DE3204546C2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- DE3204546C2 DE3204546C2 DE3204546A DE3204546A DE3204546C2 DE 3204546 C2 DE3204546 C2 DE 3204546C2 DE 3204546 A DE3204546 A DE 3204546A DE 3204546 A DE3204546 A DE 3204546A DE 3204546 C2 DE3204546 C2 DE 3204546C2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- stage
- hydrogen
- al2o3
- liquid
- molecular sieves
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
- C10G45/60—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins characterised by the catalyst used
- C10G45/64—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins characterised by the catalyst used containing crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
- C10G45/46—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used
- C10G45/48—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/50—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum or tungsten metal, or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Umsetzung von nicht
destillierbaren Rückständen von gemischt- oder paraffin
basischen Kohlenwasserstoff-Rohölen in destillierbare Vorpro
dukte zur Herstellung von Treibstoffen und/oder petrol
chemischen Produkten durch Donor-Solvent-Hydrovisbreaking in
Anwesenheit eines innerhalb des Verfahrens erzeugten und im
Kreislauf geführten Wasserstoff-Donor-Solvents in Gegenwart
von Wasserstoff bei Temperaturen von 380 bis 480°C und
Drücken von 40 bis 200 bar und anschließende destillative
Trennung der hydrierten flüssigen Kohlenwasserstoffe in ein
zelne Fraktionen.
Es ist bekannt, schwere Kohlenwasserstoff-Öle mit hohen Antei
len an nichtdestillierbaren Rückständen dadurch aufzubereiten,
daß man das schwere Kohlenwasserstoff-Öl, auch in Anwesenheit
eines dispergierten Feststoffes, molekularen Wasserstoffs und
Wasserstoff-Donor-Kreislauf-Öles, einer Behandlung bei erhöh
ter Temperatur und erhöhtem Druck unterwirft, hierbei ggf.
einen bestimmten Anteil der am Feststoff adsorbierten Asphal
tene verkokt, das Produkt dieser Donor-Solven-Hydrovis
breakin (DSV) destilliert, das Destillat oder die Destillate
katalytisch hydriert, den Visbreaker-Rückstand zur Wasser
stofferzeugung bereitstellt und die hydrierten Produkte in
Fraktionen zerlegt und dann zu Treibstoffen und/oder petrol
chemischen Produkten weiterverarbeitet (DE-OS 29 20 415).
Es ist ferner bekannt, die Behandlung des Rohöles in der Nähe
der Verkokungsgrenze in Anwesenheit von Wasserstoff-Donor-Kom
ponenten, die aus dem Rohöl selbst, aus einem ähnlichen Rohöl
oder aus dem Visbreaker-Destillat stammen, durchzuführen
(DE-OS 29 49 935).
Mit diesen bekannten Verfahren gelingt es, ausgehend von naph
thenischen Rohölen, ein Wasserstof-Donor-Solvent mit etwa der
Zusammensetzung C (aliphatisch) max. 50%, C (naphthenisch)
min. 35% und C (aromatisch) min. 15% und mit einem Siedebe
reich von 200 bis 500°C stationär zu erzeugen. Dieses Pro
dukt kann aufgrund der guten wasserstoffübertragenden Eigen
schaften in den Hydrovisbreaker zurückgeführt werden. Das Was
serstoff-Donor-Solvent hält nicht nur den kolloidal gelösten
Zustand der Asphaltene im aufzuarbeitenden Rohstoff aufrecht
oder verbessert ihn sogar, sondern stellt den Wasserstoff mit
einem solchen Zeitverlauf unter den herrschenden Reaktions
bedingungen zur Verfügung, der der Geschwindigkeit der Hydrie
rung der Rohstoffes annähernd entspricht. Hierdurch wird die
Rekombination der Wasserstoff-Radikale zu molekularem Wasser
stoff niedrig gehalten. Aufgrund dieser Eigenschaften ermög
licht die Rückführung des Wasserstoff-Donor-Solvents zum
Hydrovisbreaking eine über 90% liegende Umsetzung des einge
setzten Rückstandes, und das Mengenverhältnis des Donor-Sol
vents zum eingesetzten Rohstoff kann niedrig gehalten werden,
wodurch unerwünschte Isomerisierungen der wasserstoffüber
tragenden Bestandteile vermieden werden.
