzogen wurde (DVGO), wird aus der Anlage 95 recycelt und kann zur Verstärkung der Umwandlung in die gewünschten Produkte im Reaktor 82 (R4), wie dargestellt, weiter behandelt werden. In den nachfolgend beschriebenen Beispielen 1 und 2 wird auf diese Weise verfahren.

Entsprechend der vorliegenden Erfindung und wie in den Fig. 7 bis 10 dargestellt, können zahlreiche unterschiedliche Systeme oder Anordnungen für den zweiten, dritten oder jeden weiteren Reaktor oder weitere Hydrotreating-Reaktorsysteme gebildet werden, welche für die Behandlung der Gas- und Flüssigphasen aus der erfindungsgemäßen HSSW-Zone 10 eingesetzt werden.

Fig. 7 zeigt eine in einer HSSW-Zone 10 produzierte Gasphase 34, die auf eine ausgewählte und angepaßte Weise behandelt wird, um Schwerbenzin aus dem ersten Vakuumrückstand-Hydrokrack-Produkt zu erhalten. Fig. 7 zeigt die Gasphase und das Reaktionsprodukt 34 aus der HSSW-Zone 20, wie sie einem ersten Hydrotreating-Reaktor 100 zugeführt wird. Der erste Hydrotreating-Reaktor 100 ist vorzugsweise ein Rieselreaktor und der Einlaß 102 des Reaktors 100 kann vorteilhafterweise ein Flüssiggas- Kontaktor-Einlaß (Extraktionsapparat/-kolonne) sein, der für die Anwendung des gewünschten Trickle-Bett-Verfahrens entsprechend ausgerichtet ist. Ferner wird der erste Hydrotreating-Reaktor 100 zum Erreichen des gewünschten Endresultats mit einem Katalysator, vorzugsweise mehreren unterschiedlichen Katalysatoren in verschiedenen Schichten versehen. Der Produktstrom 104 aus dem ersten Hydrotreating-Reaktor 100 kann geeigneterweise einem zweiten Hydrotreating-Reaktor 106 zugeführt werden.

Der zweite Hydrotreating-Reaktor 106 in diesem Ausführungsbeispiel ist ebenso vorzugsweise mit verschiedenen Katalysatorschichten ("beds") versehen und für das Erreichen eines End-Produktstroms 108 entsprechend ausgerichtet. Dieser End-Produktstrom 108 kann vorteilhafterweise Wasserstoff, Schwerbenzin, Düsentreibstoff, Dieselkraftstoff und nicht umgewandelte Vakuumgasölfraktionen enthalten. Die Katalysatorschichten der Reaktoren 100 und 106 werden mit B1, B2, B3 und B4 bezeichnet, und können vorteilhafterweise die nachfolgend genannten Katalysatorarten zur Produktionsmaximierung von Schwerbenzin enthalten: B1 - metallabscheidender und verkokungsbeständiger Katalysator; B2 - HDS-HDN-HAD- Katalysatoren; B3 - KCK-Katalysator; und B4 - Schwerbenzinentschwefelungs-Katalysator. Wie nachfolgend näher erläutert wird, können Katalysatorschichten für ein solches System vorteilhafterweise so ausgewählt werden, dass sie die größtmögliche Umwandlung von Vakuumgasöl in das gewünschte Schwerbenzinprodukt, wie in dieser Ausführungsform, oder in andere gewünschte Produkte ermöglichen.

Bei dem in Fig. 7 dargestellten System wird der Produktstrom aus dem zweiten Hydrotreating-/Hydrokrack- Reaktor 106 vorteilhafterweise einem Kaltabscheider (nicht dargestellt) zugeführt, in welchem nicht umgewandeltes Vakuumgasöl (UCVGO oder DVGO) zur weiteren Behandlung recycelt wird. Bei dem in Fig. 7 dargestellten Ausführungsbeispiel wird nicht umgewandeltes Gasöl recycelt und mit dem Zwischenproduktstrom aus dem ersten Hydrotreating-Reaktor 100 gemischt, um dann im zweiten Hydrotreating-Reaktor 106 weiter behandelt zu werden, wodurch eine höhere Gesamtumwandlungsrate der ursprünglichen Gasölbeschickung erreicht wird.

Bei dem in Fig. 7 dargestellten Ausführungsbeispiel, bei welchem eine bestmögliche Schwerbenzinproduktion gewünscht ist, kann es erfindungsgemäß wünschenswert sein, den ersten Hydrotreating-Reaktor 100 und den zweiten Hydrotreating- Reaktor 106 jeweils, wie beschrieben, mit zwei bestimmten Anordnungen von Katalysatorschichten zu versehen.

Es sollte beachtet werden, dass das in Fig. 7 dargestellte und oben beschriebene Katalysatorsystem darauf zugeschnitten ist, eine gewisse Menge verschlepptes metallisches oder asphaltenhaltiges Material zu tolerieren, und ferner Destillate so zu entschwefeln und zu hydrieren, dass das gewünschte Produkt erhalten wird. Ein Beispiel geeigneter Arten von Katalysatoren für den Gebrauch in dieser Verfahrensart beinhaltet jene Katalysatoren, die in dem US-Patent Nr. 4 520 128 beschrieben sind. Die Wirkungsweise dieses Katalysators trägt zur Reduzierung von Beeinträchtigungen durch verschlepptes Asphalten bei. Der zweite Hydrotreating-Reaktor 106 in diesem Ausführungsbeispiel wurde ebenfalls darauf ausgerichtet, Schwefel und Stickstoff zu tolerieren und der Hydrokrack- Katalysator für uns in der ersten Schicht B3 kann beispielsweise der im US-Patent Nr. 5 558 766 beschriebene Katalysator sein.

