-
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-/Hydro-krack-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 bevorzuter Ausführungsbeispiele
der Erfindung unter Bezugnahme der beigefügten Zeichnungen; in diesen
Zeichnungen zeigt
-
1 eine
schematische Darstellung eines erfindungsgemäßen Systems und Verfahrens;
-
2 zeigt
ferner die Integrierung der 1 in eine
Vakuumrückstand-Hydrokrack-Anlage;
-
3 stellt
Stripping- und Waschschritte gemäß einer
Ausführungsform
der Erfindung dar;
-
4 stellt
Stripping- und Waschschritte gemäß einer
anderen Ausführungsform
der Erfindung dar;
-
5 stellt
eine weitere Ausführungsform
der Stripping- und
Waschschritte der vorliegenden Erfindung dar;
-
6 zeigt
eine schematische Darstellung der Integrierung eines zweistufigen
Hot-Separation-Washing-Stripping-Verfahrens
in ein erfindungsgemäßes VRHCK-Verfahren;
-
7 zeigt
ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden
Erfindung, welches auf die Herstellung von Schwerbenzin ausgerichtet
ist;
-
8 zeigt
ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden
Erfindung, welches auf die Herstellung von qualitativ hochwertigem
Diesel ausgerichtet ist;
-
9 zeigt
ein integriertes Verfahren gemäß der vorliegenden
Erfindung, welches auf die Hydrokrack-Behandlung zur Herstellung von Düsentreibstoff
und Dieselkraftstoff ausgerichtet ist;
-
10 zeigt
eine grundsätzliche
Konfiguration eines erfindungsgemäß integrierten Verfahrens zur
Hydroentschwefelung von Vakuumgasöl und einer milden Hydrokrack-Behandlung;
-
11 zeigt
ein Beispiel des erfindungsgemäßen HSSW-Verfahrens bezüglich des
Gleichgewichts von Masse und Energie; und
-
die 12 und 13 zeigen
in einem Vergleich ein separates herkömmliches Verfahren (12) und
eine erfindungsgemäß integriertes
Verfahren (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 1 dargestellt, welche nachfolgend näher beschrieben
wird.
-
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 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 Reaktionstufe 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 2 wird
ein erfindungsgemäßes Verfahren
schematisch dargestellt. 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 Hdrokrackreaktorsystem 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 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 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).
-
-
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.
-
-
-
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.
-
-
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.
-
-
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 3, 4 und 5 werden
nunmehr einige zusätzliche
Ausführungsformen
der in 1 dargestellten, erfindungsgemäßen Stripping- und Waschzone
(HSSW) 10 beschrieben.
-
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 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.
-
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 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 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 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 Podukte einer ersten Reaktion behandelt werden,
um ein Zwischenprodukt zu erhalten, und dann dieses Zwischenprodukt
separat behandelt wird, um das Endprodukt zu erhalten.
-
6 stellt
eine Rückstand-Hydrokrack-Anlage
mit integrierter HSSW-Zone 10 dar, die der Ausführungsform
in 5 ähnlich
ist. 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. 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 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.
-
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. 7 zeigt die Gasphase und das
Reaktionsprodukt 34 aus der HSSW-Zone 10, 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 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 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 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 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 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.
-
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 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 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 8 dargestellt ist.
-
Es
sollte beachtet werden, dass die in 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 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 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 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 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 10 wird
ein weiteres alternatives Ausführungsbeispiel
entsprechend der integrierten Verfahrensanordung 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 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 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 7 bis 10 Abwandlungen
von sequentiell integrierten Hydrotreating-/Hydrokrack-Stufen darstellen,
bei welchen die HSSW-Systeme der 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 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.
-
-
-
- SEPH1 HSSW (2 ohne externe Beschickung)
- SEPH2 HSSW + HSS (6 ohne externe Beschickung)
-
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.
-
-
- SEHP3 gemäß 2
- SEHP4 gemäß 6
- *Die Mischung wird durch Mischen der Vakuumrückstand-Hydrokrack-Produkte mit externem
VGO, Diesel und Schwerbenzin hergestellt.
-
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. 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.
-
-
- Oberer Strom* bezeichnet die Gasphase, die nur einen Heißabscheider
verwendet.
-
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 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.
-
-
Ebenso
wurde eine Anordnung für
den Vergleich des erfindungsgemäßen Verfahrens
mit dem herkömmlichen
Verfahren aufgebaut. In dieser Anordnung, die schematisch in der 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 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.