Bei der Umsetzung von nichtdestillierbaren Rückständen von
gemischt- oder paraffinischen Kohlenwasserstoff-Rohölen können
jedoch die wünschenswerte Zusammensetzung und damit die vor
teilhaften Eigenschaften des im eigenen Verfahren anfallenden
und im Kreislauf geführten Wasserstoff-Donor-Solvents nicht
erreicht werden, da die stationären Aromaten- und Naphthen-
Konzentrationen zu klein und die Aliphaten-Konzentration zu
hoch sind.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, diese Nachteile
des Standes der Technik zu vermeiden. Es soll eine ent
sprechende minimale Aromaten- und Naphthen-Konzentration
gewährleistet und so ein Wasserstoff-Donor-Solvent hoher
Qualität erhalten werden, das, in den Hydrovisbreaking-
Prozeß zurückgeführt, einen optimalen Umsatz von nichtdestil
lierbaren Rückständen von gemischt- oder paraffinbasischen
Kohlenwasserstoff-Rohölen zu nützlichen Vorprodukten zur
Energieversorgung oder Rohstoffgewinnung ermöglicht.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß dadurch gelöst, daß man
das Wasserstoff-Donor-Solvent dadurch gewinnt, daß man einen
Teil des Destillats des Hydrovisbreaking als Seitenstrom
abzieht und einer katalytischen Behandlung in Gegenwart von
molekularem Wasserstoff unterwirft, wobei man durch selek
tive katalytische Hydrierung Aromaten in Naphthene und durch
selektive katalytische Spaltung Paraffine in unter dem
Siedebereich des Wasserstoff-Donor-Solvents siedende
Naphtha-Fraktionen umwandelt.
Nach einer Ausgestaltung der Erfindung setzt man als
selektiv hydrierende Katalysatoren solche aus Ni und Mo
auf einem Al₂O₃-Träger und als selektiv spaltende Katalysa
toren Molekularsiebe ein.
Als Molekularsiebe setzt man bevorzugt solche mit Abmessung
gen den Porenöffnungen zwischen 4 und 7 Angström, enthaltend
Komponenten zur Erhöhung der Spaltaktivität, ein.
In einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung setzt man
als Molekularsiebe Zeolithe des Typs ZSM-5- oder UHP-Y, ins
besondere in Verbindung mit einer Al₂O₃-haltigen Matrix,
ein.
Im Rahmen der Erfindung sind auch Molekularsiebe des Typs
Silicalite mit oder ohne Al₂O₃-haltige Matrix geeignet.
Bevorzugt führt man die katalytische Behandlung in mehreren
Stufen unter hydrierenden Bedingungen durch.
Nach einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung führt man
die Behandlung in zwei Stufen durch, wobei man in der ersten
Stufe einen Katalysator aus Ni und Mo auf einem Al₂O₃-Träger
und in der zweiten Stufe einen Katalysator aus Ni und Mo auf
einem Al₂O₃-Matrix enthaltenden Molekularsieb einsetzt.
Solche Katalysatoren sind an sich bekannt und z. B. in DE-OS
30 10 094, US-PS 40 61 724 und EP-Anmeldung Nr. 80 304 036
(Veröffentlichungs-Nr. 00 28 938) beschrieben.
In der zweiten Stufe werden durch den Einsatz eines Katalysators
aus Ni und Mo auf einem Träger, bestehend aus einem Molekularsieb
und aus einer Al₂O₃-haltigen Matrix, d. h. eines
Mehrfunktionskatalysators, sowohl die Paraffine gespalten als
auch die Hydrierung vervollständigt.
Die beiden Stufen können nach der Erfindung in einem gemeinsamen
Hydrierreaktor zusammengefaßt werden.
Bevorzugt wendet man in der ersten katalytischen Stufe eine
Temperatur von 360 bis 430°C und in der zweiten Stufe eine
Temperatur von 340 bis 420°C an, wobei der Gesamtdruck in beiden
Stufen gleich hoch und beispielsweise bei 50 bis 180 bar
liegen kann.
Es ist jedoch auch möglich, die Gesamtdrücke in den beiden
Stufen verschieden zu wählen. So kann beispielsweise der Gesamtdruck
in der ersten Stufe bei 100 bis 150 und in der zweiten
Stufe bei 40 bis 80 bar liegen.