Mit einem wie in Fig. 7 dargestellten System kann eine Umwandlung von 80 oder mehr Volumen-% des kombinierten Vakuumgasöls aus der HSSW-Zone 10 und des externen Vakuumgasöls erhalten werden, und die Umwandlung erfolgt primär in Schwerbenzinprodukte. Ein solches Verfahren würde eine große Menge an Wasserstoff verbrauchen, es würde jedoch ebenso ein qualitativ sehr hochwertiges Produkt erzeugt werden.

Fig. 8 stellt eine alternative Ausführungsform des integrierten Verfahrens der vorliegenden Erfindung dar, bei welcher der erste und der zweite Hydrotreating-Reaktor 110, 112 vorgesehen und so ausgerichtet ist, dass ein Dieselöl- Endprodukt in einer sehr hohen Qualität erhalten wird. In diesem Fall werden eine HSSW-Zone 10 und zwei Heißabscheider 114, 116 verwendet.

Bei der in Fig. 8 dargestellten Ausführungsform verfügt der erste Reaktor 110 über eine erste Katalysatorschicht B1 und eine zweite Katalysatorschicht B2 und der zweite Hydrotreating-Reaktor 112 weist ebenfalls eine erste Katalysatorschicht B3 und eine zweite Katalysatorschicht B4 auf. Bei dieser Ausführungsform sind zusätzliche Heißabscheider 114, 116 vorgesehen, jeweils wie in Verbindung mit der Stripping- und Waschzone und der Ausführungsform in Fig. 5 oben beschrieben wurde, zur weiteren Verstärkung des Ergebnisses dieses Verfahrens.

Der erste Reaktor 110 nimmt als Reaktionsbeschickung einen Mengenanteil eines externen Vakuumgasöls 118 und die Flüssigfraktion 120 aus dem Heißabscheider 114 auf. Der erste Reaktor 110 produziert einen Zwischenproduktstrom 122, der vorteilhafterweise dem zweiten Heißabscheider 116, wie dargestellt, zugeführt wird.

Der erste und der zweite zusätzliche Heißabscheider 114, 116 produzieren ebenfalls jeweils eine Gasphase, wie oben beschrieben, und diese Gasphasen werden vorteilhafterweise mit einer externen Dieselbeschickung 124 kombiniert und einem zweiten Hydrotreating-Reaktor 112 zugeführt. Diese Gasphasen, wie oben beschrieben, enthalten vorteilhafterweise Wasserstoff-, Schwerbenzin-, Diesel- und LVGO-Fraktionen sowie Schwefelwasserstoff und Ammoniak- Verunreinigungen. Der Endproduktstrom aus dem zweiten Hydrotreating-Reaktor 112 kann zusammen mit der Flüssigphase aus dem zweiten zusätzlichen Heißabscheidersystem 116 geeigneterweise dann einer Fraktionierungsanlage oder dergleichen zugeführt werden, um die gewünschten separaten Produktfraktionen zu erhalten. Der in diesem Schritt gewonnene Wasserstoff kann vorteilhafterweise recycelt und verschiedenen Positionen innerhalb des Verfahrens zugeführt werden, wie in Fig. 8 dargestellt ist.

Es sollte beachtet werden, dass die in Fig. 8 dargestellte Ausführungsform für die Produktion von hochwertigem Dieselkraftstoff mit mittleren VGO-Umwandlungswerten (MHCK) bestimmt bzw. zugeschnitten ist. Bei diesem Verfahren werden zwei zusätzliche Heißabscheidersysteme verwendet, wodurch sich zusätzliche Vorteile hinsichtlich des ersten und zweiten Hydrotreating-Reaktors 110, 112 ergeben.

Wie bei der in Fig. 7 dargestellten Ausführungsform sind die im ersten und zweiten Hydrotreating-Reaktor 110, 112 vorgesehenen Katalysatorschichten vorzugsweise mit spezifischen Funktionen und Katalysatoren ausgestattet.

Der erste Hydrotreating-Reaktor 110 weist vorzugsweise eine erste Katalysatorschicht B1 auf, die mit einem ähnlichen metallabscheidenden und verkokungsbeständigen Katalysator versehen sind, wie er bei der in Fig. 7 dargestellten Ausführungsform beschrieben wird. Die zweite Katalysatorschicht B2 des ersten Hydrotreating-Reaktors 110 kann geeigneterweise einen milden Hydrokrack-Katalysator aufweisen, typischerweise mit einer VGO-Umwandlungsrate von 50%. Dieser Katalysator ist vorzugsweise schwefel- und stickstoffbeständig.

Der zweite Hydrotreating-Reaktor 112 ist ebenfalls vorzugsweise, wie oben beschrieben, mit einer ersten und einer zweiten Katalysatorschicht B3, B4 ausgestattet und die erste Katalysatorschicht B3 kann vorteilhafterweise mit einem Katalysator versehen sein, der hydrodearomatisierend sowie schwefel- und stickstoffreduzierend wirkt. Die zweite Katalysatorschicht B4 kann vorteilhafterweise ein Katalysator sein, der aus der Schwerbenzin- Wasserstoffentschwefelung ausgewählt worden ist. Diesel und Schwerbenzin, im ersten Hydrotreating-Reaktor 112 hergestellt, werden dann im zweiten Hydrotreating-Reaktor 114 verbessert und die Umwandlung von VGO für ein solches Verfahren beträgt typischerweise ungefähr 50 Volumen-% im ersten Hydrotreating-Reaktor 112 und zwischen etwa 20 und etwa 30 Volumen-% im zweiten Hydrotreating-Reaktor 114.