Zweckmäßig bemißt man das Gas-Flüssig-Verhältnis im Rahmen
der Erfindung auf 400 bis 800 Nm³/t Flüssig-Einsatz,
während man die Raumgeschwindigkeit des Flüssig-Einsatzes
vorteilhafterweise auf 0,5 bis 1,5 kg/l · h bemißt.
Die mit der Erfindung erzielten Vorteile gegenüber bekannten
Vorschlägen, z. B. nach US-PS 31 47 206, liegen insbesondere
darin, daß die selektive katalytische Spaltung der Paraffine,
insbesondere der n-Paraffine, in die selektive katalytische
Hydrierung der Aromaten zu Naphthenen integriert
werden kann. Ein weiterer Vorteil der Erfindung besteht
darin, daß die von der Art des eingesetzten zu behandelnden
Rohstoffes abhängigen Einschränkungen in der Leistungsfähigkeit
des Donor-Solvent-Hydrovisbreaking aufgehoben werden
und der Wirkungsgrad der Wasserstoffübertragung wesentlich
verbessert ist.
Die Erfindung ist anhand der Zeichnung schematisch
und beispielsweise dargestellt und wird im folgenden
näher beschrieben.
Zur besseren Übersicht sind in der Zeichnung für den Fachmann
selbstverständliche oder naheliegende Einrichtungen
oder Apparateteile, wie Pumpen oder andere Fördereinrichtungen,
Gas-Flüssig-Trennungen, Gaskreisläufe, Wärmeaustauscher
usw., weggelassen. Desgleichen schließt die Erfindung
andere Kombinationen oder eine andere Reihenfolge der
genannten Apparate oder Einrichtungsteile nicht aus.
Der Rohöl-Rückstand 1 wird mit Donor-Solvent 2 und rückgeführtem
Rückstand 3 in Anwesenheit von Wasserstoff 4 in den
Hydrovisbreaker 5 geführt. Das Flüssig-Produkt 6 des Hydrovisbreaking
5 wird in der Destillation 7 auf Naphtha
200°C- 8, Mittel- und Vakuumdestillat 200-500°C 9
und Hydrovisbreaker-Rückstand 10 aufgetrennt. Ein Teil des
Hydrovisbreaker-Destillats mit dem Siedebereich von 200 bis
500°C 11 dient als Einsatz für das herzustellende
Wasserstoff-Donor-Solvent. Zu diesem Zweck wird dieser Teil
einer selektiven katalytischen Hydrierung 12 und anschließend
einer selektiven katalytischen Paraffinspaltung 13 bzw.
einer Paraffinspaltung und Vervollständigung der Hydrierung
mit einem Mehrfunktions-Katalysator unterworfen. Die
Stufen 12 und 13 werden zweckmäßigerweise in einem Hydrierreaktor
zusammengefaßt, wobei über 14 molekularer Wasserstoff
zugeführt wird.
Die Bedingungen in der Katalysatorstufe 12 beispielsweise
lauten:
Katalysator: | |
Ni-Mo (Sulfide) auf Al₂O₃ | |
Temperatur: | 380 bis 410°C |
Gesamtdruck: | 70 bis 140 bar |
Raumgeschwindigkeit (Flüssig-Einsatz): | 0,5 bis 1,0 kg/l · h |
Gas-Flüssig-Verhältnis: | 400 bis 600 Nm³/t |
Neben der selektiven katalytischen Hydrierung der Aromaten
wird eine Olefinsättigung und eine weitgehende Heteroatomentfernung
erreicht.
Die Bedingungen in 13 beispielsweise lauten:
Katalysator: | |
Molekularsieb (Silicalite) mit Al₂O₃-Matrix als Träger und Ni-Mo (Sulfide) | |
als Hydrierkomponente (Mehrfunktionskatalysator) | |
Temperatur: | 360 bis 400°C |
Gesamtdruck: | 70 bis 140 bar (wie in 12) |
Raumgeschwindigkeit (Flüssig-Einsatz): | 0,5 bis 1,5 kg/l · h |
Gas-Flüssig-Verhältnis: | 400 bis 600 Nm³/t (wie in 12) |
Hierbei werden die Paraffine selektiv gespalten, gleichzeitig
wird die selektive Hydrierung der Aromaten vervollständigt.
Der Gasstrom 14 kann zweckmäßigerweise nach Abtrennung von
Flüssig-Produkt 15 als Frisch-Wasserstoff 4 zum Hydrovisbreaker
5 verwendet werden, wobei der Gaskreislauf für die Stufen 12
und 13 entfällt.
Das Flüssig-Produkt 15 wird in der Destillation 16 auf einen
Naphthastrom 17 und Donor-Solvent 2 aufgetrennt. Strom 17 kann,
mit dem Hydrovisbreaker Naphtha 8 vereinigt, als Fahrbenzin-Komponente
in der Raffinerie 18 weiterverarbeitet oder, mit Vorteil
getrennt, für Äthylenerzeugung verwendet werden. Der Hauptstrom
19 der 200 bis 500°C-Destillate kann nach Abzweigung des
Donor-Solvent-Kreislaufstromes 11 in bekannter Weise zu marktüblichen
Raffinerieprodukten 19 bis 22 weiterverarbeitet werden.
Der Rückstand 10 wird teilweise 3 in das Hydrovisbreaking 5
zurückgeführt, teilweise als Konzentrat der Metall- und anderer
anorganischer Verunreinigungen des Rohöls abgegeben 23.
Zur Verarbeitung gelangt ein Vakuumrückstand 1 von arabischem
Leicht-Rohöl mit einer Siedetemperatur von über 500°C. Der
Rückstand 1 wird mit Wasserstoff-Donor-Solvent 2 und rückgeführtem
Rückstand 3 in Anwesenheit von wasserstoffhaltigem
Kreislaufgas 4 bei einer Temperatur von 430°C und bei einem
Gesamtdruck von 140 bar im Hydrovisbreaker 5 behandelt. Das
abgezogene hydrierte Flüssig-Produkt 6 wird in 7 destilliert.
Das Hydrovisbreaker-Destillat 9 hat folgende Eigenschaften:
Siedebereich: | |
200 bis 500°C | |
Dichte (g/ml): | 0,9070 bei 20°C |
Elementaranalyse (Gew.-%): | H 11,80 |
C 85,4 | |
S 2,4 | |
Molekulargewicht (g/mol): | 280 |
Bromzahl (g/100 g): | 16 |
Konstitution (%): | C (Aliphaten) 56 |
C (Naphthene) 19 | |
C (Aromaten) 25 |
Ein Teil dieses Destillats wird als Strom 11 in die Donor-Solvent-Erzeugung
geführt. In 12 (erste Hydrierstufe) werden
folgende Bedingungen eingestellt:
Katalysator: | |
Ni-Mo (Sulfid) auf Al₂O₃ | |
Temperatur (maximal): | 410°C |
Gesamtdruck: | 140 bar |
Raumgeschwindigkeit: | 1 kg/l · h |
Wasserstoff: | 400 Nl/kg Flüssig-Einsatz |
Das flüssige Effluent dieser Hydrierstufe enthält 7 Gew.-%
Naphtha 17, unter 200°C siedend. Die bei 200 bis 500°C
siedende Fraktion hat folgende Eigenschaften:
Dichte (g/ml): | |
0,8530 (20°C) | |
Elementaranalyse (Gew.-%): | H 13,10 |
C 86,6 | |
S 0,001 | |
Molekulargewicht (g/mol): | 270 |
Bromzahl (g/100 g): | 1 |
Konstitution (%): | C (Aliphaten) 59 |
C (Naphthene) 30 | |
C (Aromaten) 11 |
Das gesamte flüssige Effluent wird in 13 (zweite Hydrierstufe)
eingeführt unter folgenden Bedingungen:
Katalysator: | |
Molekularsieb (Silicalite) mit Al₂O₃ als Matrix und Ni-Mo (Sulfide) | |
als Hydrierkomponente (Mehrfunktionskatalysator) | |
Temperatur: | 390°C |
Gesamtdruck: | 140 bar |
Raumgeschwindigkeit: | 1 kg/l · h |
Wasserstoff: | 300 Nl/kg Flüssig-Einsatz |
Das Effluent, Strom Nr. 15, enthält 25 Gew.-Teile Naphtha,
unter 200°C siedend. Die 200 bis 500°C-Fraktion 2
(Donor-Solvent) hat folgende Eigenschaften:
Dichte (g/ml): | |
0,8610 (20°C) | |
Elementaranalyse (Gew.-%): | H 13,05 |
C 86,4 | |
S 0,001 | |
Molekulargewicht (g/mol): | 290 |
Bromzahl (g/100 g): | 1 |
Konstitution (%): | C (Aliphaten) 45 |
C (Naphthene) 40 | |
C (Aromaten) 15 |
Man verfährt wie in Beispiel 1 mit dem Unterschied, daß die
erste Hydrierstufe 12 mit 140 bar Gesamtdruck, die zweite
Hydrierstufe 13 mit 70 bar Gesamtdruck betrieben wird. Das
gewonnene Donor-Solvent hat folgende Eigenschaften:
Siedebereich: | |
200 bis 500°C | |
Dichte (g/ml): | 0,8630 (20°C) |
Elementaranalyse (Gew.-%): | H 12,9 |
C 86,5 | |
S 0,0005 | |
Molekulargewicht (g/mol): | 295 |
Bromzahl (g/100 g): | 1 |
Konstitution (%): | C (Aliphaten) 41 |
C (Naphthene) 43 | |
C (Aromaten) 16 |
Der Naphtha-Anteil (200°C-) 17 beträgt 28 Gew.-%,
bezogen auf Strom Nr. 11.