Wenden wir uns nun der Fig. 9 zu, so wird eine weitere alternative Ausführungsform des erfindungsgemäßen integrierten Hydroprocessing-Verfahrens dargestellt. Bei dieser Ausführungsform werden drei Hydrotreating-Reaktoren 126, 128, 130 vorgesehen und auf das Hydrokracken für eine Umwandlung in Düsentreibstoff- und Dieselkraftstoff- Fraktionen zugeschnitten.

Bei dieser Ausführungsform wird der Produktstrom 34 aus einer HSSW-Zone 10, wie oben beschrieben, einem ersten Reaktor 126 zugeführt und ergibt einen ersten Zwischenproduktstrom 132. Der erste Zwischenproduktstrom 132 kann vorteilhafterweise mit einer externen oder recycelten Vakuumgasölbeschickung (VGO) gemischt werden und diese Mischung kann, wie oben beschrieben, einem Heißabscheidersystem 134 zugeführt werden. Die Flüssigphase 136 aus dem Heißabscheidersystem 134 kann vorteilhafterweise in einen zweiten Reaktor 128 eingebracht werden, während die Gasphase 138 aus dem zusätzlichen Heißabscheidersystem 134 vorteilhafterweise mit externem Diesel gemischt und als eine Beschickungsmenge einem dritten Reaktor 130 zugeführt werden kann. Ein zweiter Zwischenproduktstrom 140 ergibt sich aus dem zweiten Hydrotreating-Reaktor 128 und kann einem zweiten Heißabscheidersystem 142 zugeführt werden, in welchem eine Gasphase produziert und mit der Gasphase des ersten zusätzlichen Heißabscheidersystems 134 und externem Diesel gemischt wird, um einem dritten Hydrotreating-Reaktor 130, wie gewünscht, zugeführt zu werden.

Die Flüssigphase 144 aus dem zweiten Heißabscheidersystem 142 kann für die Beschickung einer Fraktionierungsanlage oder dergleichen beiseite gestellt werden, vorzugsweise, wie gewünscht, zusammen mit dem Flüssigphasenprodukt 146 aus dem dritten Reaktor 130.

Es sollte ebenfalls beachtet werden, dass Wasserstoff aus dem Endprodukt erhalten wird, beispielsweise in einer Fraktionierungsanlage, und in diesem Ausführungsbeispiel wird dieser Wasserstoff vorzugsweise recycelt und als Beschickung dem zweiten Hydrotreating-Reaktor 128, wie dargestellt, zugeführt.

Die in Fig. 9 dargestellte Anlage wird idealerweise für das tiefe Hydrokracken von VGO zu Düsentreibstoff und Dieselkraftstoff verwendet und es werden - mit oder ohne Recyceln von nicht umgewandeltem VGO - ausgezeichnete Ergebnisse erreicht. Die bevorzugten Katalysatorschichten der Reaktoren 126, 128 und 130 enthalten einen metallabscheidenden Katalysator B1 und einen darauffolgenden schwefel- und stickstoffbeständigen, milden Hydrokrack-Katalysator B2 im ersten Reaktor 126, einen Hydrokrack-Katalysator B3, bei dem es sich um den gleichen oder um einen anderen handeln kann, im zweiten Hydrotreating-Reaktor 128, und ein schwefel- und stickstoffbeständiger Katalysator B4 zur Verbesserung des Dieselkraftstoffs und ein Katalysator B5 zur Entschwefelung von Schwerbenzin können vorteilhafterweise in den Katalysatorschichten des dritten Hydrotreating-Reaktors 130 vorgesehen werden.

Bei diesem Ausführungsbeispiel enthalten der erste und der zweite Hydrotreating-Reaktor 126, 128 beide Hydrokrackstufen, während der dritte Hydrotreating-Reaktor 130 für das Hydrofinishing von Düsentreibstoff und Dieselkraftstoff bestimmt ist.

In Fig. 10 wird ein weiteres alternatives Ausführungsbeispiel entsprechend der integrierten Verfahrensanordnung der vorliegenden Erfindung dargestellt.

Bei diesem Ausführungsbeispiel werden die Produkte 34 aus der HSSW-Zone 10 einem zusätzlichen Heißabscheidersystem 148 zugeführt, in welchem eine Flüssigphase 150 zur Beschickung eines Hydrotreating-Reaktors 152 erhalten wird, und eine Gasphase 154 wird abgeschieden. Die in den Reaktor 152 eingebrachte Flüssigphase kann geeigneterweise mit recyceltem Wasserstoffgas in Kontakt gebracht werden und das Produkt 156 des Reaktors 152 wird mit der Gasphase 154 aus dem Heißabscheider 148 gemischt und an ein zusätzliches Heißabscheidersystem 158 transportiert, so dass eine Gasphase 160 entsteht, die aus Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und einem leichten Vakuumgasöl zusammengesetzt ist und welche Bestandteile in einem Endbehandlungsreaktor 162 behandelt werden. Die Flüssigphase 164 aus dem zweiten Heißabscheider 158 wird mit dem Produkt 166 des Reaktors 162 gemischt und, zur Rückgewinnung von Produkten mittlerer oder hoher Qualität bzw. synthetischem Rohöl, wie gewünscht, an eine Abscheidungsstufe transportiert.

Entsprechend dieser alternativen Ausführungsform werden Katalysatoren so ausgewählt, dass ein synthetisches Rohöl mittlerer oder hoher Qualität produziert wird, wobei ein HSSW-System und ein mildes Hydrokrackreaktionssystem in einen mit hoher Temperatur und hohem Druck betriebenen Vakuumrückstandkreislauf integriert werden. Der Reaktor 152 weist typischerweise eine erste Schicht B1 eines metallabscheidenden, verkokungsbeständigen Katalysators auf sowie eine zweite Schicht B2 eines HDS-HDN-MHCK- Katalysators, während der Reaktor 162 über einen Endbehandlungskatalysator B3, wie beispielsweise HDS-HDN- Katalysator (Endbehandlung von Diesel und Schwerbenzin) verfügt. In diesem Verfahren wird VGO ebenfalls in Destillate umgewandelt. Die erhaltene Produktqualität ist ausgezeichnet, obwohl sie etwas geringer ist als die unter Verwendung anderer erfindungsgemäßer Ausführungsformen hergestellten Produkte.

Bei den in den Fig. 6 bis 10 dargestellten Systemen handelt es sich um verschiedene Ausführungsformen, die vorteilhafterweise ein Hydrotreating-/Hydrokrack-Verfahren in einen Rückstand-Hydrokrack-Kreislauf integrieren, wobei das HSSW-Verfahren der vorliegenden Erfindung verwendet wird. Diese unterschiedlichen Verfahren sorgen jeweils für Einsparungen durch die Verwendung der bereits bestehenden hohen Druck- und Temperaturbedingungen sowie durch die Behandlung verschiedener Fraktionen in einem einzigen Reaktor, wodurch auch Ausrüstungskosten eingespart werden.

Es sollte beachtet werden, dass die Fig. 3, 4 und 5 Abwandlungen der Stripping- und Waschschritte darstellen, die jedoch alle im Umfang der vorliegenden Erfindung liegen und alle vorteilhafterweise das Trennen einer Reaktionsbeschickung in eine Gasphase und eine Flüssigphase vorsehen, welche die gewünschten Bestandteile für eine nachfolgende Behandlung in einer, zwei oder mehr Hydrotreating-/Hydrokrack-Stufen enthalten, und dass die Fig. 7 bis 10 Abwandlungen von sequentiell integrierten Hydrotreating-/Hydrokrack-Stufen darstellen, bei welchen die HSSW-Systeme der Fig. 1, 3, 4 und/oder 5 oder deren Abwandlungen verwendet werden.

BEISPIEL 1

Zur Darstellung der erfindungsgemäß erhaltenen vorteilhaften Ergebnisse wurden zwei Verfahren durchgeführt. Das ersten Verfahren verwendete eine Vakuumrückstand-Hydrokrack-Reaktionszone und eine nachfolgende HSSW-Behandlung sowie eine sequentielle Hydrotreating-/Hydrokrack-Behandlung der in dem HSSW-System hergestellten Gasphase. Die Flüssigphase aus dem HSSW- System wurde zum weiteren Gebrauch aufbewahrt. Bei diesem ersten Verfahren wurden Schwerbenzin-, Diesel- und VGO- Fraktionen hergestellt und dann in einer zweiten und dritten Reaktionsstufe behandelt, um Qualität und Ausbeute zu verbessern. Diese Anlagenanordnung wurde SEHP1 genannt.

Das zweite Verfahren verwendete die gleiche Vakuumrückstand-Hydrokrack-Stufe (R1) (gleiche Severity bzw. Krackintensität). Das Produkt wurde einem HSSW-System zugeführt; das Flüssigprodukt aus dem unteren Teil des HSSW-Systems wurde aufbewahrt und die Gasphase aus dem oberen Teil der HSSW-Zone wurde einem zweiten Abscheidersystem bei gleichem Druck und bei einer um 40°C niedrigeren Temperatur, wie in Fig. 5 dargestellt, zugeführt.

Die Gasphase aus dem zweiten Hochdruck-HSSW-System, die Wasserstoff, Schwerbenzin, Diesel, LVGO, C1-C4- Kohlenwasserstoff, H₂S und NH₃ enthielt, wurde einer Hydrotreating-Zone (R2) zugeführt. Der Druck der Gasphase lag höchstens etwa 80 psig unterhalb des Drucks der aus dem Rückstand-Hydrokrackreaktor (R1) ablaufenden Flüssigkeit. Die Flüssigphase aus dem zweiten HSSW-System (unterer Teil) enthielt geringe Mengen an Diesel, LVGO und HVGO und wurde mit recyceltem Wasserstoff gemischt und einer Hydrokrack- Reaktorzone (R3) zugeführt, die mit einem Druck betrieben wurde, der um höchstens etwa 80 psig unterhalb des Drucks der aus dem Rückstand-Hydrokrackreaktor (R1) ablaufenden Flüssigkeit lag. Die Produkte aus dem Hydrotreating-Reaktor und aus dem Hydrokrack-Reaktor wurden kombiniert und einer Fraktionierungsanlage (Fractionation Tower) zugeführt. Diese Anlagenanordnung wurde SEHP2 genannt.

In der Tabelle 5 sind die Ergebnisse dieser beiden Verfahrensanordnungen dargestellt. Es wurde die gleiche Temperatur, Raumgeschwindigkeit und das gleiche Reaktorvolumen verwendet, jedoch wurden Einstufen- bzw. Zweistufen-Abscheidersysteme eingesetzt, die mit hohem Druck und hoher Temperatur betrieben wurden. Im zweiten Fall (zwei Hochdruckabscheider) wird, gegebenenfalls, aus sehr reinem Wasserstoff Gas gebildet, recycelt und den Hydrokrack-Reaktoren zugeführt. Tabelle 5 zeigt verbesserte Werte hinsichtlich Ausbeute und Qualität gegenüber den Produkten, die dem HSSW-System zugeführt worden sind. Die Verwendung von einer oder zwei Stufen von Abscheidersystemen verbessert Ausbringung und Qualität von Schwerbenzin, Kerosin und Diesel.