Im Gesamtverfahren wird der Vakuumrückstand eines Arabian
Light-Rohöles eingesetzt 1. Die Mengenverhältnisse im Einsatz
zum Hydrovisbreaker 5 werden eingestellt wie folgt:
Vakuumrückstand 1: | |
100 Gew.-Teile | |
Wasserstoff-Donor-Solvent 2: | 25 Gew.-Teile |
Vakuumrückstand 3: | 20 Gew.-Teile |
Die Donor-Solvent-Erzeugung wird unter den in Beispiel 1
genannten Bedingungen durchgeführt.
Das Gesamtverfahren liefert in stationärem Zustand 80%
Umsatz des eingesetzten Vakuumrückstandes in unter 500°C
siedenden Anteilen in folgender Aufteilung:
Anorganische Gase: | |
4,0 Gew.-% des Einsatzes | |
C₁ . . . C₄ Kohlenwasserstoffe: | 4,8 Gew.-% des Einsatzes |
Fraktion C₅ - 200°C: | 18,0 Gew.-% des Einsatzes |
Fraktion 200-500°C: | 55,8 Gew.-% des Einsatzes |
Rückstand 500°C⁺: | 19,4 Gew.-% des Einsatzes |
Claims (13)
1. Verfahren zur Umsetzung von nichtdestillierbaren Rückständen
von gemischt- oder paraffinbasischen Kohlenwasserstoff-Rohölen
in destillierbare Vorprodukte zur
Herstellung von Treibstoffen und/oder petrolchemischen
Produkten durch Donor-Solvent-Hydrovisbreaking
in Anwesenheit eines innerhalb des Verfahrens
erzeugten und im Kreislauf geführten Wasserstoff-Donor-Solvents
in Gegenwart von Wasserstoff bei Temperaturen
von 380 bis 480°C und Drücken von 40 bis 200 bar und
anschließende destillative Trennung der hydrierten
flüssigen Kohlenwasserstoffe in einzelne Fraktionen,
dadurch gekennzeichnet, daß man das Wasserstoff-Donor-Solvent
dadurch gewinnt, daß man einen Teil des Destillats
des Hydrovisbreaking als Seitenstrom abzieht und
einer katalytischen Behandlung in Gegenwart von molekularem
Wasserstoff unterwirft, wobei man durch selektive
katalytische Hydrierung Aromaten in Naphthene und durch
selektive katalytische Spaltung Paraffine in unter dem
Siedebereich des Wasserstoff-Donor-Solvents siedende
Naphtha-Fraktionen umwandelt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß
man als selektiv hydrierende Katalysatoren solche aus
Ni und Mo auf einem Al₂O₃-Träger und als selektiv spaltende
Katalysatoren Molekularsiebe einsetzt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 und 2, dadurch gekennzeichnet,
daß man als Molekularsiebe solche mit Abmessungen der
Porenöffnungen zwischen 4 und 7 Angström, enthaltend
Komponenten zur Erhöhung der Spaltaktivität, einsetzt.
4. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß man als
Molekularsiebe Zeolithe des Typs ZSM-5 oder UHP-Y, insbesondere
in Verbindung mit einer Al₂O₃-haltigen
Matrix, einsetzt.
5. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß man als
Molekularsiebe solche des Typs Silicalite mit oder ohne
Al₂O₃-haltige Matrix einsetzt.
6. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß man die
katalytische Behandlung in mehreren Stufen unter hydrierenden
Bedingungen durchführt.
7. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß man die
Behandlung in zwei Stufen durchführt und in der ersten
Stufe einen Katalysator aus Ni und Mo auf einem Al₂O₃-Träger
und in der zweiten Stufe einen Katalysator aus Ni und
Mo auf einem Al₂O₃-Matrix enthaltenden Molekularsieb
einsetzt.
8. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß man die
beiden Stufen in einem gemeinsamen Hydrierreaktor zusammenfaßt.
9. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß man in
der ersten katalytischen Stufe eine Temperatur von 360 bis
430 und in der zweiten Stufe eine Temperatur von 340 bis
420°C anwendet.
10. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß man in
der ersten und in der zweiten Stufe einen Gesamtdruck
von 50 bis 180 bar anwendet.
11. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß man in
der ersten Stufe einen Gesamtdruck von 100 bis 150 und
in der zweiten Stufe einen Gesamtdruck von 40 bis 80 bar
anwendet.
12. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß man das
Gas-Flüssig-Verhältnis auf 400 bis 800 Nm³/t Flüssig-Einsatz
bemißt.
13. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß man die
Raumgeschwindigkeit des Flüssig-Einsatzes auf 0,5 bis
1,5 kg/l · h bemißt.
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19823204546 DE3204546A1 (de) | 1982-02-10 | 1982-02-10 | Verfahren zur umsetzung von nichtdestillierbaren rueckstaenden von gemischt- oder paraffinbasischen kohlenwasserstoff-rohoelen |
CA000419081A CA1199298A (en) | 1982-02-10 | 1983-01-07 | Process of converting non-distillable residues of mixed-base or paraffin-base crude hydrocarbon oils |
US06/461,294 US4500415A (en) | 1982-02-10 | 1983-01-27 | Process of converting non-distillable residues of mixed-base or paraffin-base crude hydrocarbon oils |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19823204546 DE3204546A1 (de) | 1982-02-10 | 1982-02-10 | Verfahren zur umsetzung von nichtdestillierbaren rueckstaenden von gemischt- oder paraffinbasischen kohlenwasserstoff-rohoelen |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE3204546A1 DE3204546A1 (de) | 1983-08-18 |
DE3204546C2 true DE3204546C2 (de) | 1989-08-17 |
Family
ID=6155256
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19823204546 Granted DE3204546A1 (de) | 1982-02-10 | 1982-02-10 | Verfahren zur umsetzung von nichtdestillierbaren rueckstaenden von gemischt- oder paraffinbasischen kohlenwasserstoff-rohoelen |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4500415A (de) |
CA (1) | CA1199298A (de) |
DE (1) | DE3204546A1 (de) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4913797A (en) * | 1985-11-21 | 1990-04-03 | Mobil Oil Corporation | Catalyst hydrotreating and dewaxing process |
GB2194794B (en) * | 1986-09-05 | 1990-07-11 | Shell Int Research | Process for the upgrading of heavy hydrocarbon oils |
US4797196A (en) * | 1988-02-26 | 1989-01-10 | Amoco Corporation | Hydrocracking process using special juxtaposition of catalyst zones |
US4797195A (en) * | 1988-02-26 | 1989-01-10 | Amoco Corporation | Three zone hydrocracking process |
US4834865A (en) * | 1988-02-26 | 1989-05-30 | Amoco Corporation | Hydrocracking process using disparate catalyst particle sizes |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3147206A (en) * | 1962-01-29 | 1964-09-01 | Union Oil Co | Hydrocracking process with the use of a hydrogen donor |
US3541169A (en) * | 1968-01-09 | 1970-11-17 | Ashland Oil Inc | Naphthalene hydrogenation |
US3730876A (en) * | 1970-12-18 | 1973-05-01 | A Sequeira | Production of naphthenic oils |
US3755141A (en) * | 1971-02-11 | 1973-08-28 | Texaco Inc | Catalytic cracking |