Tabelle 5

Wie die Tabelle zeigt, wurde mit der Durchführung der Stripping- und Waschbehandlung (mit hohem Druck und hoher Temperatur) und nachfolgender einfachen Hydrotreating- /Hydrokrack-Stufe (SEPH1) mehr C1-C4/Schwerbenzin und VGO und weniger Kerosin-, Dieselprodukte produziert als mit der Anordnung mit HSSW und nachfolgendem Heißabscheidersystem (SEPH2). Außerdem ist die Produktqualität des letzteren Verfahrens besser. Diese erfindungsgemäßen Verfahren erzielten eine Erhöhung des Rußpunktes um 6 bis 8 Ziffern und eine Erhöhung der Cetanzahl um 11 bis 14 Ziffern (zweite und dritte Spalte) im Vergleich zum Vakuumrückstand-Hydrokrack-Produkt ohne Integration der SEHP-Technologie (erste Spalte).

BEISPIEL 2

Um die erfindungsgemäß erhaltenen vorteilhaften Ergebnisse ausführlicher darzustellen, wurden zwei Anwendungsmöglichkeiten des HSSW-Systems mit Hydrotreating- und Hydrokrack-Verfahren mit der gleichen Ausgangsstufe der Vakuumrückstand-Hydrokrack-Reaktion, jedoch mit Verschiedenen Arten der Hydrobehandlung der Reaktionsbeschickung und der externen Beschickung durchgeführt. SEHP3 bezeichnet eine Art, bei welcher die in der Stripping- und Waschstufe produzierte Gasphase mit 20 Volumen-% externem Vakuumgasöl, 15 Volumen-% externem Diesel und 10 Volumen-% Schwerbenzinfraktionen gemischt wird, bezogen auf die Bestandteile VGO, Diesel und Schwerbenzin, die aus dem Hydrokrack-Reaktor in das HSSW- System eingebracht werden. Dann wird die Gasphase durch Mischen mit externen Beschickungen leicht abgekühlt (jedoch unter den gleichen Druckbedingungen) und die Mischung wird den Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren (R2/R3) zugeführt. Beim zweiten Verfahren bzw. bei der Verfahrensart (SEHP4 genannt) wurde im ersten Reaktor die gleiche Vakuumrückstand-Hydrokrack-Severity bzw. Krackintensität verwendet. Ansonsten wurden die gleichen Mengen an Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und VGO dem HSSW-System zugeführt wie im vorhergehenden Fall (SEHP3) und die gleiche Menge externes Vakuumgasöl, Diesel und Schwerbenzin wurde hinzugefügt, jedoch auf eine andere Weise.

Die im HSSW-System hergestellte Gasphase wird durch Hinzufügen von 20 Volumen-% externem Vakuumgasöl (gleicher Druck) teilweise abgekühlt und einem zweiten System zugeführt, das mit hoher Temperatur und hohem Druck arbeitet. Von da wird die Gasphase vom oberen Teil getrennt und mit 15 Volumen-% externem Diesel und 10% externem Schwerbenzin gemischt. Dieser Gasphasenstrom, der reich an Wasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel und leichtem Vakuumgasöl ist, wird einem Hydrotreating-Reaktor zugeführt. Die im zweiten Heißabscheidersystem erhaltene Flüssigphase wird mit recyceltem Wasserstoff gemischt und den Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren (R2/R3) zugeführt, die im wesentlichen mit dem gleichen Druck arbeiten wie der vorhergehende Reaktor (R4). Außerdem verfügen sämtliche Reaktoren (R2/R3/R4) über das gleiche Volumen und die gleiche Temperatur wie im vorhergehenden Fall (SEHP3). In Tabelle 6 werden die Ergebnisse dieses Verfahrens dargelegt, wobei es sich bei dem SEHP3-Verfahren um ein Verfahren mit einer Hydrotreating-/Hydrokrack-Stufe und bei dem SEHP4-Verfahren um ein zweistufiges Hydrotreating- /Hydrokrack-Verfahren handelt. Es wird darauf hingewiesen, dass bei beiden Anordnungen die gleiche Beschickung und die gleichen Betriebsbedingungen sowie die gleichen Stripping- und Waschstufen verwendet werden.

Tabelle 6

Die meisten der Mischeigenschaften sind besser als die der Produkte der Vakuumrückstandumwandlung (aus R1). Durch die sequentielle Integration der HSSW-Stufe plus des Hydrokrack-Reaktors, wird die VGO-Umwandlung gesteigert und die Qualität des nicht umgewandelten VGO wird verbessert. Das Gleiche gilt für Schwerbenzin und Diesel, wie in Tabelle 6 dargestellt.

Durch das mit dem Hochdruck-Stripping- und Waschschritt und einer Hydrotreating-Stufe durchgeführte Verfahren wurde eine wesentliche Reduzierung des Schwefelgehalts, eine Verbesserung des Diesels, Cetanzahl, und des Kerosins, Rußpunkt, erreicht. Das unter Verwendung von zwei Hydrotreating-Stufen durchgeführte Verfahren ergab allerdings eine größere Reduzierung des Schwefelgehalts sowie eine Erhöhung der Cetanzahl und des Rußpunkts. Das SEHP4-Verfahren ergab ferner eine größere Umwandlungsrate für die VGO-Fraktion.

BEISPIEL 3

Dieses Beispiel stellt eine erfindungsgemäße Stripping- und Waschbehandlung (HSSW) dar. Fig. 11 zeigt ein Gleichgewicht von Masse und Energie einer HSSW-Zone oder eines HSSW-Tanks entsprechend der Erfindung. Es wird die Fließgeschwindigkeit S (Tonnen/Stunde) und die Temperatur für die Reaktionsbeschickung, das Strippgas, die Waschbeschickung, das Gasphasenprodukt und das Flüssigphasenprodukt dargestellt. Hier wird eine vorteilhafte Trennung ohne Temperaturabkühlung bzw. Druckverlust dargestellt.

Ströme aus dem oberen und unteren Teil der Zone wurden analysiert unter Verwendung von 50 Tonnen/Stunde Wasserstoff Strippbeschickung (ungefähr 10 Gew.-%) und 209 Tonnen/Stunde einer Waschbeschickung (ungefähr 15 Volumen-%). Als Vergleich wurde ein Heißabscheiderverfahren ohne Stripping- oder Waschstufe herangezogen. In Tabelle 7 werden die Ergebnisse dargestellt.

Tabelle 7

Tabelle 7 zeigt, dass der Stripping- und Waschvorgang bei Wasserstoff eine höhere Gasproduktion ergab. H₂S, Ammoniak, C1-C4, Schwerbenzin und Diesel werden vom unten (Flüssigkeit) nach oben (Gasphase) gestrippt. Vakuumrückstand und Feststoffe werden aus der Gasphase herausgewaschen. Die Gesamtmenge an Produkten, die das HSSW-System verlassen, beinhalten die für die Waschbehandlung verwendete Menge an Diesel und VGO sowie die für den Strippvorgang verwendete Menge an Wasserstoff. In einem Vergleich der Spalten "Oberer Strom" und "Oberer Strom*" wird der Unterschied zwischen dem erfindungsgemäßen HSSW-System und einem herkömmlichen Heißabscheider deutlich. Die Ergebnisse zeigen, dass das erfindungsgemäße HSSW-Verfahren den Vakuumrückstand und ein Verschleppen des Katalysators in die Gasphase reduziert, und dass H₂S, Ammoniak, C1-C4 und Schwerbenzin reduziert werden, die in der unteren bzw. Flüssigphase der Vakuumfraktionierungsanlage zugeführt werden. Hierdurch werden die Kosten dieser Anlage reduziert. Diesel und VGO werden vorteilhafterweise in der Vakuumkolonne fraktioniert und teilweise in die Stripp-Zone im HSSW-System in einem geschlossenen Kreislauf zurückgepumpt.

BEISPIEL 4

Dieses Beispiel zeigt den Unterschied zwischen getrennten bzw. unabhängigen Verfahren und den integrierten Verfahren der vorliegenden Erfindung auf. Es wurde eine herkömmliche Anordnung, wie in Fig. 12 dargestellt, aufgebaut, in welcher ein erstes Hydrokracken von Vakuumrückstand, mit einem Destillationsschritt, durchgeführt wird, um Vakuumgasöl zu erhalten, welches zusammen mit externem VGO in einem unabhängigen Hydrokrackverfahren (Reaktoren und sämtliche anderen Anlagen) behandelt wurde. Es wurde Diesel aus dem ersten Hydrokrack-Schritt mit anderem Diesel für die Hydrobehandlung gemischt. Die Eigenschaften der Produkte aus den ersten Hydrokrack-Stufen dieser Anordnung werden in der nachfolgenden Tabelle 8 in der Spalte "Anordnung II" dargestellt.

Tabelle 8

Ebenso wurde eine Anordnung für den Vergleich des erfindungsgemäßen Verfahrens mit dem herkömmlichen Verfahren aufgebaut. In dieser Anordnung, die schematisch in der Fig. 13 dargestellt ist, wird das gesamte Produkt aus dem Vakuumrückstand-Hydrokrack-Verfahren plus externer Diesel und Vakuumgasöl (gleiche Mengen wie in Anordnung II) einem HSSW-System zugeführt und dann wird die Gasphase in die Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktoren (nur die Reaktoren) zur weiteren Verarbeitung eingebracht. Der kombinierte Produktstrom aus dem sequentiell integrierten Verfahren, welches Destillationsschritte beinhaltet, wird ebenfalls in der obigen Tabelle 8 in der Spalte "Anordnung I" dargestellt.

In dem Verfahren gemäß der Anordnung II werden alle Schwerbenzin- und Diesel-Bestandteile getrennt vom Hydrokrack-Verfahren behandelt, während im Verfahren gemäß Anordnung I alle Destillate in einem einzigen integrierten Reaktorsystem (mit Investitionen für nur eine Anlage) behandelt werden. Die nachfolgende Tabelle 9 zeigt die Endergebnisse bezogen auf die Umwandlung und Tabelle 10 stellt die Endergebnisse bezogen auf die Produktqualtität dar.

Tabelle 9

Tabelle 10

Tabelle 9 zeigt, dass die Verwendung einer unabhängigen oder separaten Hydrokrack-Anlage eine höhere Umwandlung (Anordnung II: 97% VGO-Umwandlung) ergibt als die Verwendung des integrierten Systems (Anordnung I: 86,7% VGO-Umwandlung). Dies erklärt sich dadurch, dass im Verfahren nach der Anordnung I die gesamte Produktmenge umgewandelt wird und die Ergebnisse durch das maximale Fassungsvermögen eines handelsüblichen Tanks begrenzt werden. Mit der Anordnung I wird auch eine erhöhte Umwandlung von Benzin erreicht, während mit der Anordnung II eine höhere Umwandlung von Kerosin und Diesel erhalten wird. Der Wasserstoffverbrauch ist bei dem unabhängigen System der Anordnung II größer.

Aus der Tabelle 10 sollte deutlich erkennbar sein, dass beide Produkte über hervorragende Eigenschaften verfügen. Selbstverständlich ergeben sich bei dem unter Verwendung der erfindungsgemäßen Anordnung I erhaltenen Produkt Kosteneinsparungen aufgrund der wirksamen Verwendung der hohen Druck- und Temperaturbedingungen sowie der geringeren Anlagenkosten.

Die Eigenschaften von leichtem Schwerbenzin waren bei beiden Anordnungen I und II fast identisch. In den meisten Fällen könnte dieses Schwerbenzinprodukt direkt Produkten mit einer niedrigen Octanzahl zugemischt werden. Falls zusätzliches Octan erforderlich ist, kann das leichte Schwerbenzin als hervorragende Beschickung für Isomerisierungsverfahren dienen. Die Schwefel- und Stickstoffgehalte der schweren Naphthafraktionen sind bei beiden Anordnungen sehr niedrig und der Gehalt an Naphthalen plus Aromaten beträgt fast 60%, wodurch diese Ströme sich ausgezeichnet als Beschickung für Schwerbenzin- Reformierungsanlagen und dergleichen eignen.

Die Kerosin-, Diesel- und VGO-Ströme aus beiden Anordnungen verfügen ebenfalls über sehr wünschenswerte Eigenschaften. Wie oben erläutert, bietet das erfindungsgemäße Verfahren wesentliche Einsparungen an Betriebskosten und Investitionskosten für Anlagen im Vergleich zu dem Verfahren entsprechend der nicht integrierten Anordnung II.

Diese Erfindung kann in anderen Formen oder auf andere Art und Weise ausgeführt werden, ohne von deren Grundgedanke oder wesentlichen charakteristischen Merkmalen abzuweichen. Die vorliegende Ausführung ist daher in jeder Hinsicht als beschreibend und nicht als einschränkend zu betrachten, wobei der Umfang der Erfindung durch die beigefügten Patentansprüche aufgezeigt wird und sämtliche Änderungen, die sich in der Bedeutung und im Äquivalenzbereich ergeben, darin enthalten sein sollen.

Claims (27)

1. Integriertes Verfahren zur Behandlung einer Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin und Diesel enthaltenden Beschickung, welches die folgenden Schritte aufweist:
Bereitstellen einer Reaktionsbeschickung, die Rückstand, Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin, Diesel, Schwefelwasserstoff, Ammoniak und C1-C4-Gasphasen­ verbindungen enthält;
Bereitstellen eines Strippgases;
Bereitstellen einer Waschbeschickung; und
Einbringen der Reaktionsbeschickung, des Strippgases und der Waschbeschickung in eine Stripping- und Waschzone, so dass eine Gasphase erhalten wird, die den Schwefelwasserstoff, den Ammoniak, die C1-C4- Gasphasenverbindungen, das Schwerbenzin, das Kerosin, den Diesel und das Vakuumgasöl sowie eine Flüssigphase enthält, wobei die Reaktionsbeschickung mit einem Reaktionsbeschickungs-Druck von zwischen etwa 700 psig und etwa 3500 psig bereitgestellt wird und die Stripping- und Waschzone mit einem Druck betrieben wird, der um höchstens etwa 80 psig vom Druck der Reaktionsbeschickung abweicht.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktionsbeschickung Wasserstoff, Schwefelwasserstoff, Schwerbenzin, Kerosin, Diesel, leichtes Vakuumgasöl, schweres Vakuumgasöl, und C1-C4- Kohlenwasserstoffe, Vakuumrückstand und einen Katalysator umfaßt und in welchem die Flüssigphase den Vakuumrückstand und den Katalysator enthält.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Strippgas Wasserstoffgas ist.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschbeschickung aus der Gruppe bestehend aus Diesel, leichtem Vakuumgasöl und Mischungen daraus ausgewählt ist.

5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschbeschickung aus einer externen Quelle erhalten wird.

6. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschbeschickung eine Dieselfraktion und eine Fraktion aus leichtem Vakuumgasöl umfaßt.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase mit einem Druck bereitgestellt wird, der um höchstens etwa 80 psig vom Druck der Reaktionsbeschickung abweicht.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktionsbeschickung ein Produkt einer Vakuumrückstand-Hydrokrack-Reaktion ist und in welchem die Gasphase als Beschickung für eine Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktionszone bereitgestellt wird.

9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase mit einer externen Schwerbenzin- und Dieselfraktion mit einem im wesentlichen gleichen Druck wie die Gasphase gemischt wird, um eine kombinierte Phase bereitzustellen, und in welchem diese kombinierte Phase als Beschickung für die Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktionszone bereitgestellt wird.

10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktionsbeschickung Vakuumrückstand und einen Katalysator aus der Vakuumrückstand-Hydrokrack- Reaktion enthält, und wobei das Verfahren ferner das Zuführen dieser Flüssigphase in eine Vakuumdestillationsanlage zur Rückgewinnung einer Diesel- und Gasölfraktion umfaßt, welche als Waschbeschickung recycelt wird, und eine diesen Katalysator enthaltende Vakuumrückstandfraktion enthält.

11. Verfahren nach Anspruch 10, gekennzeichnet durch das Einbringen der Vakuumrückstandfraktion in ein Delayed- Coking-Verfahren umfaßt.

12. Verfahren nach Anspruch 9, gekennzeichnet durch das Aufrechterhalten der Gasphase und der kombinierten Phase auf einem Druck umfaßt, der um höchstens etwa 50 psig vom Druck der Reaktionsbeschickung aus der Stripping- und Waschzone in die Hydrotreating- /Hydrokrack-Reaktionszone abweicht, wobei keine Kompressoren zwischen der Stripping- und Waschzone und der Hydrotreating-/Hydrokrack-Reaktionszone erforderlich sind.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktionsbeschickung mit einer Reaktionsbeschickungstemperatur bereitgestellt wird, und welches ferner die folgenden Schritte umfaßt: Bereitstellen von zumindest einer der Strippgas- und Waschbeschickungen in einer Temperatur, die sich von der Reaktionsbeschickungstemperatur unterscheidet, und Mischen dieser Reaktionsbeschickung, des Strippgases und der Waschbeschickung in Mengenanteilen, die so ausgewählt werden, dass die gewünschte Endtemperatur erreicht wird.

14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass das Strippgas mit der Reaktionsbeschickung in einem Verhältnis von Strippgas zu Reaktionsbeschickung von zwischen etwa 10 und etwa 100 ft³ Gas pro Barrel Beschickung gemischt wird.

15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschbeschickung mit der Reaktionsbeschickung in einer Menge von zwischen etwa 5 Volumen-% (v/v) und etwa 15 Volumen-% (v/v) bezogen auf das Volumen der Reaktionsbeschickung gemischt wird.

16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass die Stripping- und Waschzone einen Reaktor mit einem Einlaß für die Reaktionsbeschickung umfaßt, in welchem Verfahren das Strippgas dem Reaktor unterhalb der Einlaßöffnung und die Waschbeschickung dem Reaktor oberhalb der Einlaßöffnung zugeführt wird.

17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktionsbeschickung aus einem Vakuumrückstand-Hydrokrack-Verfahren erhalten wird und in welchem die Gasphase einem Hydroprocessing-/Hydrokrack-Reaktorsystem zugeführt wird.

18. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass das Hydroprocessing-/Hydrokrack-Reaktorsystem zumindest einen Reaktor umfaßt, der aus der Gruppe bestehend aus Hydrokrackreaktoren, Hydrotreating- Reaktoren und Kombinationen daraus ausgewählt wird.

19. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass das Hydroprocessing-/Hydrotreating-Reaktorsystem ein Hydrokrack-Reaktorsystem umfaßt.

20. Verfahren nach einem der Ansprüche 17 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass das Hydrokrack-Reaktorsystem einen ersten und einen zweiten Reaktor und ferner die folgenden Schritte umfaßt: Einbringen der Gasphase in den ersten Reaktor, so dass ein Zwlschenproduktstrom erhalten wird, und Einbringen des Zwischenproduktstroms in den zweiten Reaktor, um einen Endproduktstrom zu produzieren, der Wasserstoff, Schwerbenzin, Düsentreibstoff, Diesel und restliches Vakuumgasöl enthält.

21. Verfahren nach Anspruch 20, gekennzeichnet durch den Schritt des Recycelns des restlichen Vakuumgasöls und Einbringen in zumindest einen der beiden ersten und zweiten Reaktoren.

22. Verfahren nach Anspruch 20, gekennzeichnet durch den Schritt des Recycelns des Wasserstoffs und Einbringen in zumindest einen der beiden ersten und zweiten Reaktoren.

23. Verfahren nach einem der Ansprüche 20 bis 22, gekennzeichnet durch die Schritte: Bestimmen einer zusätzlichen Stripping- und Waschzone zwischen dem ersten und dem zweiten Reaktor, Zuführen des Zwischenproduktstroms, eines zusätzlichen Strippgases und einer zusätzlichen Waschbeschickung in die zusätzliche Stripping- und Waschzone, so dass eine Zwischengasphase und eine Zwischenflüssigphase erhalten wird, und Einbringen der Zwischengasphase in den zweiten Reaktor.

24. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass das Hydroprocessing-/Hydrokrack-Reaktorsystem ein Rieselreaktor ist.

25. Verfahren nach Anspruch 17, gekennzeichnet durch den Schritt des Einbringens der Gasphase in das Hydroprocessing-/Hydrokrack-Reaktorsystem, welches mehrere, hintereinander angeordnete Katalysatorzonen aufweist, die der Gasphase ausgesetzt werden, und in welchem eine erste dieser Anzahl von Zonen einen metallabscheidenden Katalysator zur Abscheidung von Metall aufweist, welches durch die Gasphase in das Hydroprocessing-/Hydrokrack-Reaktorsystem verschleppt wurde.

26. Verfahren zur Veredelung einer Vakuumrückstandbeschickung, welches die folgenden Schritte aufweist:
Mischen der Vakuumrückstandbeschickung mit einem Vakuumrückstand-Hydrokrack-Katalysator zur Gewinnung einer Vakuumrückstand-Reaktionsbeschickung;
Aussetzen dieser Vakuumrückstand-Reaktionsbeschickung den Bedingungen eines Hydrokrackverfahrens zur Herstellung eines Vakuumrückstandproduktes, welches Vakuumgasöl, Kerosin, Schwerbenzin, Diesel, Schwefelwasserstoff, Ammoniak, C1-C4- Gasphasenverbindungen, Vakuumrückstand und den Katalysator enthält und einen Vakuumrückstanddruck aufweist;
Bereitstellen eines Strippgases;
Bereitstellen einer Waschbeschickung;
Einbringen des Vakuumrückstandproduktes, des Strippgases und der Waschbeschickung in eine Stripping- und Waschzone, so dass eine Gasphase erhalten wird, die den Schwefelwasserstoff, den Ammoniak, die C1-C4-Gasphasenverbindungen, das Schwerbenzin, das Kerosin, den Diesel und das Vakuumgasöl sowie eine Flüssigphase enthält, die den Vakkumrückstand und den Katalysator beinhaltet, wobei die Gasphase einen Druck aufweist, der um höchstens etwa 80 psig von dem Druck des Vakuumrückstands abweicht;
Zuführen dieser Gasphase unter einem Gasphasendruck einer weiteren Hydrotreating-/Hydrokrack-Zone, so dass ein Produktstrom mit veredelten Kerosin-, Schwerbenzin- und Dieselfraktionen entsteht; und
Zuführen dieses Vakuumrückstands und des Katalysators einem Vakuumrückstandveredelungsverfahren.

27. Verfahren nach Anspruch 26, in welchem die Gasphase im Wesentlichen frei von Katalysator und Vakuumrückstand ist und in welchem die Hydrotreating-/Hydrokrackzone einen Rieselreaktor umfaßt.