US4061724A (en) * | 1975-09-22 | 1977-12-06 | Union Carbide Corporation | Crystalline silica |
US4115246A (en) * | 1977-01-31 | 1978-09-19 | Continental Oil Company | Oil conversion process |
CA1133879A (en) * | 1979-03-19 | 1982-10-19 | Jerome F. Mayer | Hydrocarbon conversion catalyst and process using said catalyst |
US4304657A (en) * | 1979-03-22 | 1981-12-08 | Chevron Research Company | Aromatization process |
DE2920415C2 (de) * | 1979-05-19 | 1984-10-25 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Aufarbeitung von schweren Kohlenwasserstoffölen |
CA1149307A (en) * | 1979-11-13 | 1983-07-05 | Union Carbide Corporation | Midbarrel hydrocracking |
DE2949935C2 (de) * | 1979-12-12 | 1985-06-05 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Umwandlung von hochsiedenden Rohölen in erdölähnliche Produkte |
US4294686A (en) * | 1980-03-11 | 1981-10-13 | Gulf Canada Limited | Process for upgrading heavy hydrocarbonaceous oils |
US4309276A (en) * | 1980-04-28 | 1982-01-05 | Chevron Research Company | Hydrocarbon conversion with low-sodium silicalite |
US4363716A (en) * | 1981-02-26 | 1982-12-14 | Greene Marvin I | Cracking of heavy carbonaceous liquid feedstocks utilizing hydrogen donor solvent |
-
1982
- 1982-02-10 DE DE19823204546 patent/DE3204546A1/de active Granted
-
1983
- 1983-01-07 CA CA000419081A patent/CA1199298A/en not_active Expired
- 1983-01-27 US US06/461,294 patent/US4500415A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4500415A (en) | 1985-02-19 |
DE3204546A1 (de) | 1983-08-18 |
CA1199298A (en) | 1986-01-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2215665C3 (de) | Verfahren zum Herstellen von Benzin und raffinierten flüssigen Kohlenwasserstoffen | |
EP0009809B1 (de) | Verfahren zur Erzeugung von Olefinen | |
DE2454197A1 (de) | Verfahren zur herstellung eines synthetischen schmieroels mit hohem viskositaetsindex | |
DE2754948A1 (de) | Verfahren zur herstellung von kohlenwasserstoffdestillaten und schmieroelgrundmaterialien | |
DE3207069A1 (de) | Krackverfahren unter anwendung eines wasserstoffabgebenden loesungsmittels zur qualitaetsverbesserung von hochsiedenden, kohlenstoffhaltigen fluessigkeiten | |
DE2041219B2 (de) | Verfahren zum hydrokracken hoch- siedender kohlenwasserstoffe | |
DE2148121B2 (de) | Verfahren zum katalytischen cracken von schwerbenzin | |
CH505885A (de) | Verfahren zur Herstellung von Benzin mit hoher Octanzahl und so erhaltenes Benzin | |
DE1770952A1 (de) | Integriertes Dampferackverfahren | |
DE3114990C2 (de) | ||
DE2914010C2 (de) | ||
DE3204546C2 (de) | ||
DE2806854C2 (de) | Verfahren zum thermischen Spalten von Kohlenwasserstoffen zu Olefinen | |
DE69433053T2 (de) | Verfahren zur Erzeugung eines Brennstoffes für innere Verbrennungsmotoren durch Wasserstoffbehandlung und Extraktion | |
EP0009236B1 (de) | Verfahren zum Spalten von Kohlenwasserstoffen | |
DE2840986A1 (de) | Verfahren zur aufarbeitung der bei der spaltung von kohlenwasserstoffen entstehenden ueber 200 grad siedenden kohlenwasserstoff-fraktion | |
DE3235127C2 (de) | ||
DE3039263A1 (de) | Solvensextraktionsverfahren fuer die kohleumwandlung | |
DD238392A5 (de) | Katalytisches reformieren von benzinen | |
DE2312930C3 (de) | Verfahren zur Herstellung von Naphthalin oder RuB | |
DE1959869B2 (de) | Verfahren zur Herstellung einer Schmierölfraktion mit erhöhtem Viskositätsindex | |
DE1186573B (de) | Verfahren zur Umwandlung einer benzinfreien schweren Kohlenwasserstoffoelbeschickung | |
DE1956115A1 (de) | Verfahren zur Herstellung von Schmieroelen | |
DE1645739B2 (de) | Verfahren zur Hydroraffinierung von stabilen und unstabilen Erdölkohlenwasserstoff-Franktionen | |
DE3320708C2 (de) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
D2 | Grant after examination | ||
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |